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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAUNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL
“RAFAEL MARIA BARALT”VICERRECTORADO ACADÉMICO
PROGRAMA: INGENIERÍA Y TECNOLOGÍAPROYECTO: INGENIERÍA DE GAS
“EFICACIA DE LAS TÉCNICAS PARA REDUCIR EL DESCENSO DE PRODUCCIÓN DE GAS EN LOS CAMPOS DE GAS CONDENSADO EN LOS POZOS DEL ESTADO FALCÓN“.
Trabajo especial de grado para optar al título de Ingeniería de Gas
Autores:Br. Mendoza Gabriel
Tutor Académico:Ing. Ismaira Bracho
Tutor Metodológico:Ing. Jhon Lamberto
Tutor Industrial:Ing. Ramiro Medina Msc.
Ciudad Ojeda, Marzo 2015.
“EFICACIA DE LAS TÉCNICAS PARA REDUCIR EL DESCENSO DE PRODUCCIÓN DE GAS EN LOS CAMPOS DE GAS CONDENSADO EN LOS POZOS DEL ESTADO FALCÓN“.
“EFICACIA DE LAS TÉCNICAS PARA REDUCIR EL DESCENSO DE PRODUCCIÓN DE GAS EN LOS CAMPOS DE GAS CONDENSADO EN LOS POZOS DEL ESTADO FALCÓN“.
Trabajo especial de grado que presenta el bachiller Gabriel Mendoza; en cumplimiento con el Reglamento del Programa de Ingeniería y Tecnología de la Universidad Nacional Experimental “Rafael María Baralt”, para optar al Título de Ingeniero de Gas. Teniendo como tutores a:
___________________ ___________________
Ing. Ismaira Bracho Ing. Jhon Lamberto Tutor Académico Tutor Metodológico
_____________________
Ing. Ramiro Medina Msc.Tutor Industrial
iii
DEDICATORIAS
A Dios, por guiarme en este camino con sabiduría, paciencia y fe.
A mi madre, quien es mi guía, mi inspiración, orientándome por el buen
camino y por su amor incondicional.
A mis hermanos, familiares y amigos, quienes de una u otra manera
formaron parte de mi crecimiento con su apoyo y compañía.
A mi gran compañero que desde el inicio de esta carrera siempre ha
estado conmigo, gracias Albin Tales.
Gabriel Mendoza
AGRADECIMIENTOS
Gracias a Dios, por darnos el don del entendimiento, sabiduría y
perseverancia, para afrontar los obstáculos y cumplir nuestra meta.
A nuestros padres, por darnos la vida, por su apoyo incondicional, sus
enseñanzas impartidas y ser guía en cada uno de nuestros pasos.
A la Universidad Nacional Experimental “Rafael María Baralt”, por
abrirnos las puertas en esta casa de estudio, formándonos con excelentes
profesionales y por siempre velar por los intereses del estudiante.
A nuestros tutores, la Ing. Maria Pírela, Ing. Pedro Guevara e ing.
Ramiro Medina, por ofrecernos sus conocimientos, paciencia y su valioso
iv
tiempo para guiarnos con sus experiencias en la realización de esta
investigación.
Y por supuesto, a todas aquellas personas que hasta solo con una
palabra formaron parte de una motivación y ayudaron para cumplir nuestro
objetivo.
Los Autores.
ÍNDICE GENERAL
DEDICATORIAS IV
AGRADECIMIENTOS V
ÍNDICE GENERAL VI
ÍNDICE DE FIGURAS XIII
ÍNDICE DE GRÁFICAS XV
ÍNDICE DE TABLAS XVI
ÍNDICE DE FÓRMULAS XVII
v
RESUMEN XVIII
INTRODUCCIÓN 1
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA
Planteamiento del Problema 3
Objetivos de la Investigación 5
Objetivo general 5
Objetivos específicos 5
Justificación de la Investigación 5
Delimitación de la Investigación 6
CAPÍTULO II. MARCO TEORICO
Antecedentes de la Investigación 8
Bases Teóricas 11
Perforación 11
Perforación convencional 11
Perforación no convencional 12
Pozos altamente desviados 12
Perforación horizontal 13
Tipo de pozos horizontales. 14
Pozos horizontales someros. 14
Pozos horizontales profundos. 14
Pozos de reentrada. 15
vi
Pozos multilaterales. 15
Permeabilidad 16
Porosidad 17
Pega de tubería 17
Pega por diferencial. 18
Pega por empaquetamiento. 19
Pega por pozo estrecho. 19
Pega por geometría del hoyo. 20
Arrastre 21
Tortuosidad 22
Perdida de circulación 22
Tipo de formación 23
Formaciones cavernosas. 23
Formaciones fracturadas. 24
Formaciones permeables. 24
Limpieza del hoyo. 25
Tasa de penetración. 25
Fluidos de Perforación. 26
Funciones de los fluidos de perforación. 26
Propiedades de los fluidos de perforación. 32
Viscosidad. 33
Viscosidad aparente. 33
vii
Viscosidad de embudo. 34
Viscosidad plástica. 34
Densidad. 36
Reología. 37
Factores que afectan la Reología. 38
Presión. 38
Temperatura. 38
Tiempo. 38
Punto de cedencia. 39
Filtración. 41
Tixotropía y esfuerzos de geles. 42
Contenido de sólidos. 44
Tensión superficial. 45
Comprensibilidad. 45
Análisis de retorta (% de sólidos, % de líquidos). 46
Propiedades químicas. 46
PH. 46
Embolamiento. 47
Alcalinidad. 47
Alcalinidad de lodo (Pm). 47
Alcalinidad del filtrado (Pf/Mf). 48
MBT (Methylene Blue Test). 48
Cloruros. 49
Dureza. 49
viii
Tipos de fluidos de perforación. 50
Fluidos Newtonianos. 50
Fluidos no Newtonianos. 51
Clasificación de los fluidos de perforación. 52
Fluidos Base Agua. 53
Lodos dispersos. 53
Lodos no dispersos. 54
Bajos en sólidos. 54
Poliméricos. 56
Fluidos Base Aceite. 57
Lodos de aceite. 57
Emulsiones invertidas. 57
Fluidos Gas-Aire. 58
De aire o gas. 58
Niebla. 59
Espuma. 60
Fluidos Dispersos No Inhibidos. 60
Lignosulfonato/Lignito. 60
Características. 61
Fluido Dispersos Inhibidos. 62
Fluido de base calcio. 62
Fluidos de cal. 62
Contenido de calcio. 63
ix
Efectos de las altas temperaturas. 64
Indicadores de calidad. 64
Fluidos de yeso. 65
Comparación entre fluidos base calcio. 65
Conversión ha fluido de yeso. 65
Factores a considerar en la selección de fluidos de perforación.
65
Factores ambientales. 66
Condiciones de seguridad. 66
Domos salinos. 67
Alta temperatura y alta presión. 67
Perdida de circulación 67
Lutitas hidrófilas. 68
Logística. 68
Económico. 68
Efectos Colaterales que Producen los Fluidos de Perforación.
69
Importancia del fluido de perforación. 69
Fluidos Viscoelásticos. 70
Polímeros. 74
Viscosificantes. 75
Floculantes. 76
Reductores de filtrado. 76
x
Estabilizantes. 76
Defloculantes o adelgazantes. 76
Bio-polímeros. 76
Elasticidad. 77
CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO.
Tipo de investigación. 78
Diseño de la investigación. 79
Población referencial. 80
Técnica e instrumentos y recolección de datos. 80
Entrevista no estructurada. 81
Revisión documental 81
Procedimiento de la investigación 82
CAPÍTULO IV RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
CONCLUSIONES. 122
RECOMENDACIONES. 124
BIBLIOGRAFÍAS. 126
xi
FiguraNº
ÍNDICE DE FIGURA Pag.
1. Pozo perforado convencional. 11
2. Pozo perforado no convencional 12
3. Diagrama básico de pozo horizontal 13
4. Diagrama básico de un pozo multilateral 16
5. Representación esquemática de la permeabilidad por un
fluido de viscosidad
17
6. Pega por diferencial 18
xii
7. Pega por empaquetamiento 19
8. Pega por geometría del hoyo 21
9. Transporte de los ripios hacia la superficie 28
10. Transmisión de energía hidráulica 31
11. Viscosímetro rotacional 33
12. Viscosímetro para altas temperaturas 36
13. Equipo de filtración dinámica 42
14. Prueba MBT 49
15. Clasificación de los fluidos de perforación 53
16. Ejemplo entre partículas (aceite mineral y solución
viscoelástica).
85
17. Respuestas al esfuerzo de un fluido aplicado. 90
18. Aceite: Fase continúa. 93
19. Pozo Horizontal, h: espesor del horizonte L: longitud de la
sección horizontal
99
20. Área de drenaje de un pozo vertical y uno horizontal. 99
21. Técnica de perforación por expulsión de chorro de agua. 101
22. Radio de giro y las longitudes de la sección horizontal. 102
23. Técnica de Perforación de Radio Cortó con Juntas de
Collares Flexibles.
103
24. Efecto del Radio de Curvatura sobre el Uso de
Herramientas Convencionales de Perforación Horizontal.
104
25. Completación a Hoyo Desnudo. 106
26. Completación con Liner Ranurado. 107
27. Forro Pre-Empacado. 108
28. Forro Ranurado no Cementado con Aislamiento Parcial por
Empacaduras.
109
29. Forro ciego cementado y cañoneado. 110
30. Proceso de circulación. 115
xiii
GraficoNº
ÍNDICE DE GRÁFICOS Pag.
1. Velocidad de Corte y Esfuerzo de Corte. 38
2. Tensión de cortes vs. Velocidad de cortes en fluidos
newtonianos.
50
3. Viscosidad vs. Velocidad de cortes en fluidos newtonianos 50
4. Tensión de cortes vs. Velocidad de cortes para un fluido de
perforación.
51
xiv
5. Viscosidad vs. Velocidad de cortes para fluidos de
perforación.
52
6. Representación de la evolución de la tensión en función del
tiempo, a deformación constante.
71
7. Comportamiento de fluidos pseudoplasticos. 86
8. Diagrama de esfuerzo de fluidos viscoelasticos 91
TABLA Nº
ÍNDICE DE TABLAS Pag.
1. Tipo de radio según el ángulo de desviación. 14
2. Relación de aditivos base agua con respecto a su función. 57
3. Conversión de fluido Cal. 63
4. Clasificación de fluidos de acuerdo al rango de alcalinidad y
el exceso de cal.
64
5. Conversión de fluido yeso. 65
6. Factores ambientales. 66
7. Propiedades reologicas de fluidos viscoelásticos. 89
8. Parámetros a tener en cuenta al evaluar un fluido
viscoelástico.
92
9. Parámetro fluido base aceite. 95
10. Parámetro fluido viscoelástico. 97
11. Tabla comparativa. 97
12 Valores promedios alcanzados con las técnicas de
perforación
105
13. Concentraciones y propiedades de fluidos. 112
14. Propiedades de los fluidos. 113
15. Equipo de control de sólidos utilizados para perforar pozos 118
xv
horizontales.
16. Costos. 119
17. Costo personal. 120
18. Costo total del sistema viscoelástico. 120
19. Costo total del sistema base aceite 121
TABLA Nº
ÍNDICE DE FÓRMULAS Pag.
1. Ecuación de tasa de penetración 26
2. Ecuación de control de presión de las formaciones. 29
3. Ecuación para determinar el punto cedente del fluido. 40
4. Exceso de cal 63
xvi
Autores: Matheus Marianny y Tales Albin. Tutores: Ing. María Pirela, Ing. Pedro Guevara e Ing. Ramiro Medina Msc. Factibilidad técnica y estimación de costos de fluidos viscoelásticos utilizados en la perforación de pozos gasopetrolíferos horizontales.” Universidad Nacional Experimental Rafael María Baralt”. Trabajo especial de grado para optar al título de ingeniero de gas. Ciudad Ojeda, junio de 2014.128 pg.
RESUMENLa principal actividad generadora de hidrocarburos es la perforación, la cual es considerada un elemento vital en la industria tanto petrolera como gasífera al ser la conexión con el subsuelo y la superficie y la única manera de asegurar la existencia de hidrocarburo, para hacer eficiente este proceso se debe aplicar un fluido de perforación, la selección del mismo va a depender de las características litológicas que presentan las formaciones. El objetivo principal de esta investigación es analizar la factibilidad técnico económica de los fluidos viscoelásticos, con la finalidad demostrar que la aplicación de este fluido en pozos horizontales es más factible gracias a su capacidad de limpieza y suspensión, y por poseer propiedades tanto viscosas como elásticas que rompen al contacto con el crudo de formación. Para ello se realizó una investigación de tipo analítico descriptivo, documental, para lo cual se efectuó inicialmente, la recopilación y selección de información así como el análisis de cada una de ellas, las fuentes y técnicas de recopilación empleado fueron las entrevistas no estructuradas, la observación y revisión documental las cuales aportaron grandes beneficios con respecto al estudio del trabajo realizado. Una vez seleccionada la información y establecida la metodología se dieron respuesta a cada uno de
xvii
los objetivos planteados, analizando los beneficios tanto operacionales como económicos que se obtienen con estos fluidos, y destacar que al aplicar esta técnica aumenta la producción del pozo, explicando su aplicación, resaltando las características necesarias y comparándolos con otro fluido convencional.
Palabras claves: Pozos horizontales, fluidos viscoelásticos.
xviii
INTRODUCCIÓN
La industria del gas natural es un extenso sector, concentrado e
intensivo en capital, debido al estrecho lazo que existe entre la exploración y
la producción del gas natural y del petróleo, las compañías petroleras son
igualmente las principales empresas implicadas en el sector del gas natural.
Existe una intensa competencia entre las compañías para penetrar los
mercados y controlar los recursos de explotación, por lo que es necesario
implementar mejores métodos en el proceso de producción (exploración,
extracción, tratamiento, transporte y distribución) del gas natural; a través de
diseños, evaluaciones, cálculos, simuladores, entre otros.
La perforación de pozos productores de hidrocarburos (petróleo, gas
y agua), es una actividad que se ha practicado en muchos países del mundo
desde tiempos antiguos, su fin primordial era obtener salmuera y agua dulce
mucho antes del establecimiento de las industrias; desde que se comenzó a
explotar hidrocarburo encontrado en el subsuelo, la perforación ha sido
siempre un elemento de gran importancia, sus técnicas ha variado
notablemente mejorando cada vez más las tasa de producción.
Los fluidos de perforación constituyen un reto científico, donde la
industria petrolera ha orientado todo su esfuerzo en la formulación constante
de nuevos fluidos que mejoran la efectividad del pozo. La técnica de
perforación horizontal constituye actualmente lo más avanzado en materia de
perforación a nivel mundial, tanto por su alto nivel en lo referente a
conceptualización de procedimientos como en el uso de herramientas,
materiales y equipos no convencionales. Para la selección del fluido de
perforación en pozos horizontales, se deben considerar los posibles
problemas potenciales que puedan ocurrir, tales como: inestabilidad del
hoyo, atascamiento de tuberías, excesivos torques y arrastres, asociados
con la formación de camadas de ripios, hidratación y dispersión de las
arcillas, por tal motivo se debe hacer énfasis en las propiedades del fluido
1
como son: propiedades reológicas, control de filtrado, lubricidad, contenido
de sólidos, propiedades inhibitorias.
Dentro de este marco los fluidos viscoelásticos juegan un papel
importante ya que poseen reología inversa, lo que quiere decir que su
viscosidad plástica es menor que su punto sedente la cual implica una alta
limpieza del hoyo lo cual es beneficioso durante la perforación ya que
disminuye daños costosos y proporciona mejor estabilidad en el hoyo.
El trabajo de investigación, metodológicamente se encuentra en
cuatro capítulos en los cuales se tratan los aspectos especificados a
continuación.
El capítulo I, encierra todo el diagnostico que caracterizan a la
investigación a través del planteamiento del problema identificando las
variables relacionadas con el mismo, una vez planteada la interrogante se
identifican los objetivos, luego se procederá a justificar la investigación, y
finalmente se delimito la investigación.
El capítulo II, se recoleto toda la información bibliográfica que
contiene marco teórico, en el que se presenta una revisión conceptual de los
aspectos más importante relativos a las bases teórica de la investigación.
El capítulo III, describe las actividades desarrolladas en la
investigación, identificando las técnicas aplicadas que conllevan a dar
respuesta de los objetivos planteados, identificando el tipo de investigación,
seleccionando el diseño de la misma, la población referencial, técnica de los
datos y finalmente los procedimientos de la investigación.
El capítulo IV, se procede al desarrollo de la metodología para dar
respuesta a los objetivos planteada, empleando las diversas técnicas de
investigación. Finalmente se plantea las conclusiones y recomendaciones
sugeridas en base al estudio realizado.
2
CAPITULO I EL PROBLEMA
Planteamiento del Problema
Todo proceso de búsqueda de petróleo y/o gas, comienza con la
actividad de exploración geológica, caracterización del yacimiento,
cuantificación en términos de barriles y estrategia de explotación del
yacimiento. Una vez que se ha determinado que probablemente existe un
reservorio petrolífero, la única manera de averiguarlo es perforando un pozo.
Cabe destacar que la perforación nos permite penetrar en las capas
subterráneas de la tierra con el fin de establecer un canal que permita extraer
el hidrocarburo atrapado en el yacimiento (MI Drilling Fluids, 2008).
Durante las actividades de perforación, problemas de limpieza de
hoyo, perdida de circulación y pega de tubería asociados a inestabilidad de
arcillas, son encontradas a lo largo de las operaciones en las secciones
superficiales, intermedia y de producción.
Así mismo, la perforación en hoyos horizontales está sujeta a una
mayor cantidad de riesgos operacionales. Las pegas diferenciales son una
de las situaciones más frustrantes y problemáticas que se presentan durante
la perforación, debido a muchos factores, entre ellos las características
propias de la formación. Cuando una tubería se queda pegada puede
generar costosos daños, entre los que están el corte de tubería, operaciones
de pesca y la realización de un desvío lateral.
Dentro de este marco, el fluido de perforación juega un papel muy
importante en el área de perforación de pozos, en el cual la selección del
mismo va a depender de las características litológicas que presentan cada
una de las formaciones, es por eso que debido a estos parámetros son
varios los fluidos de perforación usados en dicha actividad. En general, su
3
finalidad es garantizar una perforación rápida y segura mediante el
cumplimiento de sus funciones específicas.
Como resultado de ello, el mayor reto que se presenta en la
formulación de los fluidos de perforación es satisfacer las crecientes y
exigentes condiciones de altas temperaturas y presiones que se encuentran
en algunos pozos profundos, desviados y de alcance extendido, y evitar, a la
vez, dañar el medio ambiente.
Sobre estas premisas se presentan los fluidos viscoelásticos, estos
permiten, entre otras cosas, minimizar los problemas de arrastres, mejorar
las condiciones hidráulicas en la mecha, obtener mayores tasas tanto de flujo
como penetración y lo más importante reducir las pérdidas de presión en los
flujos turbulentos, el cual resulta ser a menudo el perfil óptimo para eliminar
sólidos cuando se perforan pozos horizontales.
La utilización de este sistema se recomienda en la perforación de
pozos horizontales y/o direccionales, por su capacidad de limpieza y de vista
social, ya que durante esta perforación se presentan diversos problemas
operacionales, como inconveniente en la broca para rotar por el alto torque
causando que se pare la rotaria afectando la tasa de penetración, así como
pega de tubería, problemas de arrastre, problemas de colgamiento y puntos
apretados que producen baja tasa de penetración y problemas de
deslizamientos entre otros, es claro que la aplicación de técnicas probadas,
relacionada con la actividad petrolera y gasífera, contribuye al fortalecimiento
de este sector, lo cual produce la distribución de ingresos y por ende el
bienestar colectivo.
Tomando en consideración lo antes expuesto, se realizó un análisis
Técnico para observar el comportamiento de los fluidos viscoelásticos para la
perforación de pozos horizontales, actuando este como un reductor de
densidad para tratar de solucionar o minimizar los problemas operacionales
presentados en el área durante la perforación de pozos consiguiendo de esta
manera un óptimo desempeño del mismo. De la misma manera, se realizó
4
una estimación de costo del uso de este fluido, con el fin de deducir que este
producto es más factible a la hora de hacer el proceso de perforación, y que
esta se lleve a cabo de forma exitosa.
Objetivos de la Investigación
Objetivo General
Analizar la factibilidad técnica y estimación de costos de fluidos
viscoelásticos utilizados en la perforación de pozos gasopetrolíferos
horizontales.
Objetivos Específicos
- Describir las características de los fluidos viscoelásticos.
- Comparar el uso de fluidos de perforación base aceite con
respecto a los viscoelásticos aplicados en pozos horizontales.
- Explicar la técnica de perforación con fluidos Viscoelásticos en
pozos horizontales.
- Estimar los costos de la aplicación de fluidos viscoelásticos en
la perforación de pozos gasopetrolíferos horizontales.
Justificación de la Investigación.
En el área de perforación de pozos gasopetrolíferos, existe una
amplia variedad de fluidos de perforación, donde el ingeniero de fluidos tiene
la responsabilidad de escoger el más eficiente en cuanto a los costos de
perforación y producción. La formulación de fluidos se considera uno de los
5
factores principales, con esto se logra que causen un mínimo daño a las
formaciones productoras.
De esta forma y seleccionando el apropiado fluido de perforación,
previamente o durante la operación de perforación, se puede alcanzar o
lograr una buena técnica que garantice la estabilidad de dichas formaciones.
Desde el punto de vista teórico se analizarán diferentes teorías de
distintas fuentes como textos, manuales entre otros, que permitan plantear la
problemática, la discusión teórica y discutir los resultados, todo esto para
generar información y conocimiento de gran aporte a futuras investigaciones
relacionadas.
Por otra parte desde el punto de vista práctico con esta investigación
se conocerán las ventajas que ofrece la aplicación de fluidos viscoelásticos
en pozos gasopetrolíferos horizontales. Al adaptarse a esta técnica se
obtendrá una mejor producción y minimización de los problemas
operacionales y los impactos que estos problemas puedan generar.
Finalmente, desde el punto de vista metodológico la investigación
ofrecerá un instrumento guía que servirá para futuras investigaciones
relacionadas con fluidos de perforación, y a su vez, brindar mejoras a los
procesos que actualmente se realizan en la industria petrolera. Finalmente,
es claro que la aplicación de técnicas probadas, relacionará con la actividad
petrolera y gasífera, contribuye al fortalecimiento de este sector, lo cual
produce la distribución de ingresos y por ende el bienestar colectivo.
Delimitación de la Investigación
Espacial
La investigación se llevó a cabo en las instalaciones de la UNERMB
“Universidad Nacional Experimental Rafael María Baralt” sede Ciudad Ojeda,
Av. 34 con Calle Vargas Municipio Lagunillas – Estado Zulia.
6
Temporal
La presente investigación se efectuó en un tiempo preestablecido
que va desde junio 2013–junio 2014.
7
CAPITULO IIMARCO TEÓRICO
Dentro de este marco se establecen los aspectos teóricos necesario
con un sistema coordinado y explícito de concepto que faciliten abordar de
una manera eficaz el tema en cuestión, y se plantea estudios realizados con
anterioridad que guardan relación con el objeto de la investigación, con el fin
de sustentar el trabajo.
Antecedentes de la Investigación.
Angulo, (2012). Presentaron el artículo. “Análisis de la efectividad
de un fluido viscoelástico y su comportamiento en la perforación de pozos de
zona de baja presión en el pozo BEJ-15 del Campo Bejucal”, en el desarrollo
de este estudio de grado, se establecieron dentro de sus objetivos, identificar
las propiedades físicas y químicas del fluido viscoelástico considerando su
utilización para la perforación del pozo, describiendo las pruebas de
laboratorio para el fluido viscoelástico, realizar un análisis del
comportamiento del mismo durante la perforación del pozo para constatar su
efectividad.Tomando en cuenta que el fluido viscoelástico, es de gran
importancia ya que representa un elemento que asegura el mejoramiento de
los procesos de perforación y la optimización de los recursos materiales a fin
de evitar problemas que se presentan, debido a las características que
identifican a las zonas de baja presión. Es necesario afirmar que para
perforar pozos, se deben conocer las propiedades reológicas del fluido que
se va aplicar y de esta manera evitar los posibles daños operacionales que
se presentan durante la aplicación de fluido viscoelástico.
Este artículo es de suma importancia para el presente estudio,
porque da soporte directo a la necesidad de la investigación, donde se
8
establecen objetivos y propiedades físicas y químicas de fluidos
viscoelásticos, considerando su utilización para la perforación de pozo, en
general está asociado a la complementación teórica utilizada.
Briceño y Carrillo (2012), realizaron el trabajo sobre el
“fracturamiento con fluido viscoelástico con inyección cíclica de vapor para el
pozo LA-1256”. Donde se realizó el análisis sobre la fractura con fluidos
viscoelástico con la finalidad de un mejoramiento del pozo de Lagunillas.
Para ello fue necesario describir las propiedades petrofísicas del yacimiento,
así como: porosidad, permeabilidad, espesor, tipos de flujos, fractura, entre
otros.
Las técnicas de recolección de datos empleados fueron: observación
directa a través de levantamiento de información de campo, revisión
documental y entrevistas no estructuradas al personal. En el análisis
realizado de la técnica de fracturamiento con fluidos viscoelástico aplicado en
el pozo asociado LA-1256, donde se detallan las condiciones operacionales
del mismo, estudios realizados para calcular las propiedades petrofísicas del
pozo y como puede ser aplicada esta técnica innovadora, se obtuvo como
resultado que los fracturamientos empleados con el fluido Elastrafrac,
incrementan la producción en el campo petrolero en comparación con lo
estimado para la fractura convencional.
Debido a que los fluidos viscoelástico reducen el daño a la formación.
En general se obtiene fracturas más largas que permiten mayor contacto con
el yacimiento para aumentar la productividad del pozo, la vida productiva del
intervalo y a su vez el factor de recobro.
Esta investigación es relevante para el presente estudio, ya que
muestra el análisis sobre la fractura de un fluido viscoelástico con la finalidad
de un mejoramiento del pozo. Cada uno de estos antecedentes es
considerado relevante, puesto que guardan similitudes con el objeto de
estudio, permitiendo una visión más amplia y detallada del mismo.
9
Gómez (2013), se basó en la “aplicación de un fluido de perforación
para pozos horizontales bajo la presencia de arcillas reactivas”. Tuvo como
objetivo principal analizar la aplicación de un fluido base agua polimérico
inhibido; debidos a los problemas que se generan durante la perforación de
pozos horizontales en presencia de formaciones arcillosas altamente
reactivas, las cuales presentan alto contenido de silicatos de aluminio que
reaccionan en contacto con el agua, dando lugar a la expansión de su
estructura y consecuentemente provocando un hinchamiento de las misma,
generando graves complicaciones como lo es la pega de tubería.
Las fuentes y técnicas de recolección empleadas fueron las
entrevistas no estructuradas, la observación y revisión documental, las
cuales aportaron grandes beneficios con respecto al estudio realizado. Una
vez seleccionada la información y establecida la metodología de estudio, se
dieron respuesta a cada uno de los objetivos planteados, analizando los
beneficios tanto operacionales como económicos que aporta la aplicación del
fluido en estudios y resaltando las características necesarias presentes en el
pozo para su aplicación.
Esta investigación es de suma importancia para el siguiente estudio
ya que gracias a sus aportes se tomaron aspectos relacionados a las bases
teóricas de fluidos de perforación, por lo tanto esta aplicación ayuda a la
estabilidad de la pared en el pozo, en consecuencia a minimizar el riegos de
tener un problema de pega de tubería, el sistema de fluidos base agua
presenta excelentes propiedades reológicas aun después de la combinación
con fluidos polímeros inhibidos, lo que evidencia la mayor resistencia del
mismo en presencia de formaciones reactivas.
10
Fundamentos teóricos
Perforación.
La perforación es una técnica de producción que permite conectar
con el suelo y subsuelo a través de un hoyo de una manera rentable y
segura para posteriormente ser drenado el yacimiento y maximizar su
productividad a lo largo del tiempo. (Martínez, 2012).
Perforación convencional. Se refiere a los pozos perforados verticalmente (ver figura 1) o con
inclinaciones menores de 60 grados. La perforación en los inicios de la
industria petrolera se realizaba solo con este tipo de pozos.
Figura 1.Pozo perforado convencional. Fuente. Romero (2006).
11
Perforación no convencional.
Pozos altamente desviados.
Son aquellos pozos diseñados con inclinaciones mayores a 60
grados (ver figura 2), con la finalidad de incrementar la longitud de la sección
expuesta a producción. Este tipo de pozos es de gran ayuda en yacimientos
heterogéneos, yacimientos con un espesor de arena entre los 20 y 30 pies o
en regiones donde se requiere conectar diversos lentes de arena. Estos
pozos tienen relación con los pozos horizontales, ya que comúnmente
requieren de equipos especiales para lograr el éxito de su construcción,
además de largos tiempos de operación.
Figura 2.Pozo perforado no convencional Romero (2006)
12
Perforación horizontal. Son pozos perforados horizontalmente o paralelos a la zona
productora (ver figura 3), con la finalidad de incrementar el factor de recobro
y obtener mayor producción, producir en zonas de poco espesor donde la
perforación vertical no es económica, reducir los problemas de arenamiento y
de conificación de agua y/o gas, etc.
El perfil de los pozos horizontales se describe con una trayectoria
vertical, continuando con una sección de construcción de ángulo hasta
alcanzar el ángulo de navegación y luego con una sección horizontal hasta la
profundidad objetivo.
Figura 3.Diagrama básico de pozo horizontal. Romero (2006)
De acuerdo con el ángulo de desviación, el radio de los pozos
horizontales se clasifica de la siguiente manera:
13
Tabla 1. Tipo de radio según el ángulo de desviación.
TIPO DE RADIO GRADOS / 100 pies
Largo 0 – 7
Medio 8 – 35
Corto 38 – 90
Ultracorto >91
Fuente: perforación no convencional, encuentro técnico de PDVSA (2005).
Tipo de pozos horizontales.
Pozos horizontales someros.
Son aquellos que alcanza una profundidad vertical de hasta mil
(1000) pies. En el oriente del país están conformados por tres diámetros de
hoyo. Mientras que en el occidente y sur por tres o cuatro diámetros. El fluido
de perforación, en ambos casos, es diferente para cada diámetro.
El hoyo de superficie se perfora con lodo agua gel, la construcción del
ángulo se realiza con lodo base aceite o agua frecuentemente inhibido, y la
zona productora se perfora con polímero inhibido con base agua o aceite. La
cementación se realiza hasta la construcción del ángulo y el pozo se
completa a hoyo abierto con camisa ranurada o preempacada.
Pozos horizontales profundos.
Se localizan en las regiones sur y oriente de Venezuela. Se
construyen con cuatro o cinco diámetros de hoyo y alcanzan una profundidad
vertical de más de diez mil (10000) pies. Al igual que en el caso anterior, se
14
usan tres tipos de fluidos de perforación, utilizándose el mismo tipo para los
hoyos intermedios. La cementación y terminación son iguales a las de los
pozos someros.
Pozos de reentrada.
La reentrada o perforación horizontal consiste en abandonar la
sección inferior de un pozo original y abrir una ventana para luego realizar un
desvió hasta la arena objetivo (la perforación de esta arena es similar a la de
pozo altamente inclinados u horizontales). El pozo original, seleccionado
para este tipo de perforación, generalmente no presenta otras alternativas de
rehabilitación.
Pozos multilaterales.
Son aquellos que tiene un hoyo productor conectados a un solo
cabezal de producción. Cada hoyo es llamado lateral, rama o brazo y estos
pueden seguir la misma o diferentes direcciones entre sí. El pozo puede
producir conjuntamente todos los laterales desde un mismo yacimiento o
tener laterales con producción independiente desde diferentes yacimientos.
Esta tecnología comenzó a evaluarse debido a los éxitos obtenidos
por la industria petrolera con los pozos horizontales y de reentrada, con la
finalidad de obtener una explotación óptimo de las reservas. De acuerdo a
los conocimientos adquiridos mediante la práctica, el costo de un pozo
vertical representa aproximadamente 10 a 60% del costo de uno vertical.
15
Figura 4. Diagrama básico de un pozo multilateral. Fuente: Romero
(2006).
Permeabilidad. La permeabilidad es la propiedad de la roca que permite el paso de
un fluido a través de los poros interconectado de la misma. En otras palabras
podemos decir que la permeabilidad es la medida de la conductividad de los
fluidos que tiene una roca. (Carrillo y Briceño. 2012).
16
Figura 5. Representación esquemática de la permeabilidad por un fluido de viscosidad. Fuente: Rossetti, Meneses. (2002)
Porosidad. El elemento principal para un depósito es la roca reservorio, cuya
características esencial es la porosidad: la roca debe tener poros, o huecos,
de determinado tamaño y naturaleza para permitir el almacenamiento de
petróleo y gas. La porosidad varía mucho en la mayor parte de la roca
reservorios, tanto lateral como verticalmente. Es una propiedad de la masa
rocosa, que mide el espacio intersticial, y se define como la relación entre el
volumen poroso (Vp) y el volumen total de la roca (Vt) y se expresa con un
porcentaje, se requiere de medidas, del volumen de los poros y del volumen
total.
Pega de tubería. En operaciones de perforación, la tubería de perforación se
considera pegada cuando no se la puede hacer subir, bajar, o girar. La pega
de la tubería puede ser causada por varios mecanismos diferentes.
Situaciones típicas de pega de tubería son:
- Efectos de la presión diferencial.
17
- Empaquetamiento.
- Pozo estrecho.
- Geometría del hoyo.
Pega por diferencial.
La mayoría de los incidentes de pega de tubería es causada por
efectos de la presión diferencial. Las excesivas presiones diferenciales a
través de zonas permeables de menor presión pueden ser causa de que la
sarta de perforación empuje sobre la pared del pozo de sondeo donde queda
atascada como se muestra en la figura 6. La pega diferencial se puede
identificar por las siguientes características:
- La tubería queda pegada después de estar inmóvil por un
período de tiempo.
- No se puede hacer girar ni mover la tubería mientras se
circula.
Figura 6. Pega por diferencial. Fuente: Manual de fluido de perforación. (2001)
18
Pega por empaquetamiento.
Los sistemas de fluido de perforación con características deficientes
de suspensión presentan fuerte tendencia al empaquetamiento. Los factores
que pueden conducir al derrumbe de la formación incluyen:
- Desequilibrio de la presión.
- Hidratación de las lutitas.
- El ensamblaje de fondo del pozo daña la pared.
Figura 7. Pega por empaquetamiento. Fuente: Manual de fluido de
perforación. (2001)
Pega por pozo estrecho.
La estrechez del pozo es un estado en que el diámetro del pozo es
menor que el diámetro de la barrena usada para perforar esa sección. La
estrechez del pozo puede resultar por cualquiera de las causas siguientes:
- Formaciones de fluencia plástica.
19
- Acumulación de revoque en una formación permeable.
- Lutitas que se hinchan.
Una formación de afluencia plástica es aquella que puede
deformarse cuando esforzada y que puede fluir dentro del pozo. Cuando
estos tipos de formaciones son penetrados por la barrena, el hoyo está en
calibre.
Pero cuando la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido
de perforación es menor que la presión hidrostática de la formación, se
produce desbalanceo, la formación fluye y el diámetro del pozo disminuye.
La estrechez del pozo es un problema común cuando se perfora una gruesa
sección de sal con un lodo de aceite. La sal puede fluir dentro del pozo y
estrechar esa sección. Cuando existen formaciones de sal plásticas, por lo
general están a más de 5000 pies de profundidad. El emplazamiento de agua
dulce es la mejor manera de despegar una tubería de una formación de sal
plástica.
Pega por geometría del hoyo.
Es una situación que se encuentra con frecuencia en pozos
desviados como se puede observar en la figura 8, la tubería de perforación
penetra en la pared por desgaste. La normal rotación de la sarta de
perforación corta dentro de la pared de la formación en áreas desviadas
donde la tensión de la tubería de perforación crea presión contra los
costados del pozo. Se puede diagnosticar este tipo de pega cuando la
tubería de perforación puede ser movida hacia arriba y hacia abajo dentro del
alcance de las distancias de unión de herramientas, mientras que la rotación
de la tubería y la circulación continúan normales.
20
Figura 8. Pega por geometría del hoyo. Fuente: Manual de fluido de
perforación. (2001)
Una medida preventiva es controlar cuidadosamente la desviación
superior del pozo y la seriedad del desvío en forma de pata de perro por toda
la trayectoria del pozo de sondeo. Esta acción eliminará la fuerza que lleva a
la creación del problema de la geometría del hoyo. Una vez que se ha
formado esta situación, la mejor solución es repasar las porciones de escaso
diámetro del pozo con barrenas ensanchadoras.
Arrastre. Es la fuerza opuesta al movimiento cuya magnitud depende de la
fuerza normal y del coeficiente de fricción entre el plano inclinado y la
superficie de la sarta que está siendo soportado por la formación. Una de las
limitaciones mecánicas de la sarta de perforación en pozos horizontales es la
presencia de excesivos torques y arrastre. Una vez que el arrastre se
convierte en excesivo, el control del azimut mientras se direcciona la sarta de
perforación tiene generalmente mucha dificultad, y en el peor de los casos se
hace imposible. La eficiencia de la perforación declina debido a la pobre
21
transferencia de peso hacia la mecha, y la fatiga de la sarta de perforación
puede convertirse en severa debido a las altas condiciones de torque.
Los riesgos de pega de tubería se incrementan sustancialmente,
debido a la pérdida de capacidad de tensión de la sarta de perforación. Una
de las claves para el éxito en la perforación de pozos horizontales es la de
minimizar la presencia de arrastre, para esta labor la mayoría de los
ingenieros de perforación cuentan con simuladores, los cuales pueden usar
tanto en la planificación como en la ejecución del pozo para remediar dichos
efectos.
Tortuosidad.
La tortuosidad en un pozo, se puede definir como cualquier
desviación indeseada de la trayectoria planeada. Debido a que los pozos se
han hecho cada vez más complejos, las compañías petroleras han percibido
el incremento en la tortuosidad del pozo, como un problema de interés en el
proceso de perforación, completación y producción de los mismos. La
tortuosidad es una fuente potencial de torque y arrastre adicional y pueden
provocar problemas mientras se corren los revestidores, los liners y las
completaciones.
En aplicaciones específicas, la tortuosidad excesiva en pozos
horizontales puede bajar la productividad. En general es mejor tener, una
baja y continua tasa de construcción desde el punto de vista de torque y
arrastre, en vez de altas tasas de construcción y largas secciones
tangenciales. En muchos casos una alta tasa de construcción se usa en
motores direccionales debido a que esto minimiza los deslizamientos, pero
incrementa la tortuosidad del pozo.
Perdida de circulación.
22
La pérdida de circulación o pérdida de retornos describe la pérdida
total o parcial del fluido en la formación como resultado de una excesiva
caída de presión hidrostática y anular. La pérdida de circulación se
caracteriza por una reducción en el volumen de los retornos de lodo del pozo
en comparación con el volumen bombeado pozo abajo (flujo saliente < flujo
entrante). Esto da por resultado una disminución de los volúmenes en los
tanques. La pérdida de circulación se puede detectar mediante un sensor
que registra la cantidad de flujo de retorno o mediante indicadores de
volumen en los tanques.
Dependiendo de la magnitud del volumen de pérdida de lodo, las
operaciones de perforación pueden verse considerablemente afectadas. Si el
espacio anular del pozo no se mantiene lleno incluso cuando ha cesado la
circulación de fluido, la presión hidrostática disminuirá hasta que la presión
diferencial entre la columna de lodo y la zona de pérdida sea igual a cero.
Esto puede inducir fluidos de la formación de otras zonas, controlados
anteriormente por la presión hidrostática del lodo, a fluir dentro del pozo,
dando por resultado una surgencia, reventón o reventón subterráneo.
Tipo de formación:
Formaciones cavernosas.
La pérdida de circulación en una formación cavernosa cavernosa/con
huecos es el tipo de pérdida más grave que puede ocurrir, porque la pérdida
de lodo es inmediata y completa. Las formaciones cavernosas están
asociadas con arrecifes de piedra caliza, estratos de dolomita, o cretas. La
pérdida se produce en verdaderas cavernas o en grietas de la formación.
Este tipo de pérdida de circulación es generalmente fácil de diagnosticar,
porque la barrena puede caer varias pulgadas e incluso pies cuando
atraviesa la parte superior de la caverna.
23
Formaciones fracturadas.
Las formaciones permeables o fracturadas pueden dar por resultado
perdida de circulación parcial o total. Las fracturas en la formación pueden
ser naturales o causadas por excesiva presión del fluido de perforación sobre
una formación estructuralmente débil. Una vez que una fractura ha sido
inducida, la fractura se ensanchará y tomará más lodo a menor presión. Para
evitar inducir fracturas se debe:
- Mantener la mínima densidad de circulación equivalente
(ECD) y peso del lodo.
- Evitar aumentos bruscos de presión.
Este tipo de pérdida de circulación está indicado por una pérdida total
o parcial de retornos y una disminución en el volumen del tanque. Si se
sospecha una fractura inducida, se puede dejar que el pozo se regularice,
recogiendo dentro de la tubería de revestimiento y esperando de 6 a 12
horas. Después del período de espera, reanudar el trabajo en el fondo del
pozo y verificar si los retornos son completos. Si no se hubieran establecido
retornos completos, tratar las pérdidas como si fueran pérdidas por
cavernas/huecos.
Formaciones permeables.
Las formaciones permeables y porosas incluyen:
- Estratos de gravas sueltas, no compactadas.
- Estratos de conchas marinas.
- Depósitos de arrecifes.
- Yacimientos agotados.
24
Estos tipos de formaciones causan desde pérdidas por filtración
hasta pérdida completa de retornos. Las filtraciones en formaciones
permeables están indicadas por una pérdida parcial o total de los retornos y
una reducción del volumen en los tanques.
Limpieza del hoyo. El mantenimiento de la limpieza del hoyo es un punto crítico para la
perforación exitosa de pozos inclinados y horizontales. Los efectos
detrimentales de las camas de ripios son: pega de tubería, perdida de
circulación, reducción de la tasa de penetración e incremento en el arrastre
en el hoyo. Muchas técnicas son utilizadas para la limpieza del hoyo, pero no
todas estas técnicas son 100% exitosas.
La limpieza del hoyo es alcanzada por la manipulación de
numerosos parámetros, incluyendo la tasa de corte de los fluidos, rotación de
la tubería, tasa de flujo o velocidad anular, tamaño de los cortes y el
contraste entre la densidad de los cortes y la densidad del fluido. No es
recomendable tener flujo turbulento para mantener la limpieza del hoyo,
debido a que la turbulencia es frecuentemente inasequible y conduce a la
formación de camas de ripios durante las conexiones; se ha demostrado
numerosas veces que la turbulencia no remueve las camas de ripios sino
que más bien fomenta la formación de estas.
Tasa de penetración.La tasa de penetración, conocida en inglés como RATA OF
PENETRATION (ROP), no es más que la relación de la profundidad
perforada en pies por cada hora de rotación. Es un indicativo de la eficiencia
o deficiencia de las operaciones de perforación de un pozo. Se calcula de la
siguiente forma:
25
Fórmula 1. Ecuación de tasa de penetración
Fuente: Manual de fluidos de perforación. CIED (2002).
Fluidos de Perforación.
El fluido de perforación o lodo de perforación como comúnmente se
le llama, puede ser cualquier sustancia o mezcla de sustancias con
características físicas y químicas apropiadas, no debe ser toxico, corrosivos,
ni inflamables pero si inertes a la contaminación de sales solubles o
minerales y establece a las altas temperaturas, como por ejemplo, aire, gas,
agua, petróleo o combinaciones de agua y aceite con determinado
porcentaje de sólidos. Además, debe tener sus propiedades según las
exigencias de las operaciones, debe ser inmune al desarrollo de bacterias.
(Martínez, 2012).
Funciones de los fluidos de perforación.
Entre los fluidos de perforación se debe cumplir las siguientes
funciones para así obtener una buena perforación:
Enfriamiento y Lubricación de la Mecha y la Sarta de Perforación.
A medida de que se profundiza el hoyo y la sarta de perforación rota
contra las paredes del hoyo, la temperatura en el fondo aumenta, generando
un calor que será absorbido por el lodo, ya que este debe poseer suficiente
capacidad calorífica y conductividad térmica para permitir que el calor del
fondo del pozo se recoja y transporte hasta la superficie y se disipe en la
26
atmósfera, refrescando de esta manera la mecha. El fluido de perforación
también ejerce un efecto lubricante para la mecha, sarta y para el
revestimiento durante el proceso de perforación.
Ciertas partículas contenidas en el lodo de perforación no pueden tal
vez considerarse propiamente como lubricantes; sin embargo, la facilidad
con la que se deslizan una al lado de la otra y su deposición sobre las
paredes del pozo disminuye la fricción y la abrasión (ayuda a mantener la
rotación de los elementos cortantes de la mecha). A veces se añaden
materiales especiales al lodo para mejorar sus propiedades lubricantes.
Entre los posibles beneficios se cuenta una vida más prolongada de la
mecha, una torsión y arrastre disminuido, una menor presión de bombeo y
menor desgaste por fricción en la sarta y en el revestimiento.
Transporte de los recortes o recortes de perforación y los derrumbes
del fondo del hoyo hacia la superficie.
Los recortes y derrumbes son más pesados que el lodo, por lo tanto,
al mismo tiempo que el flujo del lodo en el anular los empuja hacia arriba,
están sometidos a la fuerza de gravedad, que tiende a hacerlos caer hacia el
fondo del pozo como se muestra en la figura 9.
La velocidad con que esas partículas caen a través del lodo depende
principalmente de la densidad y la viscosidad del fluido, y del tamaño, forma
y densidad de las partículas. Sin embargo, el factor más importante es la
velocidad de circulación o velocidad anular, la cual dependen del caudal
circulante o régimen de bombeo y de la capacidad anular.
Dado que el fluido en el espacio anular circula hacia arriba, la
velocidad a la que las partículas se elevan es la diferencia entre la velocidad
anular y la velocidad de caída de los recortes y derrumbes.
Si el pozo no se limpia en forma apropiada, el material sólido se
acumulará en el espacio anular causando un aumento en la torsión, el
arrastre y en la presión hidrostática. Falla de la tubería, una tubería
27
aprisionada, una velocidad reducida de penetración y la pérdida de
circulación son consecuencias posibles de esa situación.
Figura 9.Transporte de los ripios hacia la superficie. Fuente: Baroid
(1999)
Sostén a las paredes del hoyo.
A medida que la mecha penetra en una formación subterránea, se
suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del hoyo. A menos
que ese sostén se reemplace por el lodo de perforación hasta que el
revestimiento haya sido colocado, la formación caerá en el interior del pozo
(derrumbe de pozo). Los mecanismos que evitan que eso ocurra dependen
de la naturaleza de la formación. Si la formación es muy firme (caliza
consolidada), se necesita poco sostén por parte del lodo. Si la formación es
moderadamente firme y consolidada (lutitas), el peso del lodo puede ofrecer
un apoyo suficiente.
Si la formación es débil y no consolidada (arena), el lodo debe ser
suficientemente denso y debe, además tener la capacidad de formar un
revoque liso (capa delgada de partículas sobre las paredes del pozo),
28
delgado, flexible y lo más impermeable posible que impida la filtración
excesiva de la parte líquida del fluido hacia las formaciones.
Control de las presiones de las formaciones.
El agua, el gas y el petróleo que se encuentran en el subsuelo están
bajo gran presión. Esta presión debe sobre balancearse para evitar un flujo
incontrolado de esos fluidos de formación en el interior del pozo. El control se
logra manteniendo una presión hidrostática suficiente en el anular. La presión
hidrostática es directamente proporcional a la densidad del lodo y a la altura
de la columna de lodo.
Fórmula 2. Ecuación de control de presión de las formaciones.
PH= 0.05200 x PROF. (ft) x PESO DEL LODO (lb/gal)
Fuente: Manual de fluidos de perforación. CIED (2002).
Mantenimiento en suspensión de los recortes y derrumbes, en el
espacio anular, cuando se detiene la circulación.
Cuando el lodo no está circulando, la fuerza de elevación por flujo
ascendente se elimina. Los recortes y derrumbes caerán hacia el fondo del
pozo al menos que el lodo tenga la capacidad de formar una estructura de
tipo gel cuando no esté fluyendo; recuperando la fluidez, cuando se reinicie
la circulación. Las propiedades tixotrópicas del fluido permiten mantener en
suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación y el
lodo debe, por supuesto, recuperar su fluidez cuando se reinicie la
circulación. Bajo condiciones estáticas, las resistencias o fuerzas de
gelificación, deben evitarse en fluidos pesados, la precipitación del material
densificante.
29
Soporte por flotación de parte del peso de la sarta de perforación y
de la tubería de revestimiento, durante su inserción en el hoyo.
El peso de una sarta de perforación o de una sarta de revestimiento
puede exceder 200 toneladas; un peso tal puede causar una gran tensión o
esfuerzo sobre el equipo de superficie. Sin embargo, esas tuberías están
parcialmente sostenidas por el empuje ascendente del lodo (principio de
Arquímedes), de la misma manera que el empuje flotante del océano
mantiene flotando a un buque de acero.
El peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento en
el lodo, es igual a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación. La
presión ascendente (sustentación hidráulica) depende de la presión ejercida
por el fluido y de la sección transversal sobre la que ésta presión se ejerce. A
medida que aumenta el peso del lodo disminuye el peso de la tubería.
Transmisión de la potencia hidráulica sobre la formación, por debajo
de la mecha.
Durante la circulación, el lodo se expulsa a través de las boquillas de
la mecha a gran velocidad. Esta fuerza hidráulica hace que la superficie por
debajo de la mecha esté libre de recortes. Si no se remueven de allí los
recortes, la mecha sigue retriturando los viejos recortes, lo que reduce la
velocidad de penetración.
La remoción eficiente de los recortes que se forman en la superficie
de la mecha depende de las propiedades físicas del lodo y de su velocidad al
salir por las boquillas. En situaciones especiales la fuerza hidráulica del lodo
se emplea para hacer girar la mecha. La mecha está conectada a un motor
hidráulico en el pozo; el conjunto está a su vez fijo al extremo inferior de la
sarta. Este método se utiliza a menudo para lograr una perforación
direccional.
30
Figura 10. Transmisión de energía hidráulica. Fuente: Fuenmayor, C
(2008)
Provisión de medio adecuado para llevar a cabo los registros
eléctricos.
La utilización de esos perfiles requiere que el lodo sea buen
conductor de la electricidad y que presente propiedades eléctricas diferentes
de las de los fluidos de la formación. Una evaluación apropiada de la
formación es difícil si la fase líquida del lodo penetra profundamente en la
formación o si el lodo ha erosionado el pozo física o químicamente dañando
las formaciones subterráneas.
Cobertura de la pared del hoyo con un revoque liso, delgado, flexible
e impermeable.
El revoque es una capa delgada de partículas que se forma sobre las
paredes del pozo, que impide la filtración excesiva de la parte líquida del
fluido hacia la formación. El revoque que posee estas características ayuda a
31
minimizar los problemas de derrumbe y atascamiento de la tubería o su
adhesión a la pared del hoyo. Este tipo de revoque se logra incrementando la
concentración y dispersión de los sólidos arcillosos comerciales.
Daño a las formaciones productoras.
Los fluidos de perforación generalmente al entrar en contacto con la
formación productora alteran las características originales de la zona más
cercana al pozo. Algunas formaciones son más sensibles que otras. El daño
puede ser producido por el taponamiento físico de los canales porosos
debido a sólidos presentes en el sistema o al taponamiento químico debido a
las reacciones entre los fluidos de la formación y fase líquida del lodo que
producen emulsiones que taponan los canales porosos. Para evitar esto es
necesario que el fluido de perforación esté en función de las características
de la formación.
Cada una de las funciones antes nombradas está sujeta a cambios
dependiendo del equipo de perforación, las condiciones en el interior de la
barrena, por ejemplo, temperatura y presión, y el tipo de formación geológica
de perforar. Se puede asegurar que no existe un fluido maravilloso o
milagroso que resuelva todos los problemas de perforación. Sin embargo, si
existe un gran desarrollo tecnológico con el objetivo de preservar las
condiciones naturales del sub-suelo. (Martínez, 2012).
Propiedades de los fluidos de perforación.
Son todas aquellas propiedades que describen el comportamiento
reológico del fluido de perforación. Estos se pueden conocer a través de los
siguientes análisis:
32
Viscosidad.
Es el término reológico más conocido. En su sentido más amplio, la
viscosidad se puede describir como la resistencia al flujo de una sustancia.
Sin embargo, dentro de los fluidos de perforación es necesario indagar sobre
el uso de agentes viscosificantes, los cuales se utilizan con la finalidad de
darle cuerpo y propiedades al fluido de perforación, además de formar parte
de la base dispersa del mismo.
Viscosidad aparente.
Representa la resistencia de un fluido a fluir cuando sobre él se
aplica un esfuerzo. Su importancia radica en que puede ser un medidor de
lubricidad para evitar el roce excesivo entre la sarta de perforación y las
paredes del hoyo, así como también el roce generado por la mecha.
Cualitativamente se puede medir a través del embudo de Marsh (ver figura
11) y de manera cuantitativa tomando la lectura de 600 rpm de un
viscosímetro rotacional y dividiéndola entre dos.
Figura11. Viscosímetro rotacional. Fuente: González, H. (2003)
33
Viscosidad de embudo.
La viscosidad de embudo se usa como indicador relativo de la
condición del fluido. No proporciona suficiente información para determinar
las propiedades reologicas o las características de flujo de un fluido. Debería
usarse en el campo para detectar los cambios relativos en las propiedades
del fluido. Además, ningún valor en particular de la viscosidad de embudo
puede ser adoptado como valor representativo de todos los fluidos.
Los que produce buenos resultados en un área puede fallar en otra;
sin embargo, se puede aplicar una regla general a los fluidos de perforación
a base de arcilla. La viscosidad de embudo de la mayoría de los fluidos se
controla a cuatro veces la densidad (lb/gal) o menos. Sin embargo hay
ciertas excepciones, como en las aéreas donde se requiere el uso de fluidos
de alta viscosidad. Los sistemas de polímeros e inversión (base aceite o
base sintético) no siguen necesariamente estas reglas.
Viscosidad plástica.
Resistencia del fluido a fluir, generado por la fricción mecánica entre
las partículas suspendidas y por la viscosidad de la fase fluida. Su
importancia radica en poder conocer y controlar el contenido de sólidos en el
lodo, así como también generar un buen acarreo de ripios desde la formación
hacia la superficie. La viscosidad plástica es afectada principalmente por:
- La concentración de sólidos
- El tamaño y la forma de los sólidos
- La viscosidad de fase fluida
- La presencia de algunos polímeros de cadena larga,
hidroxietilcelulosa, carboximetilcelulosa.
34
Las reacciones aceite-agua (A/A) o sintético-agua (S/A) en los fluidos
de emulsión inversa.
Un aumento de la viscosidad plástica puede significar un aumento en
el porcentaje de volumen de sólidos, una reducción del tamaño de las
partículas de los sólidos, un cambio de la forma de las partículas o una
combinación de estos efectos. Cualquier aumento del área superficial total de
los sólidos expuestos se reflejara en un aumento de la viscosidad plástica.
Por ejemplo, en una partícula sólida que se parte por la mitad, el área
superficial expuesta combinada de los dos trozos será más grande que el
área superficial de la partícula original. Una partícula plana tiene más área
superficial expuesta que una partícula esférica del mismo volumen. Sin
embargo, la mayoría de las veces, el aumento de la viscosidad plástica
resulta del aumento en el porcentaje de sólidos.
Esto puede ser confirmado mediante cambios de densidad y/o el
análisis en retorta. La viscosidad plástica también depende de la viscosidad
de la fase fluida. Cuando la viscosidad del agua disminuye a medida que la
temperatura aumenta, la viscosidad plástica disminuye proporcionalmente.
Las salmueras tienen viscosidades más altas que los fluidos de agua dulce.
El aceite emulsionado en los fluidos base agua también actúa como
un sólido y afectara la viscosidad plástica del fluido. Para el control de las
altas temperaturas en la viscosidad plástica se utiliza un equipo con las
características apropiadas para tal efecto (ver figura 12). Los polímeros
añadidos al sistema para controlar la viscosidad, controlar la perdida de
fluidos o inhibir la lutita pueden generar altas viscosidades plásticas,
especialmente después de la mezcla inicial del polímero.
35
Figura 12.Viscosímetro para altas temperaturas. Fuente: González, H
(2003)
Densidad.
La densidad es el peso por unidad de volumen. Generalmente se le
da el nombre “peso del fluido” y esta expresado en libras por galón, libras por
pie cúbico, peso específico, kilogramos por litros. Una de las funciones, es la
de mantener el gas, el petróleo y el agua, en el yacimiento durante la
perforación. Además, ejerce primordial importancia sobre la presión
hidrostática del lodo, lo cual permite tener un mejor control sobre las
presiones de las formaciones atravesadas en la perforación.
La presión ejercida por la columna de lodo debe ser proporcional a la
presión de las formaciones, para evitar en lo posible cualquier influjo de la
formación que pueda convertirse en una arremetida. El control del peso del
fluido debe estar en el límite de 0.1 a 0.2 libras por galón, con respecto a la
formación.
La densidad del fluido depende del tipo de líquido usado y del
material que se le adicione. Unos de los fluidos más livianos es el aceite o
(petróleo) que pesa 6.8 libras por galón. El agua fresca pesa 8.33 libras por
galón, algunos fluidos usados comúnmente pueden llegar a pesar más de
19.3 libras por galón.
36
La densidad máxima del lodo que se requiere en la perforación de un
pozo, está determinada por el gradiente de presión. La presión de poro a una
profundidad dada, muy frecuentemente excede la presión ejercida por el
peso de la tierra, sobre la profundidad evaluada (presión de sobrecarga).
Para prevenir la entrada de fluidos desde la formación al hoyo, el
lodo debe proveer una presión mayor a la presión de poros encontrada en
los estratos a perforarse. Un exceso en la densidad del fluido puede
ocasionar la fractura de la formación con la consiguiente pérdida de fluido de
control.
La capacidad de sostener y transportar los recortes en un lodo
aumenta con la densidad. La densidad del lodo se determina utilizando una
balanza de lodo.
Reología.
Es la ciencia que trata la deformación del hoyo y de la materia. Al
tomar ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la manera en que
dicha sustancia fluirá bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura,
la presión y la velocidad de corte así como también la densidad, punto
cedente, y cada una de las características que los fluidos deben poseer para
una óptima utilización.
La reología de los fluidos de perforación permite determinar y
controlar:
- Capacidad de limpieza del hoyo, o sea capacidad de arrastre.
- Propiedades de suspensión de sólidos.
- Caídas de presión producidas en la sarta y en el espacio
anular.
- Presiones de surgencia.
- Tratamientos de lodos.
37
Los conceptos de velocidad de corte, tensión de corte, flujo laminar y
flujo turbulento son aplicable a todo flujo de fluido. Dentro del sistema de
circulación de un equipo de perforación, la velocidad (o tasa) de corte
depende de la velocidad promedio del lodo en la sección que está
atravesando en ese momento. Las velocidades de corte son muy altas en las
boquillas de la mecha.
Son más bajas en la sarta, y todavía más bajas en el anular. Un
cambio en la velocidad de la bomba afectará las velocidades de corte en
todo el sistema. Sin embargo la tensión de corte encontrará una fuerza de
resistencia mayor. Por consiguiente, las tensiones de corte de la sarta son
mayores que la del anular.
Grafica 1.Velocidad de Corte y Esfuerzo de Corte. Fuente: GIL (2007)
Factores que afectan la Reología.
Presión: Ejerce poco efecto sobre la reología de los fluidos base
agua, pero afecta significativamente a los lodos base aceite o petróleo.
Temperatura: La viscosidad decrece a medida que aumenta la
temperatura, ya que existe un mayor desorden molecular en el fluido
causando una mayor distancia entre las moléculas.
38
Tiempo: La resistencia de gel es una manifestación de la
dependencia del tiempo, en fluidos tixotrópicos. La estructura gel sólo se
desarrolla después de un periodo de tiempo que el lodo ha sido sometido a
una velocidad de corte igual a cero.
Punto de cedencia.
Resistencia de un fluido a fluir causada por las fuerzas de atracción
entre sus partículas. La misma es generada por la interacción de las cargas
eléctricas sobre las partículas dispersas en la fase fluida del lodo, así como
también, la cantidad de sólidos y la concentración iónica de las sales
contenidas en esa fase.
Puede ser un indicativo en la variación del contenido de sólidos en el
lodo que pueden generar una mayor fricción entre la tubería y la formación,
además, de permitir el conocimiento de la presencia de ciertos
contaminantes que puedan flocular las arcillas. El punto cedente igual se
obtiene a través del viscosímetro rotacional, tomando la lectura de 300 rpm y
restándole el valor de la viscosidad plástica. El punto cedente, bajo
condiciones de flujo depende de:
a. Propiedades superficiales de los sólidos del fluido
b. La concentración volumétrica de los sólidos
c. El ambiente eléctrico de estos sólidos (concentración y tipo de
iones en la fase fluida del fluido). La alta viscosidad que
resulta de un alto punto cedente o de altas fuerzas de
atracción puede ser causada por:
1. La introducción de contaminantes solubles como sales,
cemento, anhidrita o yeso, resultando en arcillas de floculación
y sólidos reactivos.
39
2. Descomposición de las partículas de arcilla por la acción
trituradora de la barrena y tubería de perforación, creando
nuevas fuerzas residuales (valencias de enlace roto) en los
bordes rotos de las partículas. Estas fuerzas tienden a juntar
las partículas en una forma desorganizada o formando
flósculos.
3. La introducción de sólidos inertes dentro del sistema aumenta
el punto cedente. Esto hace que las partículas se acerquen
más entre sí. Como el espacio entre las partículas disminuye,
la atracción entre las partículas aumenta.
4. Las lutitas o arcillas hidratables perforadas introducen nuevos
sólidos aditivos dentro del sistema, aumentando las fuerzas de
atracción al reducir el espacio entre las partículas y aumentar
el número total de cargas.
5. El sub tratamiento o sobre tratamiento con productos
químicos cargados electroquímicamente aumenta las fuerzas
de atracción.
6. El uso de biopolímeros ramificados.
El punto cedente es la parte de la resistencia al flujo que se puede
controlar con un tratamiento químico apropiado. El punto cedente disminuye
a medida que las fuerzas de atracción son reducidas mediante el tratamiento
químico. La reducción del punto cedente también reducirá la viscosidad
aparente. Se puede lograr un aumento del punto cedente mediante adiciones
de un viscosificador comercial de buena calidad.
Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente. El punto
cedente se determina por medio de cálculos, con las lecturas obtenidas con
el viscosímetro, siendo la formula Punto Cedente:
Fórmula 3. Ecuación para determinar el punto cedente del fluido.
40
Pc = Vp – L300 = lbs/100pies2
Fuente: Manual de fluidos de perforación. CIED (2002).Filtración.
Se refiere a la acción mediante la cual la presión diferencial hace
entrar a la fase liquida del fluido de perforación dentro de una formación
permeable. Durante este proceso, las partículas sólidas son filtradas,
formando un revoque. Si la fase liquida también contiene un líquido
inmiscible también se depositaran en el revoque y contribuirán al control de
filtración.
La pérdida de fluido es una de las propiedades del lodo con
importancia fundamental en las operaciones de perforación o completación.
Los fluidos están formulados de manera tal que la presión hidrostática,
generada por éstos en el hoyo, sea semejante o mayor a la presión de la
formación. Esto ocasiona que el fluido de perforación se filtre hacia las
formaciones permeables, generándose, por la deposición de partículas
sólidas presentes en el fluido, un revoque en las paredes del pozo.
Básicamente hay dos tipos de filtración: la estática, que ocurre
cuando el fluido no está en movimiento, y la dinámica, que ocurre cuando el
lodo fluye a lo largo de la superficie filtrante. Como es de esperarse, ambos
tipos ocurren durante la perforación de un pozo.
La invasión de filtrado en la formación es un fenómeno inevitable, y la
constitución de un revoque fino y de baja permeabilidad es necesaria para
reducir, subsecuentemente, las pérdidas de fluido, lo que ayuda a mantener
la estabilidad de las paredes del pozo y minimizar los daños a la formación.
La filtración de fluido hacia la formación depende de varios factores, como:
- La permeabilidad de la formación.
- La presión diferencial entre el lodo de perforación y la
formación permeable.
- Las características del revoque formado.
41
Durante el proceso de filtración estática, el revoque aumenta de
espesor con el tiempo y la velocidad de filtración disminuye por lo que el
control de este tipo de filtración consiste en prevenir la formación de un
revoque muy grueso. Por otro lado la filtración dinámica (ver figura 13) se
diferencia de la anterior en que el flujo de lodo a medida que pasa por la
pared del pozo tiende a raspar el revoque a la vez que el mismo se va
formando, hasta que el grosor se estabiliza con el tiempo y la velocidad de
filtración se vuelve constante, por lo que el control de este tipo de filtración
consiste en prevenir una pérdida excesiva de filtrado a la formación. Los
factores más importantes que afectan la filtración estática son:
a. La permeabilidad del revoque (1/32’’).
b. El área sobre lo cual se desarrolla la filtración.
c. La presión diferencial de filtración.
d. El espesor del revoque (1/32’’).
e. La viscosidad del filtrado.
f. El tiempo de filtración.
Figura 13.Equipo de filtración dinámica. Fuente: González, H. (2003)
Tixotropía y esfuerzos de geles.
42
Las propiedades del lodo, una de las más importantes es la
gelatinización, que representa una medida de las propiedades tixotrópicas de
un fluido y denota la fuerza de floculación bajo condiciones estáticas.
La fuerza de gelatinización, como su nombre lo indica, es una
medida del esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel
formado, después de un período de reposo. Es una medida de la fuerza
necesaria para empezar el movimiento desde condiciones estacionarias.
La tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse
el gel. Si esta se forma lentamente después que el lodo esta en reposo, se
dice que la tasa de gelatinización es baja y es alta en caso contrario. Un lodo
que presenta esta propiedad se denomina tixotrópico.
La resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja para:
- Permitir que la arena y el ripio se depositen en el tanque de
decantación.
- Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una
adecuada velocidad de circulación.
- Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de
pistón cuando se introduce la misma en el hoyo.
- Permitir la separación del gas incorporado al lodo.
Sin embargo, este valor debe ser suficiente para permitir la
suspensión de la barita o la orimatita (densificantes) y los sólidos
incorporados en los siguientes casos:
- Cuando se está añadiendo barita o orimatita.
- Al estar el lodo, estático.
Resistencia de gel @ 10 segundos: Resistencia inicial de gel de un
fluido medida como una lectura máxima (deflexión) tomada en un
viscosímetro de lectura directa después que el fluido ha estado quieto
durante 10 seg. La lectura se informa en términos de lb/100 Pie2.
43
Resistencia de gel @ 10 minutos: Es la resistencia de gel de un
fluido al cabo de 10 min, medida como la lectura máxima (deflexión) tomada
en un viscosímetro de lectura directa después que el fluido ha estado quieto
por10 min. La lectura se informa en términos de lb/100 Pie2.
Contenido de sólidos.
Es una medida de la proporción de sólidos presentes en un fluido, en
relación con el volumen total (sólido + líquido). Normalmente, se expresa en
porcentaje, en mg/ltso en ppm. Los sólidos que no son solubles en agua o
ácidos se consideran indeseables, ya que su intrusión en la formación
productora reduce considerablemente la permeabilidad original y en algunos
casos, pueden ocasionar daños irreversibles.
En un fluido de perforación existen sólidos deseables como la arcilla
y la barita, y sólidos indeseables como recortes y arena, los cuales hay que
eliminar del sistema. Para controlar en un mínimo los sólidos perforados se
utilizan varios métodos, ya que es de suma importancia mantener el
porcentaje de sólidos en los fluidos de perforación en los rangos
correspondientes al peso del lodo en cuestión.
Los sólidos constituyen uno de los mayores problemas que
presentan los fluidos de perforación. La acumulación de sólidos de
perforación en el sistema causa la mayor parte de los gastos de
mantenimiento del lodo. Un programa adecuado de control de sólidos ayuda
enormemente a mantener un fluido de perforación en óptimas condiciones,
de manera que sea posible obtener velocidades de penetración adecuadas
con un mínimo de deterioro para las bombas y demás equipos encargados
de circular el lodo.
Algunos efectos de un aumento de los sólidos de perforación son:
- Incremento del peso del lodo.
44
- Alteraciones de las propiedades reológicas, aumento en el
filtrado y formación de un revoque deficiente.
- Posibles problemas de atascamiento diferencial.
- Reducción de la vida útil de la mecha y un aumento en el
desgaste de la bomba de lodo.
- Mayor pérdida de presión debido a la fricción.
- Aumento de la presiones de pistoneo.
Aunque es imposible remover todos los sólidos perforados, con el
equipo y las prácticas adecuadas, es posible controlar el tipo y la cantidad de
los mismos en un nivel que permita una perforación eficiente. Los sólidos de
perforación se pueden controlar utilizando los siguientes métodos:
a. Dilución.
b. Asentamiento.
c. Equipos mecánicos de control de sólidos.
Tensión superficial.
En la interface entre un líquido y un gas, o dos líquidos no miscibles,
parece formarse una película o capa especial, aparentemente debida a la
atracción de las moléculas del líquido por debajo de la superficie. Esta es
otra propiedad de los fluidos la cual se define como la fuerza de estiramiento
requerido para formar longitud de la película en equilibrio.
Comprensibilidad.
La comprensibilidad representa la relación entre los cambios de
volumen y los cambios de presión a que está sometido un fluido. Las
variaciones de volumen pueden relacionarse directamente con variaciones
de la masa específica si la cantidad de masa permanece constante. En
45
general se sabe que en los fluidos la masa específica depende tanto de la
presión como de la temperatura de acuerdo a la ecuación de estado.
Análisis de retorta (% de sólidos, % de líquidos).Para determinar la cantidad de líquidos (agua/aceite) y sólidos en un
fluido de perforación se requiere el uso de la retorta. Una muestra de fluido
de perforación se coloca en una cámara de un volumen determinado y se
calienta, vaporizando los componentes líquidos. Los vapores pasan a través
de una unidad de condensación y el líquido es recolectado en una probeta
graduada y calibrada en porcentaje por volumen.
Propiedades químicas. Son todas aquellas propiedades capaces de interactuar
químicamente con la formación, estas pueden ser determinadas a través de
los siguientes análisis.
PH.Los fluidos de perforación trabajan con un pH alrededor de 9.5 –
10.5, este puede variar dependiendo de la naturaleza del fluido, como es la
casa de los fluidos cálcicos y silicatos los cuales deben estar en valores de
pH mayores de 12. Los fluidos son alcalinos primeramente para controlar el
efecto de los gases ácidos presentes en los pozos productores de
hidrocarburos que en muchos casos necesita adicionar secuestrantes de
gases ácidos como H2S y CO2 en los fluidos de perforación para contrarrestar
su efecto.
También el pH se necesita para mantener dispersas las arcillas de
formación que están cargadas negativamente y el efecto dispersante por
acción del ion hidroxilo (OH-), también mejorar el desempeño de los
polímeros y lignosulfonatos, y además podemos detectar contaminaciones
del fluido de perforación con mediciones del pH. Existe un rango de pH
46
óptimo según la naturaleza del sistema de fluidos, y también es un indicativo
si el fluido se ha contaminado con sustancias como cemento y gases ácidos.
Embolamiento.
El embolamiento se produce por razones químicas (interacción
arcilla-lodo-mecha) o mecánicas (interacción formación-mecha). El
embolamiento es el fenómeno en el cual las formaciones lutíticas presentan
problemas debido a la adhesión de las arcillas a las partes metálicas de los
componentes de la sarta y a la superficie de corte de la mecha de
perforación durante la perforación de pozos.
Este fenómeno reduce la tasa de penetración porque la acumulación de
ripios alrededor de los cortadores o dientes de la mecha cambia la
distribución de la fuerza aplicada sobre la roca para la cual la herramienta fue
diseñada inicialmente. También se produce el retrituramiento de los ripios
debidos al pobre arrastre de los mismos, adicionalmente, la acumulación de
cortes en los canales de limpieza de la cara de la mecha puede reducir el
flujo del lodo que actúa como refrigerante, lo que conduce al desgaste
acelerado y a la falla prematura de la mecha.
Alcalinidad.
Es la concentración de los iones solubles en agua que pueden ser
neutralizadas con ácido. La alcalinidad está relacionada con la concentración
de iones oxidrilos (OH), carbonatos (CO3) y bicarbonatos (HCO3), estos
valores de alcalinidad se determinan en conjunto con otras pruebas
fisicoquímicas, el tipo de contaminante y la cantidad que se ha incorporado
en el fluido, con el objetivo de realizar un tratamiento.
Alcalinidad de lodo (Pm).
47
Permite medir la concentración de OH, en el Fluido, también el
exceso de Cal libre en el Fluido.
Alcalinidad del filtrado (Pf/Mf).
Permite medir la concentración de OH, disueltos en el Fluido,
también la concentración de Carbonatos y Bicarbonatos.
MBT (Methylene Blue Test).
Es una medida de concentración total de sólidos arcillosos que
contiene el fluido. Se conoce como prueba de azul de metileno y se realiza
con la finalidad de determinar la cantidad de arcillas reactivas (bentonitas
y/o sólidos de perforación) presentes en el fluido de perforación. Esta ofrece
una estimación de la capacidad total de intercambio catiónico que no son
necesariamente equivalentes.
El procedimiento consiste en agregar una solución de azul de
metileno a la muestra de fluido de perforación la cual está tratada con
peróxido de hidrogeno y acidificada hasta que se observa la saturación,
cuando se forma un aro del colorante alrededor de una gota de suspensión
de sólidos sobre un papel filtro (ver figura 14).
Es de vital importancia realizar este método para garantizar la
estabilidad de las propiedades físicas del fluido y evitar la floculación del
sistema, debido a la reacción de los agentes arcillosos contenidos en el
mismo.
48
Figura 14. Prueba MBT. Fuente: González, H. (2003)
Cloruros.
Se determina para cuantificar la concentración de sales como
inhibidores y mantener su concentración en el fluido de perforación. También
esta prueba determina si el fluido de perforación fue contaminado por influjo
de agua de formación o el flujo se ha contaminado con agua de mar cuando
la operación de perforación es en costa. El cloruro es determinado por el
método de Mohr, precipitándose el cloruro como cloruro de planta utilizando
como inhibidor cromo de potasio, y su valor es expresado en mg/L.
Dureza.
Es causada por la cantidad de sales de calcio y de magnesio disuelta
en el agua o en el filtrado del lodo. El calcio por lo general es un
contaminante de los fluidos base agua. La dureza total se mide en términos
de partes por millón de carbonato de calcio, este análisis debe realizarse ya
que representa una parte fundamental en la selección de fluidos y en su
aplicación.
49
Tipos de fluidos de perforación:
Fluidos Newtonianos: Son aquellos fluidos donde la tensión de corte
es proporcional a la velocidad de corte (ver grafica 2). El agua, el gas-oil y la
glicerina, son un ejemplo de esto.
Grafica 2. Tension de cortes vs. Velocidad de cortes en fluidos newtonianos. Fuente: Fuenmayor. (2008)
La viscosidad de un fluido se define como la tensión de corte dividida
por la velocidad de corte (ver grafica 3). Así, la viscosidad del fluido descrito
en la ecuación anterior es m. La viscosidad de un fluido newtoniano es
constante.
50
Grafica 3.Viscosidad vs. Velocidad de cortes en fluidos newtonianos. Fuente: Fuenmayor (2008)
Fluidos no Newtonianos: Los lodos no son fluidos newtonianos, por el
contrario, son fluidos complejos que presentan una amplia variedad de
relaciones tensión de corte – velocidad de corte. La gráfica de la relación
tensión de corte – velocidad de corte para un fluido dado recibe el nombre de
reograma. La gráfica a continuación es un reograma de un lodo típico
graficado en coordenadas rectangulares.
Grafica 4 . Tension de cortes vs. Velocidad de cortes para un fluido de perforacion. Fuente: Fuenmayor (2008)
Se puede observar dos cosas que lo diferencian de un fluido
newtoniano. Primero, la relación está dada por una curva y no por una línea
recta. Segundo, el fluido exhibe una tensión de cedencia, es decir que, para
que el fluido empiece a fluir, se debe vencer un cierto grado de resistencia
interna.
51
Grafica 5.Viscosidad vs. Velocidad de cortes para fluidos de perforacion.Fuente: Fuenmayor (2008)
A una determinada velocidad de corte, el fluido tiene una viscosidad
que se denomina viscosidad aparente a cierta velocidad de corte (ver gráfica
5). Es evidente que la viscosidad aparente de un fluido no – newtoniano
depende de la velocidad de corte a la que ha sido determinada. Esta es la
viscosidad que el fluido aparentaría tener si lo hubiéramos confundido con un
fluido newtoniano y se hubiese intentado calcular su viscosidad por medio de
la determinación de su tensión de corte a esa velocidad de corte.
Clasificación de los fluidos de perforación. Estos se clasifican dependiendo de las formaciones que se van a
atravesar en el momento de la perforación y por lo general se preparan a
base de agua, de aceite (derivados del petróleo) o emulsiones (ver figura 15).
En su composición interactúan tres partes principales: la parte líquida, ideal
para perforar zonas de bajas presiones; la parte sólida, compuesta por
52
material soluble que le
imprime las características
tixotrópicas y por material
insoluble de alta densidad
que le imparte peso; y
materias químicas
adicionales, que se añaden
directamente o en soluciones, para controlar las características deseadas.
La selección del fluido de perforación óptimo para un pozo en
particular se basa en algunos factores, tales como las características y
composición de las formaciones que han de perforarse, temperaturas y
presiones de la formación, antecedentes sobre problemas presentados
durante la perforación, y el conocimiento a fondo el origen y calidad de los
fluidos y materiales usados para elaborar el fluido de perforación. La figura
muestra un esquema de clasificación, también se puede utilizar el criterio
basado en la fase continua del fluido, y los componentes usados para su
elaboración y mantenimiento, de esta manera, se pueden agrupar en tres
categorías: base agua, base aceite y aire, gas o espuma.
Figura 15.Clasificación de los fluidos de perforación. Fuente: Guzman
(2008).
Fluidos Base Agua.Son los lodos de perforación que se clasifican porque su fase
continua es agua (dulce o salada). Se clasifican en:
Lodos dispersos:
Muy útiles cuando se perfora a grandes profundidades o en
formaciones altamente problemáticas, pues presentan como característica
principal la dispersión de arcillas constitutivas, adelgazando el lodo.
53
Compuestos por bentonita, sólidos perforados y bajas concentraciones de
agentes dispersantes, tales como los lignosulfonatos y lignitos; el PH de este
lodo está entre 8.5 y 10.5 para mantener estable el NaOH (Hidróxido de
Sodio) que es requerido para activar el agente dispersante usado.
Lodos no dispersos:
Utilizados para perforar pozos poco profundos o los primeros metros
de pozos profundos (lodos primarios), en la mayoría de casos compuesto de
agua dulce, bentonita y cal apagada (hidróxido de calcio), donde primero se
hidrata la bentonita y luego se agrega cal para aumentar el valor real de
punto de cedencia, que le da la capacidad de transportar recortes, a bajas
ratas de corte (shearrate).
Las cantidades requeridas de bentonita y cal dependen del punto de
cadencia deseado (en muchos pozos se puede usar entre 15 y 25 lbm/bbl de
la primera y entre 0.1 y 1 lbm/bbl de la segunda). El objetivo de este sistema
es reducir la cantidad total de sólidos arcillosos, resultando en una rata de
penetración alta. No son muy estables a altas temperaturas,
aproximadamente 400°F.
Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda
agregar a la mezcla, un polímero no iónico tal como el almidón o el XC que
respeten el punto de cedencia logrado por la cal. Su concentración común
varía entre 0.5 y 0.75 lbm/bbl. No toleran contaminaciones salinas de 10,000
ppm y superiores o contaminaciones de calcio que excedan las 100 ppm. No
es recomendado el uso de CMC que actúa como adelgazante a ratas de
corte bajas. Pero a altas velocidades de corte (común en la tubería de
perforación y en las boquillas de la broca) aumenta la viscosidad efectiva del
lodo, elevando la resistencia friccional requiriéndose mayores presiones de
bombeo. No contienen adelgazantes.
Bajos en sólidos:
54
Son aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos son
estrictamente controlados. Estos no deben presentar porcentajes en volumen
de sólidos totales por encima de 10% y la relación de sólidos perforados a
bentonita, debe ser menor que 2:1.
En años recientes han aparecido productos nuevos que hacen
práctico el uso de lodos con cloruro de potasio, cuya concentración de
cloruro de potasio usada depende del tipo de formación a perforar. Los lodos
con concentraciones bajas (de 5 a 7 % en peso de agua utilizada para
preparar el lodo) se usan en formaciones de shales firmes o de shales
inestables que contengan muy poca esméctica y en arenas potencialmente
ricas en hidrocarburos que pueden sufrir daños en su permeabilidad al
ponerse en contacto con agua dulce.
Los lodos con concentraciones altas (de 10 a 20 % en peso de agua)
se utilizan para perforar shales tipo gumbo (que se hacen pegajosos y
pierden su porosidad al contacto con el agua dulce), y para perforar “shales”
ricos en esméctica.
La composición básica de estos lodos es: agua dulce o agua de mar,
cloruro de potasio, un polímero para inhibición ( poliacrilamida
generalmente), un polímero generador de viscosidad (tipo XC con
frecuencia), bentonita prehidratada, almidón estabilizado o CMC, potasa
cáustica o soda cáustica, y otros aditivos como lubricantes. Como factores
importantes a considerar se contemplan:
- Baja tolerancia a los sólidos, por consiguiente tienden a ser
altamente procesados, haciendo de este lodo uno de los más
onerosos.
- Debido al presencia necesaria de polímeros, para controlar las
pérdidas de filtrado, limita su uso a temperaturas de 250°F
como máximo.
55
- Exhiben un comportamiento de plástico de Bingham, con
puntos de cedencia altos y buenas viscosidades a ratas de
corte bajas; su capacidad de limpieza del pozo es grande.
- Según visualizaciones, en laboratorio, en una celda de alta
temperatura y alta presión, indican que el lodo con cloruro de
potasio es el lodo base agua más efectivo para estabilizar
shales problemáticos.
- El consumo de cloruro de potasio es muy elevado en shales
con capacidad de intercambio catiónico alta (shales tipo
gumbo), por lo tanto el valor de la concentración cae
demasiado bajo y se reduce la efectividad para estabilizar
shales.
Poliméricos:
Son aquellas bases agua dulce o salada, que tienen incorporados
compuestos químicos de cadena larga y peso molecular alto, que pueden
contribuir:
- Control de pérdidas de filtrado y de propiedades reológicas.
- Estabilidad térmica.
- Resistencia ante contaminantes.
- Protección de zonas potencialmente productoras.
- Mantener la estabilidad de las formaciones atravesadas.
- Lubricación a la sarta, prevenir pegas y corrosión.
- Mejorar la perforabilidad.
- Mantener un ambiente limpio.
Entre los materiales poliméricos más usados están: el almidón, la
gomas de “Guar”, “Xanthan” y de algarrobo, CMC, el lignito, la celulosa
polianiónica, los poliacrilatos, el copolimero de vinil amida/vinil sulfonato, la
56
poliacrilamida parcialmente hidrolizada, los ácidos poliaminados y la
metilglucosa, entre otros.
La desventaja relativa más prominente de los lodos con materiales
poliméricos parece ser su alto costo siendo superados en costo por lodos
base aceite y base material sintético.
Tabla 2. Relación de aditivos base agua con respecto a su función.
ADITIVO FUNCION
Agua Función base
Polímeros, bentonita y atapulgita Viscosificantes
Bentonita, CMC, almidón Agente de control de filtrado
Lignosulfonatos, taninos, fosfatos
Reductores de viscosidad
Carbonato de calcio, barita Densificantes
Productos especiales Bactericidas, fluidos para despegar
tuberías
Fuente: Manual de fluidos de perforación. CIED (2002)
Fluidos Base Aceite.
Existen dos tipos principales de sistemas:
Lodos de aceite: que contienen menos del 5% en agua y contiene
mezclas de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos
oxidados y diésel de alto punto de llama o aceites minerales no tóxicos. Uno
de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas
productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no pueden
afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas temperaturas,
también son especiales para las operaciones de corazonamiento.
57
Emulsiones invertidas: estos sistemas contiene más del 50% en
agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes
especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas.
El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales
debido a su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg (libras por
galón) sin el uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados
con éxito para muchas tareas de perforación con: pozos profundos con
condiciones extremas de presión y temperatura; problemas de pega de
tubería y de estabilidad de pozo; necesidad de atravesar zonas que
contienen sales, yeso o anhidrita; presencia de sulfuro de hidrógeno hallazgo
de formaciones potencialmente productoras; gran necesidad de minimizar la
fricción y los torques (en pozos altamente desviados). Lastimosamente su
carácter contaminante ha restringido su uso.
Fluidos Gas-Aire.
En algunos aires con formaciones duras y secas, se usan el aire
comprimido o el gas natural para perforar, estos fluidos de perforación son
también útiles en áreas donde las pérdidas de circulación severas
constituyen un problema. La ventaja de usar este tipo de fluido incluyen
mayores velocidades de penetración, mayor vida de barrena, mejor control
en áreas con pérdidas de circulación, menor daño a las formaciones
productoras que nos permite una evolución rápida y continua de los
hidrocarburos.
De aire o gas: El aire es un fluido de perforación de muy baja
densidad cuando se perfora con este tipo de fluido los recortes son
eliminados por la presión del fluido que es inyectada en el pozo. Son muchas
las ventajas que se tienen en este tipo de perforación, pero también hay
requerimientos de equipos y problemas de pozos muy especiales.
58
El principal problema de la perforación con el aire son las
formaciones con gran contiendo de agua. El caudal de flujo de agua se
puede tolerar dependiendo de la operación; si el caudal excede lo que puede
ser manejado por la velocidad de aire, durante un periodo grande de tiempo,
entonces deben de emplearse otros métodos.
Usando como fluido de perforación aire, gas natural, gases inertes o
mezclas con agua, se han obtenido grandes ventajas económicas en
secciones de rocas consolidadas donde difícilmente se encontrarían grandes
cantidades de agua, pues un aporte adicional de líquido contribuiría a formar
lodo, embotando la sarta, especialmente la broca; el aire o gas seco proveen
la mayor rata de penetración de los diferentes fluidos de perforación, los
cortes son usualmente reducidos a polvo al mismo tiempo que se dirigen a la
superficie, al ser bombardeados a alta velocidad contra los tool joints.
El transporte de los cortes depende de la velocidad en el anular, al
no poseer propiedades que garanticen por sí mismas la suspensión de los
cortes o sólidos transportados; siendo no recomendable su uso ante paredes
de pozo inestables, formaciones productoras de agua, formaciones con alta
presión de poro y adversos factores económicos. En general el uso de este
tipo de fluidos resulta en una rata de perforación más rápida, mayor footage
para la broca, mayor posibilidad para tomar pruebas de las formaciones,
limpieza de los corazones, mejores trabajos de cementación y mejores
completamientos.
Se usa mist drilling o perforación de niebla cuando una pequeña
cantidad de agua entra al sistema, eventualmente agentes espumantes son
inyectados en la corriente por tanto disminuyen la tensión interfacial entre el
agua, dispersándola dentro del gas, lo cual incrementa la habilidad de
eliminar el agua producida por la formación. Agentes anti-corrosión
normalmente no son usados pero cuando ocurre o se encuentra agua, un
inhibidor tipo amina sirve para proteger la sarta.
59
Niebla: Se constituye un problema cuando las formaciones contienen
agua, o cuando se encuentran hidrocarburos, se hace necesaria la
perforación con niebla. La niebla se forma de aire seco pequeñas cantidades
de agua y surfactantes espumosos inyectados a altas velocidades en una
corriente de agua o de aire. Un aumento de la concentración de surfactantes
creara una espuma más firme que ayudará a limpiar mejor el pozo y
removerá los recortes más pesados. Con la utilización de este tipo de fluido
se obtienen altas velocidades anulares y recortes ligeramente mayores.
Espuma: se forma con la niebla, pero con mayor concentración de
agua. La capacidad de acarreo de estos fluidos depende en mayor grado de
la viscosidad de la velocidad de anular. En comparación con los fluidos
anteriores las espumas ejercen mayor presión sobre la formación.
Fabricados mediante la inyección de agua y agentes espumantes
dentro de una corriente de aire o gas creando un espuma estable y viscosa o
mediante la inyección de una base gel conteniendo un agente espumante, su
capacidad de acarreo es dependiente más de la viscosidad que de la
velocidad en el anular. En cuanto a los lodos aireados en una base gel,
tienen el propósito de reducir la cabeza hidrostática y prevenir pérdidas de
circulación en zonas de baja presión, además de incrementar la rata de
penetración.
Fluidos Dispersos No Inhibidos. Estos fluidos contienen adelgazantes químicos, pero no utilizan iones
inhibidores de lutitas. En este caso, los adelgazantes van actuar sobre los
sólidos arcillosos perforados, minimizando su dispersión.
60
Lignosulfonato/Lignito: Estos fluidos se formulan a base de agua,
soda cáustica, Bentonita, Lignosulfonato, lignito y material Densificante. Se
preparan y mantienen con facilidad, pero son afectados fácilmente por
cualquier contaminante común; en consecuencia, cuando se perfora con este
tipo de fluido, se debe verificar constantemente los valores de alcalinidad
(Pf/Mf), para detectar la presencia de cualquier contaminante que pueda
efectuar adversamente las condiciones del fluido.
La conversión a un fluido Lignosulfonato es simple y se hace en la
medida, que las condiciones del hoyo lo requieran. Se puede lograr a partir
de un fluido de iniciación en una o varias circulaciones, o se puede preparar
totalmente nuevo en los tanques de superficie, haciéndose el cambio de
fluidos a hoyo desnudo o revestido.
Características.
Estos fluidos son muy versátiles y se utilizan frecuentemente para
perforar formaciones no productoras y no reactivas.
Los lignosulfonatos / lignitos son poderosos adelgazantes químicos
que imparten propiedades inhibitorias al sistema, sin embargo, hay que tener
cuidado con un sobre tratamiento para evitar la pérdida de viscosidad y la
formación de espuma, sobre todo cuando el fluido tiene baja densidad.
Estos sistemas sufren degradación termal, cuando permanecen bajo
períodos de exposición prolongada a temperaturas mayores a 300º F.
Además, requieren de un control efectivo de sólidos y del agregado continuo
de soda cáustica diluida, para mantener el pH en el rango de 9.5 – 11.5.
En condiciones normales de perforación, estos sistemas funcionan
bien en una relación de dos libras de Lignosulfonato por cada libra de lignito.
61
Sin embargo, es conveniente en la medida que la temperatura aumenta ir
cambiando la relación, puesto que los lignitos son más efectivos como
controladores de filtrado a altas temperatura que los lignosulfonatos.
La lubricidad de estos fluidos se incrementa con aceites de bajo
contenido aromático, teniendo el cuidado de no adicionar aceite, al mismo
tiempo que se esté agregando el material Densificante, para evitar su
precipitación.
Fluido Dispersos Inhibidos. Los fluidos dispersos inhibidos utilizan adelgazantes químicos para
dispersar los sólidos arcillosos perforados y también, iones inhibidores para
evitar la hidratación y debilitamiento de las lutitas. Dentro de esta
clasificación, se encuentran los fluidos de base calcio.
Fluido de base calcio: Estos fluidos se utilizan en áreas donde la
hidratación y el hinchamiento de las lutitas causan una significativa
inestabilidad del hoyo. En estos fluidos se mantienen mayores niveles de
calcio solubles, para lograr un ambiente inhibidor y minimizar el hinchamiento
de las arcillas.
Existen dos tipos básicos de fluidos de base calcio:
- Fluido de cal.
- Fluido de yeso.
Fluidos de cal: Los fluidos de cal se preparan a partir de cualquier
fluido base agua ligeramente tratado, con bajo contenido de sólido y baja
viscosidad (+ 40seg.)(Ver tabla 3). Es recomendable efectuar el cambio
62
dentro del revestidor, inmediatamente después de regresar al fondo con
mecha nueva.
Tabla 3. Conversión de fluido Cal
ADITIVO CONCENTRACION (lb/bbl)
Adelgazante 2.0 - 4.0
Soda caustica 1.0
Cal 4.0 – 8.0
Reductor de filtrado 0.5 – 1.0
Fuente: Manual de fluidos de perforación. CIED (2002)
La concentración de estos aditivos puede variar de acuerdo con la
condición del fluido y su contenido total de sólidos, antes de la conversión. Si
este contenido es alto, se debe diluir con agua para reducir la severidad del
pico de conversión. Durante la conversión, se debe agregar más cal de la
requerida para mantener un exceso en el fluido (ver tabla 4), con el fin de
reemplazar el calcio absorbido por las lutitas perforadas. El exceso de cal se
determina en base a la siguiente fórmula:
Fórmula 4. Exceso de cal.
Exceso de cal (lb/bbl): 0.26 (Pm – FwPf)
Fuente: Manual de fluidos de perforación. CIED (2002)
63
Contenido de calcio: El calcio en estos fluidos debe estar en un rango
de 100 a 300 mg/L y es controlado por medio de la alcalinidad del filtrado
(Pf).
Tabla 4. Clasificación de fluidos de acuerdo al rango de alcalinidad y el exceso de cal.
ALCALINIDAD CAL Pf (cc) EXCESO DE CAL
(lb/bbl)
Baja Baja 0.8 – 2.0 0.8 – 2.0
Intermedia Intermedia 2 – 5 2 – 5
Alta Alta 5 – 15 5 – 15
Fuente: Manual de fluidos de perforación. CIED (2002).
Nota: Las propiedades físicas de estos fluidos son fáciles de mantener,
cuando los valores de Pf y el exceso de cal son más o menos iguales.
Efectos de las altas temperaturas: Las propiedades físicas de estos
fluidos son afectadas a temperaturas mayores a 250ºF. En este caso el fluido
se deshidrata y tiende a solidificarse haciéndose muy difícil el control del
filtrado.
Cuando las altas temperaturas de la formación imposibilitan el uso de
los fluidos con alcalinidad intermedia y alta, se utilizan los fluidos de baja
alcalinidad, cuando se estima perforar formaciones de anhidrita o yeso, o
simplemente se espera un influjo de agua salada, se utilizan los fluidos de cal
intermedia o alta.
64
Indicadores de calidad: Los fluidos de cal, generalmente se
consideran en buenas condiciones, cuando el gel inicial es cero y el gel a los
diez minutos también es cero o casi cero, y cuando las adiciones de cal no
causan aumentos significativos de la viscosidad. Esto trae como ventaja, la
disminución del efecto pistón o succión al bajar o sacar tubería.
Fluidos de yeso: Estos fluidos, al igual que los fluidos de cal, se
pueden preparar a partir de cualquier fluido base agua y particularmente de
los nativos o de los de bajo pH ligeramente tratados (ver tabla 5).
Comparación entre fluidos base calcio: En relación con los fluidos
encalados (base cal), estos fluidos muestran mayores niveles de calcio (600
a 1200 mg/L) y menores valores de alcalinidad (0.2 a 0.7 cc). Normalmente
presentan una pérdida de filtrado mayor, la cual se controla con Carboxi-
Metil-Celulosa (CMC). En este caso, la estabilidad térmica del fluido se ve
limitada por el rango térmico del CMC.
Conversión ha fluido de yeso: Los procedimientos para la conversión
a un fluido de yeso, son exactamente iguales a los que se usan en la
conversión a fluidos de cal. Es muy posible que durante la conversión se
forme espuma superficial, lo cual no causa consecuencias de gravedad.
Tabla 5. Conversión de fluido yeso.
ADITIVO CONCENTRACION (lb/bbl)
Adelgazante 3.0 – 6.0
Soda caustica 1.0
Yeso 4.0 – 6.0
Reductor de filtrado 0.5 – 1.0
65
Fuente: Manual de fluidos de perforación. CIED (2002)
Factores a considerar en la selección de fluidos de perforación. Una selección adecuada del fluido de perforación es de vital
importancia para el éxito de la perforación, los errores es esta fase pueden
resultar muy costosos y difíciles de corregir, para evitar estos errores es
recomendable considerar los siguientes factores:
- Factores ambientales.
- Aspectos de seguridad.
- Domos salinos.
- Alta temperatura y presión.
- Perdidas de circulación.
- Lutitas hidrófilas.
- Logística.
- Económico.
Factores ambientales: Con frecuencia este factor es el de mayor
peso para la selección de la base (agua o aceite) del fluido de perforación.
Las regulaciones ambientales son variadas y dependen de donde se
encuentre localizado el pozo a perforar (ver tabla 6).
Tabla 6. Factores ambientales.
ZONAS MARINAS ZONAS TERRESTRES
Fluorescencia Contenido de cloruros
Biodegradación Metales pesados
Bioacumulación pH y contenido de aceite
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Fuente: Manual de fluidos de perforación. CIED (2002)
Condiciones de seguridad: La seguridad es prioritaria, y el fluido
seleccionado debe ser capaz de mantener las características o propiedades
requeridas para:
- Ejercer un efectivo control de la presión de formación.
- Realizar una limpieza efectiva del pozo.
- Debe mantener control sobre los contaminantes del área.
- Debe permitir la rápida densificación.
Domos salinos: Cuando se tiene programado la perforación de un
domo salino, la selección del fluido de perforación debe ser tal que evite los
deslaves en la formación, la mejor solución para estos casos es un fluido
base aceite saturado con sal. Si se opta por un fluido base agua también
deberá estar saturada con sal. Los principales problemas al perforar un domo
salino son:
- Descalibre del pozo.
- Flujos de sal.
- Flujos de agua salada.
- Incremento de la densidad.
- Perdidas de circulación.
- Contaminación del fluido de perforación.
Alta temperatura y alta presión: Al perforar pozos con altas
temperatura y presión, se debe seleccionar el fluido que presente mejor
estabilidad. El fluido base aceite (emulsión inversa) tiene un mejor
desempeño en estas condiciones. Los problemas más comunes en estos
pozos son:
- Gelificación.
- Asentamiento de la barita.
67
- Variación en la densidad (disminución).
Perdida de circulación: Si se va a perforar un pozo en una zona
donde existe evidencia de que se puede presentar una pérdida de circulación
de gran magnitud, el tipo de fluido seleccionado debe ser el más simple y
económico posible. Para estos casos el fluido base agua es el más
recomendado y de ser posible fluidos aireados. La problemática en zonas de
pérdida total:
- Manejo de grandes volúmenes de lodo.
- Logística.
- Costo.
Lutitas hidrófilas: Cuando se van a perforar zonas de lutitas hidrófilas
(que adsorben agua), lo más recomendable es el uso de fluidos base aceite
ya que un fluido base agua causaría una inestabilidad en el hoyo.
Logística: se debe considerar la logística para el acarreo del material
químico y fluidos para la preparación del lodo. Si el lugar es el de difícil
acceso será preferible un lodo base agua y si es en costa fuera lo mejor es
utilizar un lodo preparado con agua de mar.
- Distancia.
- Acceso.
Económico: Deberá realizarse una lista con los fluidos que
técnicamente sean capaces de perforar el pozo con seguridad y eficiencia,
realizar un comparativo y finalmente seleccionar el más económico. En el
costo del fluido se debe considerar:
- Costo del fluido base.
68
- Costo del mantenimiento.
- Costo del tratamiento de los recortes.
Después de analizar y considerar los factores mencionados, se está
en la posibilidad de seleccionar la base del fluido de perforación a utilizar en
cada etapa del pozo. Si se selecciona un fluido base agua y vamos a perforar
una etapa donde se tengan lutitas hidrófilas es necesario conocer las
características mineralógicas de dicha formación para prevenir problemas de
inestabilidad del pozo. Los indicadores más comunes de inestabilidad son:
- Presencia de derrumbes.
- Tendencia al empacamiento de la sarta de perforación.
- Excesivos arrastres al sacar la sarta.
- Continuos repasos de agujero al meter la sarta.
- Altos torques.
- Constantes pegaduras de la sarta.
Efectos Colaterales que Producen los Fluidos de Perforación.
- Daño a las formaciones del subsuelo.
- Corrosión del equipo de perforación.
- Reducción de la velocidad de penetración.
- Perdida de circulación.
- Atascamiento de la sarta de perforación en el hoyo.
- Problemas de succión, de presión de circulación y pistón.
- Erosión de la superficie interna del hoyo.
- Desgaste de las bombas.
- Daño de las zonas adyacentes y contaminación al ambiente.
Importancia del fluido de perforación.
69
Durante la perforación de un pozo, es de vital importancia mantener
la calidad del fluido entre los valores deseables y preestablecidos para evitar
los problemas de inestabilidad del hoyo. Sin embargo, es necesario recordar
que las propiedades de un fluido no son valores fijos, si no que pueden ser
ajustados durante el proceso de la perforación.
Lo que hace que el fluido de perforación sea de vital importancia a la
hora de la perforación ya que cumple un papel muy importante. En
consecuencia, es responsabilidad del especialista tomar muestra de lodos a
la entrada y salida del pozo para comparar valores y proceder a efectuar los
ajustes necesarios. (Martínez, 2012).
Fluidos Viscoelásticos.
Se definen como aquel fluido el cual posee reología inversa, lo que
quiere decir que su viscosidad plástica es menor que su punto cedente, esto
implica una alta limpieza del hoyo, los fluidos viscoelásticos se utilizan para
perforar pozos horizontales y/o direccionales por su gran capacidad de
limpieza y suspensión. Su capacidad de suspensión es tal que aún en
condiciones estáticas, minimizan la formación de lechos de ripios que
usualmente se forman en el punto de máxima desviación del pozo.
Un ejemplo típico es la agitación de un líquido en una taza con una
cuchara, si el fluido es viscoso, cuando se retira la cuchara cesa el
movimiento. Si el material es viscoelástico, al sacar la cuchara se puede
observar que el movimiento se hace más lento e incluso puede llegar a
cambiar levemente el sentido de giro antes de detenerse por completo. En
esta categoría podemos mencionar a polímeros fundidos, soluciones de
polímeros.
Comercialmente, uno de los fluidos viscoelásticos más utilizados es
el Flo-Pro. Estos fluidos por lo general trabajan con un rango de pH que varía
70
de 8,5 a 9,5. Se puede alcanzar un peso de hasta 11,5 lb/gal y para controlar
la pérdida del filtrado se utilizan almidones. Rossetti, Meneses. (2002).
Estas sustancias fluyen cuando se aplica en ellas un esfuerzo de
corte, pero tienen la particularidad de recuperar parcialmente su estado
inicial, presentando entonces características de los cuerpos elásticos.
El comportamiento reológico de los materiales viscoelásticos durante
la relajación (ensayos a deformación constante) puede modelarse mediante
analogías mecánicas compuestas de resortes y amortiguadores. El resorte
es considerado un elemento elástico ideal, obedece la ley de Hooke, y el
amortiguador es representado por un sistema cilindro-pistón en el cual se
manifiesta la parte viscosa, considerando un líquido ideal, de
comportamiento newtoniano.
Grafica 6. Representación de la evolución de la tensión en función del tiempo, a deformación constante. Fuente: Datos obtenidos del
comportamiento de fluidos pseudoplasticos López H y Pinto R. (2011).
La utilización de este sistema se recomienda en la perforación de
pozos horizontales, por su capacidad de limpieza y suspensión en
formaciones de crudo pesados, en situaciones en las que la presión de
sobrecarga se puede mantener en un mínimo, reduciendo la profundidad de
invasión, aplicaciones de entubamiento que requieren menores presiones de
71
bomba. Igualmente utiliza una salmuera como inhibidor y material de peso
libre sólidos.
Entre los parámetros que se deben tener en cuenta cuando se hace
la selección de fluidos viscoelásticos en la perforación de pozos con altos
ángulos de inclinación, los cuales requieren un diseño óptimo de perforación
y el apoyo de un sistema de lodo que permita la adecuada estabilidad del
hoyo, se tienen:
- Estabilidad del hoyo.
- Limpieza del hoyo.
- Lubricidad del sistema.
- Requerimientos de densidad.
- Capacidad de suspensión.
- Daño a la formación.
- Control de sólidos óptimos.
- Protección ambiental.
. El revoque formado por este fluido Viscoelástico debe ser liso, con
una gran flexibilidad y buenas características impermeables. Por tanto los
criterios para la formulación del material sellante están determinados por el
hecho de que estos sistemas deben estar constituidos por granos finos de
carbonato de calcio o partículas de sal especialmente seleccionadas
encargadas de formar un revoque externo en la cara de la formación, lo que
minimiza la invasión hacia la formación productora y por lo tanto disminuye el
daño a las mismas.
El revoque de este sistema de lodos es muy fino y de buena calidad,
sin embargo, el sello producido a nivel de formación no es instantáneo ni
completamente impermeable por lo que la invasión de finos a la formación
productora es continua mientras exista la circulación de fluidos.
72
Para la selección de un fluido viscoelástico para una aplicación en
particular se toman en cuenta los problemas que pueden ocurrir en los
mismos, estudiando detalladamente las propiedades que podrían solucionar
en parte los problemas como son:
- Propiedades Reológicas.
- Control de Filtrado Lubricidad.
- Características inhibitorias.
- Bajo contenido de sólidos.
Teniendo en cuenta estos parámetros el fluido a diseñar debe
presentar las siguientes características:
- Sin sólidos coloidales.
- Provee flujo laminar.
- Elevadas tasa de flujo.
- Tipos de flujo Tapón en la sección horizontal.
- Bajo esfuerzo de corte.
- Poseer viscoelasticidad.
- Tixotropía independiente del tiempo.
- Evitar la formación de camadas de ripios.
- Altamente inhibitorios.
- Alta lubricidad.
- Daño mínimo a la zona productiva.
El régimen de flujo para limpiar el pozo en perforación horizontal es
el de tipo Turbulento que permite una mejor calidad de limpieza. Ello se logra
con:
- Estabilidad del Hoyo.
- Limpieza.
73
- Lubricidad del Sistema.
- Requerimiento de Densidad.
- Capacidad de Suspensión.
- Daño a la Formación.
- Control Óptimo de Sólidos.
- Protección Ambiental.
Con este Fluido viscoelástico se puede evitar la formación de
camadas de ripios dados que a menudo este perfil turbulento resulta ser el
óptimo para eliminar sólidos cuando se perforan pozos horizontales. En la
preparación de los fluidos viscoelásticos no se utilizan arcillas comerciales
como agente viscosificante y de control reológico, por las siguientes razones:
Tanto las arcillas agregadas como las incorporadas de la formación
son afectadas por los polímeros usados como inhibidores, es decir, va a
haber un intercambio de iones entre los sólidos arcillosos y los aditivos
usados para dar inhibición, lo cual traería como consecuencia un incremento
en el costo de mantenimiento y una posible situación de contaminación, por
el alto porcentaje de sólidos arcillosos presentes. Los sólidos arcillosos
causan problemas de taponamiento y pueden además interferir con el diseño
reológico. Los sólidos arcillosos dan geles progresivos dependientes del
tiempo.
Polímeros.
Un polímero es cualquier tipo o clase de sustancia originada de
unidades estructurales que se repiten en cadena mediante un proceso de
polimerización. Son coloides orgánicos de cadena larga que se utilizan hoy
día como viscosificantes, agentes de control de filtrado, adelgazantes o como
en capsulantes de los sólidos perforados. Son sustancias compuestas por
grandes moléculas que a su vez, están formadas por la unión de varias
74
moléculas simples.Los polímeros según su origen se clasifican en: naturales,
modificados y sintéticos.
Los polímeros naturales son los que se generan en la naturaleza y
son los más ampliamente usados debido a su bajo costo. Un ejemplo de
polímero natural lo representa el almidón.
Los polímeros modificados son polímeros que en un principio fueron
naturales, pero son modificados química ó físicamente con el fin de mejorar
su tolerancia a la sal, su solubilidad y su estabilidad térmica. (viscosificante
de salmueras).
Los polímeros sintéticos, son uniones de monómeros, bien sean
estos iguales o diferentes, para formar homopolímeros o copolímeros
respectivamente. Sus costos son limitantes.
Los polímeros químicamente se clasifican en los que derivan de la
celulosa y los que derivan de los alcoholes. Físicamente pueden ser iónicos
o no iónicos. A su vez, los iónicos se clasifican en simple aniónico, simple
catiónico y complejo aniónico, complejo catiónico o complejo anfotérico.
Los Polímeros catiónicos tienen cargas positivas, por lo cual tienden
a flocular las arcillas al adherirse a sus superficies o caras. Precipitan
instantáneamente cuando se mezclan con polímeros aniónicos. Su principal
limitación es la degradación térmica, costo y control reológico. Los polímeros
aniónicos son los más utilizados en la industria. Ej.: CMC (Compuestos
básicamente celulosa).
Los anfotéricos funcionan dependiendo el pH del medio en el que se
encuentren. Si el pH es alto, funcionan como aniónicos y viceversa.
De acuerdo con su utilidad, los polímeros se clasifican en:
75
Viscosificantes: básicamente aportan viscosidad al medio en el que
se encuentran, debido al tamaño y la forma de sus partículas. Mientras más
grande y ramificada sea su cadena principal, mayor viscosidad generará.
Floculantes: son emulsiones de polímeros, agua y aceite mineral. En
la floculación ocurre adsorción y/o reemplazo de cargas causadas por
polímeros, mientras que en el proceso de coagulación hay modificación de
cargas de las partículas originada por sales minerales. En ambos procesos
hay formación y precipitación de flóculos, pero en la floculación se acelera
tanto la formación del flóculo como la precipitación del mismo.
Reductores de filtrado: Reducen el filtrado de forma mecánica, y
ocurre mediante el envolvimiento y la adhesión del polímero alrededor de las
partículas de arcilla.
Estabilizantes: Cuando las partículas de arcilla se parten, el polímero
se adhiere a los cationes de los bordes expuestos. De esta manera, los
polímeros mantienen la viscosidad de la fase acuosa, reduciendo en forma
efectiva la invasión del fluido, lo que ayuda a controlar el hinchamiento y
dispersión de la lutita.
Defloculantes o adelgazantes: La acción defloculante de los
polímeros aniónicos se puede explicar con base en dos mecanismos:
Por adsorción del polímero sobre los bordes de la partícula de arcilla
y consecuentemente la neutralización de las cargas positivas.
Por la repulsión de las partículas, debido a su polarización negativa.
Rossetti, Meneses. (2002)
Bio-polímeros.
76
Los bio-polímeros proporcionan viscosidad y capacidad de
suspensión, mejoran la hidráulica, disminuyen los problemas de torque y
arrastre y reducen las pérdidas de presión en flujo turbulento, permitiendo
obtener menores presiones de bomba, altas tasas de flujo, mejor resistencia
de los motores de fondo y mayores tasas de penetración. Los biopolímeros
son generalmente aniónicos y proporcionan excelentes propiedades
seudoplásticas, y perfiles de flujo bastante planos que facilitan una buena
limpieza del pozo. Son pocos resistentes a altas temperaturas (250 °F), pero
su estabilidad térmica puede ser mejorada manteniendo una alta
concentración de sal en el sistema. (Universidad de oriente) 2002
Elasticidad.
Es la propiedad de los cuerpos solidos por las que recobran su forma
y su figura al cesar la fuerza que provoca sus deformaciones. Es lapropiedad
de los cuerpos deformados de recuperar su posición inicial, una vez
desaparecida la fuerza deformante. Es la capacidad de un cuerpo deformado
de devolver el trabajo de deformación. Fuente: gran diccionario enciclopédico
McGraw. (2005)
77
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
La presente investigación se basa en analizar la factibilidad técnico-
económica de fluidos viscoelásticos utilizados en pozos gasopetroliferos
horizontales, en la que se hará un análisis técnico-económico, para observar
el comportamiento de un fluido viscoelástico en la perforación de pozos
horizontales.
La metodología de este proyecto incluye el tipo de investigación,
técnicas aplicadas, procedimientos y el análisis de la información a obtener
del tema. Según Balestrini, (2012) una vez establecido el problema de
investigación, los objetivos y las bases teóricas que orienta y sustenta el
análisis de manera precisa, para indicar el tipo de datos que se requiere
indagar y recopilar, deben seleccionarse los distinto métodos y las técnica
que faciliten obtener la información requerida.
Tipo de investigación.
La presente investigación corresponde al tipo descriptivo y tiene un
toque analítico, por lo cual su propósito se centró en analizar las técnicas de
perforación con fluidos viscoelásticos en pozo horizontales.
De acuerdo a su naturaleza esta investigación es descriptiva por lo
que Hernández (2006) expresa que la investigación descriptiva busca
especificar las propiedades, características y rasgos importantes de cualquier
fenómeno analizado.
A respecto de esto Hurtado (2010), señala que la investigación de
este tipo tiene como objetivo analizar un evento y comprenderlo en términos
de sus aspectos menos evidentes; en ella se describe o descompone el
proceso involucrado, para luego estudiar de forma intensiva cada uno de los
78
elementos que la componen y las relaciones de estos entre sí, a fin de
comprender la naturaleza del evento. En tal sentido esta investigación
especifica conocimientos teóricos y metodológicos con el fin de dar
respuesta al objetivo planteado.
Diseño de la investigación. Una vez establecido el tipo de investigación, se debe seguir con la
creación de diseño, y tal como lo señala hurtado 2010, el diseño de esta
investigación es el conjunto de decisiones estratégicas que toma el
investigados, relacionado con el donde, el cuándo, el cómo recoger, los
datos, y con el tipo de datos a recolectar, para garantizar la valides interna de
su investigación. En tal sentido, la investigación está enmarcada en un
diseño no experimental (ya que es descriptiva y totalmente documental).
Un estudio no experimental “es la que se realiza sin manipular
deliberadamente las variables. Es decir, se trata de la investigación donde no
se hace variar intencionalmente la variable independiente. Lo que se hace en
la investigación no experimental, es observar fenómenos tal y como se usan
en su contexto natural después de analizarlo” Hernández y otros, 2007
De igual manera, Hurtado (2010) define que, considerando el criterio
de la fuente de información, “si el investigador recopila información
documental y analiza su contenido en función del evento crítico, dicha
investigación tiene una fase documental debido a que la información
recopilada a través de este criterio muestra los lineamientos necesarios para
el análisis de los datos recopilados”.
Esta investigación se encuentra enmarcada en este tipo de diseño,
ya que se realiza, como su nombre lo indica, apoyándose en fuentes de
carácter documental, trabajando así con materiales ya elaborados, con la
finalidad de completar y sustentar los objetivos planteados.
79
Población Referencial. Chávez N (2001), define la población como el universo de la
investigación sobre el cual se pretende generalizar los resultados. Está
constituida por características o estratos que le permiten distinguir los sujetos
uno de otros. En consecuencia toda investigación es necesario que tanto la
población de estudio y los resultados obtenidos de la misma, tengan el nivel
de confiabilidad y objetividad necesaria para validar el proceso que debe
estar bien definido y delimitado. La población es la totalidad del hecho a
investigar donde las unidades de estudio poseen unas características, la cual
se estudia y da origen a los datos de la población estudiada.
La población referencial en el presente estudio se encuentra
conformada por dos ingenieros de petróleo que laboran en la industria
petrolera que están en relación directa con el análisis de esta investigación,
pues estos son los que proporcionan información acerca de los factores
relacionados al tema de estudio.
Técnica recolección de datos.
Hurtado (2010) una vez definido el evento y sus indicios, es
necesario que el investigador selecciones las técnicas mediante las cuales
obtendrá la información necesaria para llevar a cabo la investigación. Aclara
el mismo autor que las técnicas comprenden los procedimientos utilizados
para la recolección de los datos que dé respuesta a la pregunta de
investigación.
Para Sabino (2002) define que los medios de recolección de datos
como cualquier recuso de que se valga el investigador para acercarse a los
fenómenos y extraer de ello la información.
Para el caso de esta investigación implico la recolección de
información almacenada en fuentes escritas tales como manuales,
80
entrevistas no estructuradas, textos, trabajo de grado, revistas técnicas,
enciclopedias, entre otros.
Entrevista no estructurada.
Según Hurtado (2010), “Consiste en formular preguntas de manera
libre, con base en las respuestas que va dando el interrogado. No existe
estandarización del formulario y las preguntas pueden variar de un
interrogado a otro”. Considerando lo planteado por este autor esta
investigación requirió el empleo de entrevistas no estructuradas para obtener
información de la población referencial, conformados por personal
especializado en área a tratar de la investigación y que los cuales aportaron
datos de suma importancia para concretar los objetivos a cumplir y el debido
cumplimiento de los mismos para el desarrollo del trabajo investigativo. En
tal sentido este método fue necesario para constatar la información
documental recopilada y obtener una visión más amplia del contenido
realizando un breve análisis sobre la información obtenida.
Revisión documental. Como lo plantea Hurtado (2010), “Es una técnica a la cual se recurre
a información escrita ya sea bajo la forma de datos que pueden haber sido
productos de mediciones por otro, o como textos que en sí mismos
constituyen los eventos de estudio”. Estas técnicas también son llamadas,
datos secundarios que constituyen el fundamento esencial en el desarrollo
metodológico de la investigación.
Para la recolección de este tipo de información, en este trabajo
especial de grado; la técnica utilizada fue la de observación y recopilación
documental; desarrollándose a través de material extraído por vía electrónica
tales manuales de fluidos de perforación, libros de perforación e
81
hidrocarburos, tesis de fluidos base agua, enciclopedias y glosarios de
explotación de petróleo, y manuales sobre sistemas de producción de
petróleo y gas natural.
Procedimiento de la investigación. Para Arias (2006), la investigación “es un proceso dirigido a la
solución de problemas del saber, mediante la obtención y producción de
nuevos conocimientos”. Para la ejecución de toda investigación es necesario
cumplir con una serie de pasos que permitan llevar la misma a su
satisfactoria culminación. Por lo que a continuación se hace referencia al
procedimiento metodológico utilizado en la presente investigación con el fin
de alcanzar los objetivos propuesto, la cual se puede explicar de acuerdo a
los siguientes pasos:
- Planteamiento y formulación del problema a investigar.
- Se establecieron los objetivos a alcanzar en el desarrollo de la
investigación.
- Se delimitó la investigación para facilitar el estudio de los
resultados.
- Se estudiaron antecedentes para sustentar la investigación.
- Se estableció el tipo de investigación.
- Se elaboró y estructuró las técnicas e instrumentos de
recolección de datos empleados.
- Se analizó y evaluó los resultados obtenidos.
- Conclusiones y recomendaciones adecuadas a los resultados.
Para el objetivo específico número 1 destinado a describir las
características de los fluidos viscoelásticos utilizados en la perforación de
pozos gasopetroliferos horizontales, fue necesario la ubicación de material
documental arrojados por libros, tesis de grado, artículos, revistas científicas,
82
internet; con el fin de describir el comportamiento de los fluidos viscoelásticos
utilizados específicamente en la perforación de pozos horizontales. Fue
necesaria también la técnica de la entrevista no estructurada a ingenieros
expertos en el tema, trabajadores del área de perforación, donde de forma
informal se les realizo una entrevista (no estructurada) para constatar el
proceso descrito y aclarar los modos de aplicación de estos fluidos.
Para el objetivo número 2 donde se Comparó el uso de fluidos de
perforación base aceite con respecto a los viscoelásticos aplicados en pozos
horizontales, se debe determinar que las técnicas siguen un principio, tienen
aspectos que pueden ser comparados y descrito, sus ventajas y desventajas,
para la cual se recopilo información de libros, trabajos de grado, internet y
manuales operativos, con el fin de determinar que fluido es más factible en la
perforación de pozos.
Para el objetivo número 3 fue necesario explicar las técnicas de
perforación con fluidos viscoelásticos en pozos horizontales, se realizó
revisión documental, asesoramiento directo de ingenieros para obtener una
visión más amplia y completa de lo que el pozo requiere mediante un breve
análisis sobre la información obtenida, con el propósito de analizar las
técnicas de perforación más utilizadas.
Para el objetivo número 4 donde se estimaron los costos de la
aplicación de fluidos viscoelásticos en la perforación de pozos
gasopetroliferos horizontales, se demostró que esta técnica posee grandes
ventajas para ser más accesible al momento de la selección de fluidos en la
perforación, para ello fue conveniente realizar, revisión documental,
entrevista informal(no estructurada), y por último se analizó la información
con el propósito de determinar que este fluido es más accesible a la hora de
seleccionar un fluido, durante el proceso de perforación.
83
CAPÍTULO IV
RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN
En el presente capítulo se describen los resultados de la
investigación acerca de la factibilidad técnico-económica de fluidos
viscoelásticos utilizados en la perforación de pozos gasopetrolíferos
horizontales. Los resultados se presentan siguiendo el orden metodológico
descrito en el capítulo anterior, derivado de un estudio analítico.
Describir las características de los fluidos viscoelásticos.
Para dar respuesta a este objetivo es necesario entender que el
fluido viscoelástico es una tecnología aplicada a fluidos base agua con
verdaderas propiedades viscoelásticas; representa una excelente alternativa
para la perforación de zona productoras a un costo competitivo con
extraordinarias propiedades de limpieza de hoyo y control de pérdida de
circulación.
La discusión en este objetivo estuvo centrada en el papel importante
que juega el fluido de circulación, destacando las funciones que debe
desempeñar, las propiedades que ayudan al cumplimiento y logro de esas
funciones, y los posibles efectos colaterales indeseables que conviene
minimizar. Es evidente que existe una amplia variedad de lodos, por lo cual
al momento de perforar se debe seleccionar el más apropiado y eficiente que
garantice la estabilidad de dichas formaciones.
Un buen fluido debe ser lo suficientemente denso para controlar las
presiones del pozo, sin ser demasiado pesado. Esto reduce una pérdida
grande de fluido a la formación. Al estar cerca del equilibrio de la formación,
se reducen las pérdidas por desbalance.
84
Así mismo debe estar libre de partículas sólidas. Los sólidos pueden
obstruir punzados y reducir la producción luego de una fractura o un trabajo
de empaquetado con grava. Ser no corrosivo, para prevenir futuros eventos
de falla de instrumentos tubulares costosos y costos de pesca.
Dentro de este marco los fluidos viscoelasticos juegan un papel
importante durante la perforación de pozos específicamente en pozos
horizontales. Estos fluidos se caracterizan por tener un componente elástica
que es asociada a los enredos o posibles entre cruzamientos de las
Macromoléculas del sistema y una componente viscosa que deriva
mayormente del comportamiento viscoso del mismo. Un fluido mayormente
elástico es esencialmente mejor para suspender partículas ya que se
comportará más como un sólido y confiere mayor pseudoplasticidad. A
medida que se aumenta el carácter viscoso de un sistema viscoélasticos se
puede retardar el asentamiento de partículas pero su efecto primario es un
aumento de las pérdidas por fricción.
Figura: 16. Ejemplo entre partículas (aceite mineral y solución viscoelástica). Fuente: Datos obtenidos de los registros y manuales de
PDVSA occidente (2013).
85
Por otra parte los polímeros como componente de los fluidos
viscoelástico, confieren la misma pseudoplasticidad (bajas viscosidades a
altas tasas de corte y altas viscosidades a bajas tasas de corte).
Generalmente a medida que aumenta la elasticidad, aumenta la
pseudoplasticidad y a su vez menor pérdida por filtrado.
Gráfica: 7. Comportamiento de fluido pseudoplasticos Fuente: Datos
obtenidos del comportamiento de fluidos pseudoplasticos López H y Pinto R.
(2011).
Por lo tanto, los materiales pseudoplastico son aquellos que ven
reducidas su viscosidad al aumentar la velocidad de deformación. Es el
comportamiento más común y ha sido ampliamente estudiado. Muchas
disoluciones de polímeros y polímeros fundidos muestran este tipo de
comportamiento durante un amplio rango de velocidad de cizalla, siendo la
pseudoplasticidad más o menos marcada dependiendo de la distribución de
pesos moleculares y de la estructura del polímero en cuestión. Este
comportamiento es independiente del tiempo y se caracteriza por tener
propiedades viscoelásticas, son viscosos como un líquido y elásticos como
un sólido.
86
De tal manera los fluidos viscoelásticos presentan a la vez tanto
propiedades viscosas como elásticas, esta mezcla de propiedades puede ser
debido a la existencia en el líquido de moléculas muy largas y flexibles o
también a la presencia de partículas líquidas o sólidas dispersas. Cuando
este fluido se somete a un esfuerzo y luego se remueve la carga la
deformación solo se resetea en la porción elástica del flujo; la parte viscosa
del flujo seguirá parcialmente deformada por lo tanto la recuperación no es
completada. Pueden recuperar parte de la deformación al ser retirado
cuando presentan deformaciones durante el flujo.
Además demuestran alta eficiencia en la limpieza del hoyo, ya que
son ideales para perforar zonas depletadas donde se requieran mínimas
densidades, y para perforar calizas que tengan fracturas naturales o
presenten porosidades vugulares. Estos son utilizados para perforar pozos
horizontales y/o direccionales por su gran capacidad de limpieza y
suspensión. Esta propiedad es medida a bajas tasas de corte con un
viscosímetro Brookfield, instrumento que mide viscosidades a tasas inferiores
a 3 RPM (5.1 seg.-1) y permite correlacionar las propiedades de suspensión
de los sólidos con la viscosidad determinada a una velocidad de corte de 0.3
RPM (0.06 seg.-1.)
Estos fluidos rompen las emulsiones presentes en fluido de
formación, son las moléculas de surfactantes quienes se encargar de hacer
esta labor. También tienden a romperse al contacto con el hidrocarburo
logrando un rápido retorno a la superficie, así mismo se optimiza el recobro
de hidrocarburos y luego efectuada esta operación.
También tiene un bajo porcentaje de filtraciones, lo cual incide
positivamente en la recuperación de un alto porcentaje en superficie, protege
los alrededores de la fractura manteniendo una baja permeabilidad retenida.
De igual manera este fluido presenta una velocidad de asentamiento baja lo
cual permite una correcta distribución de material apuntalante en la fractura y
disminuye la probabilidad de arenamiento prematuro.
87
Las bajas
viscosidades de estos
fluidos mantienen una
fractura angosta
además de aportar en
el crecimiento de la
misma hacia dentro de
la formación
(crecimiento
horizontal). Al ser libre
de polímeros los fluidos
viscoelásticos no dejan
residuos en el pozo, así mismo su recuperación en superficie es
prácticamente completa.
De esta forma, muestran altas viscosidades a bajas tasas de corte y
desarrollan altos geles instantáneos pero frágiles y de fácil ruptura; además,
ofrecen baja resistencia al flujo con mínima presión de bomba y exhiben un
esfuerzo verdadero de cedencia elevado que indica la transición del estado
casi sólido al estado casi líquido bajo condiciones de corte mínimo. Este
esfuerzo es diferente al punto cedente de Bingham, el cual se obtiene por
extrapolación y en base a las lecturas obtenidas a 600 y 300 RPM en un
viscosímetro de campo.
Tabla. 7
88
Fuente: Manual Técnico de los Fluidos de Perforación Ing. Prieto O. (2007).
Durante las actividades de procesos de perforación, la viscosidad de
los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000 centipoise,
esta es una de las características más importantes de los hidrocarburos en
los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y
petroquímica.
Tomando en consideración lo ante expuesto; para dar respuesta de
un fluido a un esfuerzo aplicado se tienen las siguientes etapas:
Figura: 17 Respuestas al esfuerzo de un fluido aplicado.
Fuente: Datos
obtenidos de los
registro de PDVSA
Occidente (2013).
Tales, Matheus. (2014)
Sobre estas
premisas, los fluidos
viscoelásticos tienen una fracción elásticas que cumple con la ley de Hooke
(modelo del resorte) y una fracción viscosa que obedece a la ley de newton
89
(efecto amortiguador). Cuando son sometidos estos tipos de fluidos a cargas
que posteriormente son removidas, la deformación que se presenta solo se
reestablece en la fracción elástica; la fracción viscosa del fluido permanecerá
parcialmente deformada por lo tanto se podría afirmar que la recuperación no
es completa. Como se observa en la (figura 17).
Gráfica: 8 Diagrama de esfuerzo de fluidos viscoelasticos Fuente: Datos
obtenidos del comportamiento de fluidos pseudoplasticos López H y Pinto R.
(2011)
Como resultado de ello, La viscoelásticidad es difícil de obtener en el
campo y es el grado de deformación o esfuerzo elástico alcanzado por un
fluido antes de iniciar su transformación de un estado casi sólido a un estado
casi líquido, de ahí se tiene que un fluido viscoso se deforma o fluye al
aplicarle tanto un esfuerzo como una deformación, pero se recupera cuando
se suspende la fuerza, mientras que un fluido elástico recupera su forma
original al remover el esfuerzo, siempre y cuando la deformación no exceda
el límite elástico del material.
Para evaluar el comportamiento de este fluido es necesario incluir de
manera explícita la variación de: la viscosidad, el esfuerzo de corte y la
velocidad de corte con respecto de la presión y la temperatura teniendo en
cuenta tanto las condiciones de superficies como de yacimiento. La tabla 8
90
nos
presenta una lista de los parámetros que son importantes al momento de
evaluar este tipo de fluidos.
Tabla 8: Parámetros a tener en cuenta al evaluar un fluido viscoelástico al ser aplicado en el pozo.
91
Fuente: Datos obtenidos del comportamiento de fluidos pseudoplásticos
López H y Pinto R. (2011)
• Comparar el uso de fluidos de perforación base aceite con respecto a los viscoelásticos aplicados en pozos horizontales.
Los fluidos de perforación son de vital importancia durante el proceso
de perforación, es por ello que la selección del mismo va a depender de las
características litológicas que presentan las formaciones con la finalidad de
garantizar una perforación más rápida y segura.
El fluido base aceite, es aquel cuya fase continua, al igual que el
filtrado, es aceite. Se usan principalmente para perforar en formaciones
reactivas, geotérmicas, productoras de gas agrio, sub normales, salinas y
altamente inclinados, en pozos profundos, direccionales y horizontales. De
igual manera se usan para tomar núcleos y como fluido de competición,
empaque y rehabilitación de pozos; estos fluidos pueden ser de emulsión
inversa y 100% aceite.
92
Figura: 18. Aceite: fase continúa. Fuente: Datos obtenidos del manual
técnico de los fluidos de perforación. Ing. Prieto O. (2007).
Estos fluidos son estables a altas temperaturas, inertes a la
contaminación química y pueden ser densificados después de ser ajustada la
relación aceite-agua. Tiene como ventaja; reducir problemas causados por
hidratación e hinchamiento de lutitas, es bueno para ambientes de altas
temperaturas debido a su base aceitosa, aporta buena lubricidad, reduce el
torque, el arrastre, y el riesgo de pega, es excelente para usarse en algunas
áreas donde se enfrenta con problemas de hidratos como en perforaciones
de aguas profundas, preserva la permeabilidad natural, no daña zonas de
hidrocarburos (a través de invasión), generalmente, cuando se perfora con
este tipo de lodo se puede conservar el calibre del hoyo, y proporciona tasas
de perforación más rápidas.
De igual manera, son relativamente inertes, previenen la hidratación
de los sólidos perforados, cuando se preparan adecuadamente presentan
gran estabilidad térmica y bajos costos de mantenimiento, reduciendo de
esta manera los problemas operacionales durante la perforación. Este fluido
muestra diversas desventajas, como la concientización ambiental, ya que
este tipo de lodo es considerado como residuo tóxico, por lo tanto no puede
ser dispuesto directamente al ambiente, sino que realmente necesita dársele
un tratamiento especial cuando se usa.
También en la salud personal porque este lodo emite vapores
peligrosos que pueden causar problemas en la salud del personal que
trabaja con él, tanto con cortos como por largo tiempo. Por eso se requiere
que el personal use sus equipos de protección (EPP) apropiados para
trabajar con el lodo, ya que el mismo puede ocasionar irritaciones en la piel.
Los sistema de fluidos base aceite son más costosos de los de lodos
viscoelásticos si se habla en términos de costo por barril.
93
Por otra parte la limpieza es muy difícil mantener el taladro limpio
durante la perforación con lodo base aceite. El personal requiere de mayor
tiempo y esfuerzo para limpiar el área donde se trabaja con el lodo. Y por
último por equipos porque las piezas de goma se deterioran fácilmente con el
lodo base aceite, por lo tanto el personal debe frecuentemente chequear las
piezas de goma expuestas al lodo, tales como manguerotes, juntas de
expansión, etc.
Tabla. 9 Parámetro de los fluidos base aceite.
Fuente: Datos obtenidos manual de fluido de perforación (2012).
Por otro lado los fluidos viscoelásticos, conocidos también con el
nombre de fluidos de reología específica o fluidos biopolimérícos. Se usan
para perforar pozos horizontales y compatibilidades de sus componentes,
para poder lograr un fluido estable. Ofrece múltiples ventajas; como
minimizar los problemas de arrastres, mejorar las condiciones hidráulicas en
la mecha, obtener mayores tasas tanto de flujo como penetración y lo más
importante reducir las pérdidas de presión en los flujos turbulentos, el cual
resulta ser a menudo el perfil óptimo para eliminar sólidos cuando se
perforan pozos horizontales.
94
Además no daña a la formación por carecer de sólidos suspendidos,
aminora la pérdida de viscosidad que sufren los polímeros como
consecuencia de las elevadas temperaturas, y evita la precipitación del
viscosificador cuando se hace necesario agregar alguna acrilamida catiónica
con el fin de complementar la acción inhibitoria del fluido.
Aunque es un fluido muy apetecible para perforar pozos horizontales
presenta ciertas desventajas; ya que son susceptibles a la degradación por
bacterias, ya que estas atacan las cadenas poliméricas degradándolas de
forma tal que el fluido pierde su condición de viscoelasticidad. Para evitar la
fermentación de fluidos no saturados con sal se debe usar bactericida.
También los componentes del sistema se ven afectados
severamente por el cemento, en especial los biopolímeros. Por ello es muy
importante tomar todas las precauciones del caso para evitar el contacto del
cemento con el fluido durante las operaciones de cementación. El calcio de
formación es otro de los contaminantes que deben mantenerse por debajo de
100 ppm, para que no altere el comportamiento del fluido. La contaminación
con ripios interfiere con las singulares propiedades reológicas que imparte el
viscosificante y disminuye capacidad para minimizar el daño a la formación.
Con el uso de estos fluidos se obtienen grandes y beneficiosos
resultados para hacer eficiente el proceso de perforación, ya que gracias a
ellos se solucionan diversos problemas que se presenta en el hoyo,
observando en cada una de las ventajas antes descritas que ofrecen. La
diferencia de estos fluidos, está en que los fluidos base aceite son más
usados, ya que se pueden aplicar en pozos profundos, direccionales,
horizontales, formaciones productoras, no productoras, reactivas, no
reactivas, entre otros, haciendo efectiva la perforación; por otro lado los
fluidos viscoelásticos se recomienda que sean usados en pozos
direccionales o horizontales gracias a su capacidad de limpieza y
suspensión, haciendo eficiente el procesos de perforación.
95
Tabla 10. Parámetro de fluido viscoelástico.
Fuente: Datos obtenidos del estudio reologico de los fluidos viscolelásticos
surfactantes utilizados en operaciones de fracturamiento hidráulico. (2011).
96
Tabla 11. Tabla Comparativa.
Fuente: Datos obtenidos del estudio reologico de los fluidos viscolelásticos
surfactantes utilizados en operaciones de fracturamiento hidráulico. (2011).
• Explicar la técnica de perforación con fluidos Viscoelásticos en pozos horizontales.
Con este objetivo se busca diagnosticar e identificar las técnicas de
perforación horizontal aplicadas en pozos productores; esta tecnología tiene
bases sólidas en la industria del petróleo. Una sinergia particular entre los
equipos, técnicas y mecanismos económicamente eficientes han causado
una gran aceptación de ésta tecnología ya que en muchos yacimientos, la
perforación horizontal ha demostrado grandes incrementos con respecto a la
perforación vertical.
En tal sentido es necesario entender que la perforación en pozo cada
vez resulta más riesgosa, profunda, costosa y se ve en situaciones más
comprometidas con el ambiente; por eso es indispensable conocer las
técnicas, los cuales permiten alcanzar los objetivos de los programas de
perforación en la búsqueda de hidrocarburos.
97
Todas las disciplinas geológicas involucradas en lo que es un
proyecto de pozo horizontal deberían tomar en cuenta diversos aspectos:
Investigar o estudiar la manera en que los procesos geológicos
forman las trampas y los yacimientos; familiarizarse con el impacto que
tienen estos procesos geológicos sobre los requerimientos de la trayectoria y
productividad del pozo horizontal, y entender las limitaciones de predecir y
monitorear cómo las propiedades del yacimiento varían lateralmente.
Muchos operadores están de acuerdo en definir un pozo horizontal
como un hoyo que ofrece una sección abierta al flujo cuyo eje axial posee
una inclinación entre 85 y 95 grados en el yacimiento de producción, (Ver
Fig. 19) creando un cambio radical en la condiciones de flujo de los fluidos,
ya que crea un área de forma elipsoidal mientras que la de un pozo vertical
es de forma cilíndrica. (Ver Fig.20)
Figura: 19. Pozo Horizontal, h: espesor del horizonte L: longitud de la sección horizontal. Fuente: Datos obtenidos de manual de técnica de
perforación horizontal. (2003).
98
Figura: 20. Área de Drenaje de un Pozo Vertical y uno Horizontal. Fuente:
Datos obtenidos de manual de técnica de perforación horizontal. (2003).
El propósito de un Pozo Horizontal es incrementar el contacto con el
yacimiento y de ese modo incrementar la productividad del mismo, como
pozo de inyección un pozo horizontal de larga sección horizontal provee una
gran área de contacto y por lo tanto aumenta la inyectividad del pozo, que es
lo que más se desea en los proyectos de recuperación secundaria.
La productividad de un pozo horizontal depende de la longitud
horizontal y ésta a su vez, depende de las técnicas de perforación horizontal;
otra consideración importante para la productividad es el esquema de
completación, que dependerá de las necesidades de completación local y de
la experiencia que se tenga en el área.
Las principales técnicas de perforación para perforar pozos
horizontales están clasificada en cuatro técnicas dependiendo del radio de
giro, que es el requerido para cambiar de la dirección vertical a la dirección
horizontal. Estas son:
Radio Ultra-corto.
Radio Corto.
Radio Medio.
Radio Largo.
Un radio ultra-corto, tiene un giro de 1 a 2 pies, la tasa de
construcción es de 45 a 60 grados/pies. En esta técnica la sección horizontal
de los pozos Reentry pueden alcanzar de 100 a 200 pies usando chorros de
99
agua a alta presión para perforarlos (Ver figura 18). La tubería de producción
de estos pozos tienen un diámetro que varía de 1 ¼ a 2 ½ de pulgada,
dependiendo del sistema de perforación usado; después de la perforación, el
eductor (Tubing) es cañoneado o completado con un empaque con grava,
luego se puede cortar el eductor y el próximo Reentry es perforado en este
mismo pozo a la misma elevación pero en otra dirección.
100
Figura: 21. Técnica de Perforación por Expulsión de Chorros de Agua. Fuentes: Datos obtenidos de manual de técnica de perforación horizontal.
(2003).
Figura: 22. Radios de Giro y las Longitudes de las Secciones Horizontales. Fuente: Datos obtenidos de manual de técnica de perforación
horizontal. (2003).
Por otro lado un radio corto posee un giro de 20 a 40 pies, la tasa de
construcción es de 2 a 5 grados/pies. En esta técnica los pozos son
perforados a través de una ventana en un pozo revestido o desnudo, en
hoyos revestidos se abre una ventana de aproximadamente 20 pies de
longitud que luego es moldeada para desviar lateralmente. Las primeras
versiones de los sistemas de perforación horizontal utilizaron perforación con
rotación desde la superficie; además de la rotación dada en la superficie se
utilizan unas juntas con cuellos flexibles de perforación. Por lo general, un
equipo de construcción de ángulo es utilizado para perforar a través de la
101
herramienta de desviación (whipstock), ver figura 22, hacia la formación por
la ventana moldeada a 85º de inclinación aproximadamente. Un segundo
equipo estabilizador perfora el resto del hoyo, es posible perforar hoyos de 4
3/4 o 6 pulgadas de diámetro y alcanzar longitudes de secciones horizontales
de 250 a 450 pies.
Esta técnica tiene como desventaja un limitado control direccional.
Recientemente se ha desarrollado un sistema que usa motores accionados
por la presión del lodo, motores de fondo, estos son usados en el fondo del
pozo proporcionando un buen control direccional. Este sistema usa
pequeños motores especialmente diseñados para la operación; un motor
constructor de ángulo se utiliza para perforar la sección curva y se usa un
motor para mantener el ángulo y construir la sección horizontal.
102
Figura: 23. Técnica de Perforación de Radio Corto con Juntas de Collares Flexibles. Fuente: Datos obtenidos de manual de técnica de
perforación horizontal. (2003).
103
La técnica usada con un radio medio se tiene un giro de 300 a 800
pies, la tasa de construcción de la curva es de 6º a 20º/100 pies. Es el
método más usado para perforar pozos horizontales, debido al espacio
interior que genera su radio de giro a lo largo de la sección curva y la
horizontal es posible utilizar muchas de las herramientas convencionales de
perforación. Ver figura 24
Figura: 24. Efecto del Radio de Curvatura sobre el Uso de Herramientas Convencionales de Perforación Horizontal. Fuente: Datos obtenidos de
manual de técnica de perforación horizontal. (2003).
Usando motores de fondo especialmente diseñados, tanto para
construir la sección curva como la sección horizontal, es posible perforar
pozos muy largos como de 2000 a 10000 pies. Adicionalmente, es posible
completarlos como hoyos abiertos con liner ranurado, con liner y
empacaduras externas y también cementarlos y cañonearlos.
104
Por ultimo en la técnica de radio largo, se utilizan giros de 1000 a
3000 pies, la tasa de construcción es de 2º a 6º/ 100. Esta técnica utiliza una
combinación de perforación rotatoria y motores de fondo para perforar pozos
similares a la perforación direccional convencional. En la tabla 12 se
muestra un resumen de las técnicas de perforación, radio de giro y las
longitudes alcanzadas.
Tabla: 12. Valores Promedios Alcanzados con las Técnicas de Perforación.
Fuente: Datos obtenidos de manual de técnica de perforación horizontal.
(2003).
Con relación a lo ante expuesto, es importante entender que la
escogencia del método de completación puede tener una influencia
significativa en el rendimiento del pozo horizontal, por tal motivo se debe
conocer los tipos de tecnología de completación que se pueden realizar en
un pozo horizontal, como la completación a hueco abierto.
105
Esta opción de completación es las menos costosas, pero solo es útil
para formaciones de roca altamente competente que soporten el derrumbe.
Tiene como ventajas, tener la facilidad de conversión por recompletación. Su
desventaja, es que no permitir el control en operaciones de producción
selectiva o estimulación selectiva.
Figura: 25. Completación a Hoyo Desnudo. Fuente: Datos obtenidos de
manual de técnica de perforación horizontal. (2003).
Otro método de esta tecnología es el forro no cementado en hueco
abierto, el cual se utiliza fundamentalmente con la filosofía de impedir el
derrumbe del hoyo y suministrar un medio por el cual se introduzcan y se
extraigan las herramientas que se usan dentro de las secciones horizontales.
En ella se tienen por lo menos dos tipos de forro que son: forro ranurado y
Forro pre-empacados.
El forro ranurado en donde, las ranuras de éste están orientadas
paralelas al eje del forro; estos se utilizan mucho en formaciones con
problemas de arena y arenamiento por ser de bajo costo. La anchura de las
ranuras se selecciona para impedir la entrada de partículas de arena excepto
las más finas y el tipo de acero para evitar la abrasión y erosión por arena.
Ver figura 26.
Figura: 26 Completación con Liner Ranurado. Fuente: Datos obtenidos de
manual de técnica de perforación horizontal. (2003).
106
Los forros
pre-empacados,
están conformados
por una tubería de
doble pared pre-
perforada con
huecos redondos relativamente pequeños, la tubería interna está rodeada
por un tamiz rígido como el tipo standard que se usa cuando se realizan
empaques con grava. El espacio anular está relleno por arena muy bien
escogida y cementada con resina para evitar su pérdida por los huecos
preperforados. En el escogimiento de la arena predominan dos
requerimientos: alta permeabilidad y evitar al máximo la entrada de arena en
el hoyo. Este es considerado el mejor forro disponible para completaciones
de secciones horizontales en cualquier tipo de formaciones pero es el más
costoso.
Figura: 27. Forro Pre-Empacado. Fuentes: Datos obtenidos de manual de
técnica de perforación horizontal. (2003).
Otras de las técnicas de cementación es el forro ranurado no
cementado en hueco abierto con aislamiento parcial por empacaduras
externas.
A través de las empacaduras se pueden hacer divisiones en la
sección horizontal larga y de esta manera tener varias secciones que se
puedan tratar individualmente cuando se producen o cuando se estimulan,
debido a la selectividad de esta herramienta. Ver figura 28
Figura: 28. Forro Ranurado no Cementado con Aislamiento Parcial por Empacaduras. Fuente: Datos obtenidos de manual de técnica de
perforación horizontal. (2003).
107
Finalmente se tiene el forro ciego, cementado y cañoneado, que es
un método factible pero de difícil y de costosa realización, ya que requiere de
un cemento de propiedades especiales así como procedimientos especiales.
Ver figura 29
Figura: 29. Forro ciego cementado y cañoneado. Fuente: Datos obtenidos
de manual de técnica de perforación horizontal. (2003).
Durante el desarrollo operacional en la perforación de pozos
horizontales, se genera una serie de situaciones que limitan la culminación
de dicho proceso. Estas pueden ser generadas por problemas relacionados a
pega de tuberías entre otros. Por ello la selección del fluido de perforación
debe hacerse de acuerdo a las condiciones y problemática específica del
campo a perforar, sabiendo que esta técnica se ve involucrada en dichas
situaciones, es necesario aplicar un fluido viscoelástico por sus
extraordinarias propiedades de limpieza de hoyo y control de perdida de
circulación.
108
Ya que este fluido cumple las funciones requeridas para tener una
excelente trayectoria en el hoyo como son; transportar los recortes de
perforación y los derrumbes a la superficie, mantener en suspensión a los
recortes y derrumbes en el espacio anular cuando se detiene la circulación,
controlar la presión subterránea, enfriar y lubricar la sarta y trepano, dar
sostén a las paredes del hoyo, ayudar a suspender el peso de las sarta y del
revestimiento, trasmitir potencia hidráulica sobre la formación por debajo del
trepano, y proveer un medio adecuado para llevar a cabo los perfiliajes de
cable.
Al cumplir dichas funciones se minimizan diversos efectos colaterales
como: daños a las formaciones subterráneas, especialmente a la que puedan
ser productivas; corrosión de la sarta y del revestimiento, reducción de la
velocidad de penetración; problemas de presiones de succión, de pistón y de
presión de circulación; perdida de circulación; pegamiento de las sarta contra
las paredes del pozo; erosión de la superficie interna del pozo; retención de
solidos indeseables por el lodo en las piletas; desgaste de las partes de las
bombas; contaminación con las lechadas de cemento y contaminación del
ambiente natural.
Los procedimientos requeridos para preparar lodo viscoelastico para
perforar fase de produccion de pozos horizontales son los siguientes:
- Se debe pretratar el lodo con amina (inhibidor de arcilla) 2
lbs/bbl
- Se debe colocar almidon (Maiz o Yuca) para que cumpla
funciones de controlador de filtrado (3 a 6 lbs/bbl)
- Colocar Goma Xantica con la finalidad de darle viscosidad al
lodo (2 lbs/bbl)
- Realizar la prueba para determinar el punto cedente del lodo
este debe estar por encima de 25
109
- Luego de determinar el punto cedente se debe colocar de 25 a
30 lbs/bbl de carbonato según las diferentes granulometrías
(40-45; 115-120; 70-75)
- Debe contener 10% de aceite (gasoil) para darle lubricidad al
lodo para la mecha. (Este lodo se puede prepara en un tiempo
estimado de 8 horas para preparar 1000 bls claro
dependiendo del arenillero).Este lodo ayuda a proteger la
formación, crear un buen revoque, maneja pesos bajos debe
tener una densidad entre 8.6 y 8.8 lpg.
Para una sección de producción horizontal de 2100’, la perforación
de fase producción con lodo viscoelástico con una densidad de 8,6– 8,8 lpg,
el sistema de fluido constará de las siguientes concentraciones y
propiedades:
Tabla 13. Concentraciones y propiedades de fluidos PRODUCTOS FUNCIONES CONCENTRACIO
NCONSUMO
LPB LB SXS
Goma Xantica Cl.
Viscosificante 1,5 2 2.200
88
SXS 25 #
Almidón Modificado
Controlador de Filtrado
3 5 5.500
110
SXS 50 #
Potasa cáustica Agente Alcalinizante
0,5 1 1.100
20
SXS 55 #
Acetato de Potasio
Inhibidor de Arcillas
1 2 2.200
40
SXS 55 #
Carbonato de Calcio
Material sellante 30 40 44.000
880
SXS 50 #
Fuente: Datos obtenidos de los registros de PDVSA (2014).
110
Tabla 14. Propiedades del fluido
FASE IV (PRODUCTOR)
PROPIEDAD UNIDAD DE MEDIDA RANGO REQ.
Densidad Libras/galón (Lpg) 8,6 8,8
Viscosidad Seg/qt de galón 45 60
Viscosidad Plástica Centipoise cps 12 18
Punto de Cedencia Lbs/100 pie2 25 32
Filtrado API Cc/30 min <5,0 <6,0
Revoque N/32 pulgs < 1
P.H 9,5 10,5
Geles Lbs/100 pie2 8/12 9/14
MBT Lbs/bbl 5,0
Lectura 6/3 Lbs/100 pie2 11/10 12/11
% Arena % Volumen Trz <1
Fuente: Datos obtenidos de los registros de PDVSA (2014).
Para utilizar los fluidos viscoelásticos en la perforación de pozos horizontales
se debe tener en cuenta las siguientes recomendaciones:
111
Romper y Limpiar cemento con agua.
Desplazar el agua por lodo viscoelástico dentro del revestidor, el
mismo debería estar preparado con anterioridad y pretratado con
Bicarbonato de Sodio (NaHCO3) y ácidos débiles (Cítrico (C6H8O7)/Etanoico
(C2H4O2)), para evitar contaminaciones con cemento.
El Filtrado debe estar por debajo de 6 CC/30 min.
Iniciar formulación del lodo con 10 lpb de CaCO3 (40-45), 15 lpb de
CaCO3 (70-75) y 15 lpb de CaCO3 (115-120). Continuar el mantenimiento con
carbonato (70-75) de acuerdo a la curva de análisis de partícula.
Iniciar perforación con la concentración de CaCO3 completa como lo
indicado arriba, igualmente con el 10% de solvente.
Realizar análisis de distribución de tamaño de partículas una vez
formulado el viscoelastico y cada 500 pies perforados. Reportar resultados
a PDVSA.
Bombear píldoras de baja y alta Reología, para garantizar la limpieza
del hoyo.
Evaluar periódicamente los equipos de control de sólidos y mantener
los mismos en condiciones operativas.
Llevar registros estadísticos, diariamente relacionados con los
volúmenes de lodo procesados, nuevo, preparado, perdido (ECS, superficie,
viaje, formación, desplazamiento, evaporación y cualquier otro concepto,
especificando su naturaleza)
Se perforará el hoyo de 8 ½”, con estricto control del volumen del
lodo en él sistema, durante la perforación total del intervalo horizontal.
Pretratar el fluido con 2 lpb de acetato de potasio ante cualquier
eventualidad.
112
La circulación de este fluido durante el proceso de perforación
empieza en el tanque de succión. La bomba succiona el fluido del tanque y
lo desplaza hacia la línea del manifold hasta la tubería vertical que está
conectada a la cabeza de inyección, el fluido entra por la cabeza de
inyección, baja por el cuadrante o kelly, tubería de perforación, portamechas,
estabilizadores y sale por las boquillas del trepano para retornar a la
superficie por el espacio anular, finalmente el fluido sale a la superficie, a
través de la línea de descarga y cae sobre un tamiz vibratorio llamado
zaranda, esta zaranda separa los recortes más grandes y los deposita en la
fosa y el fluido pasa a los tanques de control de sólidos para luego finalmente
llegar a los tanques de succión porque el fluido ya está en condiciones de ser
nuevamente bombeado al pozo.
Figura: 30. Proceso de circulación. Fuente: Manual de control de pozos
well control. (2003).
113
El propósito de este sistema es remover los recortes de roca del
fondo del pozo a medida que se perfora, además de proveer un medio para
controlar el pozo y las presiones de formación mediante el fluido de
perforación. La importancia de este fluido de perforación, es que lubrica la
sarta de perforación, reduciendo aún más el calor por fricción. Las barrenas,
los motores de fondo y los componentes de la sarta de perforación fallarían
más rápidamente si no fuera por los efectos refrigerantes y lubricantes que
presente el fluido aplicado.
• Estimar los costos de la aplicación de fluidos viscoelásticos en la perforación de pozos gasopetroliferos horizontales.
En la perforación de pozos horizontales con fluidos viscoelásticos, se
pudo estimar que al aplicar esta técnica mejora la calidad de la perforación,
gracias a su gran capacidad de limpieza y suspensión; durante su trayectoria
permite que el hidrocarburo fluya con más facilidad ya que no produce daño
a la formación. Este fluido tiene una baja tensión superficial debido a que es
un gel que a medida que se mezcla con los hidrocarburos va
desapareciendo. Por poseer reología inversa su viscosidad plástica es menor
que su punto cedente lo cual implica una alta limpieza en el hoyo en
comparación a otros fluidos convencionales,
Al usar esta técnica el fluido aplicado debe ser efectivo en relación a
su costo. A veces fluidos costosos son necesarios para prevenir daños en
formaciones sensibles. Existen ocasiones en las que fluidos menos costosos
causarán poco o ningún daño. La experiencia tiene valor en estos casos, es
por ello que al aplicar este sistema, se puede confirmar el siguiente
comportamiento:
Capacidad del sistema.- Minimizar problemas de arrastre.
114
- No dañan las formaciones.
- Tolerante a los contaminantes.
- Muestras de núcleos mejoradas.
- Dispersión mínima de recortes y arcillas.
- Mejoras en las tasas de producción.
- Hoyos en calibre.
Potencial en la perforación. - Control estable de reología y filtrado.
- Estabilidad del hoyo.
- Tolerante a las contaminaciones de gases ácidos y sólidos
perforados.
- Bajo costo.
Costo de la perforación. - Reduce el costo del lodo.
- Incrementa tasa de penetración.
- Ayuda al logro de una buena perforación.
115
Tabla 15. Equipos de Control de Sólidos utilizados para la perforación de pozos horizontales.
Descripción Cantidad GPM Mallas
Observación
máximo
Zarandas Primaria
2 500 84 Utilice mallas de 84 mesh para minimizar descarte de CaCO3
Tres en Uno 1 1500 140 Operar continuamente con una presión de 38 a 42 psi, así como la descarga de sus conos debe ser en forma de spray y densidad de lodo descargada por los conos del Desarenador y Desilter debe ser 3 LBS/GAL por encima a la del lodo procesado
Centrifuga de Alta
1 50-70 No aplica
Fuente: Datos obtenidos de los registros de PDVSA (2014).
A continuación se muestra un diagrama de pozo de campo BARE, en
el cual se busca determinar el volumen total del lodo viscoelástico aplicado
en la perforación:
116
DM POZO TIPO – CAMPO BAREDM POZO TIPO – CAMPO BARE
117
Este pozo posee una profundidad de 12600’, el diámetro inicial del
hoyo fue de 12-1/4”, y un diámetro final de 8-1/2”, posee revestidores de 24”
y otro de 10-3/4”. En la sección del revestidor 10-3/4”, el diámetro interno fue
de 9,282”, se obtuvo una longitud de 2500’, una capacidad de 0,08369
Bls/pies y un volumen de 209 Bls. En la sección del hoyo 8-1/2”, se obtuvo
un diámetro interno de 8,5”, la longitud fue del hoyo fue de 10100’, una
capacidad de 0,07019 Bls/pies, un volumen de 709 Bls y una exceso de 851,
este se considera como factor de campo de un 20% debido a que la
geometría del pozo es variable posterior a la perforación, con la corrida de un
calliper se determina el diámetro promedio del hoyo.
El volumen total de barriles aplicados en el pozo fue de 1060 y el
volumen en superficie de 500 Bls, este volumen depende de las facilidades
de superficies del taladro de perforación.
Tabla 16. Costo por barril de preparación de lodo para la formulación de fluidos viscoelásticos.
118
Fuente: Datos obtenidos de los registros de PDVSA (2014)
Tabla.16. Costos fase de producción.
Fuente: Datos obtenidos de los registros de PDVSA (2014)
Costo total del sistema viscoelástico
Barriles utilizados 1.560 Bls Costo total del lodo 139.417 BsfCosto de fluido, ecs y efuentes 276.684 BsfCosto total del sistema 416.101 Bsf
Fuentes: Tales, Matheus (2014).
El uso de los sistemas de los fluidos viscoelásticos para la
perforación de pozos gasopetrolíferos, minimizan diversos problemas
operacionales que se presentan durante la perforación debido a sus
características, lo cual lo hace atractivo y beneficioso al momento de la
selección de fluido para la perforación, siendo efectivo en zonas productoras
logrando un rápido retorno a la superficie, además de poseer extraordinarias
propiedades que demuestran que durante su trayectoria es eficiente,
minimizando daños colaterales que se presentan durante la perforación y
mejoras en la tasa de producción.
119
Conclusión
Una vez finalizado el trabajo de investigación se toma como
referencia los objetivos descritos para establecer las correspondientes
conclusiones.
El fluido viscoelásticos es una tecnología aplicada a los fluidos base
agua con propiedades viscoelásticas, gracias a las características viscosas y
elásticas que presenta este fluido se obtiene grandes y beneficiosos
resultados en la perforación.
Debidos a estas características demuestran alta eficiencia en la
limpieza de hoyo, y tienden a romperse al contacto con el hidrocarburo
logrando un rápido retorno a la superficie, transportando de manera eficiente
los recortes sin causar daño a la formación.
Los fluidos viscoelásticos poseen muchas ventajas que lo hacen
eficiente en la perforación en pozo horizontales, gracias a su capacidad de
limpieza, suspensión y control de perdida de circulación en comparación a
los fluidos base aceite.
Los costos de los sistemas de los fluidos base aceite son más
costosos en comparación a los sistemas de lodos viscoelásticos, lo cual lo
hace más rentable para usarlos en pozos horizontales, si se habla en
términos de costos por barril.
Con la aplicación de este fluido, se minimizan diverso problemas
operacionales que hacen efectiva el proceso de perforación, logrando una
elevada tasa de producción.
Este fluido cumple con las funciones requeridas para tener una
excelente trayectoria en el hoyo, la broca, los motores de fondo y los
componentes de la sarta de perforación fallarían rápidamente si no fuera por
los efectos refrigerantes y lubricantes que presenta este fluido.
Con este sistemas se minimizan problemas de arrastre, se muestran
núcleos mejorados, control de estable de reologia y filtrado, estabilidad en el
120
hoyo, reduce los costos del lodo y ayuda al logro de una buena perforación,
lo que evidencia que es factible para la perforación.
Los bajos costo que muestran estos sistemas lo hacen ser viable
para más rentable en la perforación, además de las diversas ventajas que lo
hacen atractivo para su aplicación.
121
Recomendaciones
Luego de finalizar la investigación trae consigo ciertas
recomendaciones a nivel general las cuales se exponen a continuación:
La selección del fluido de perforación debe cumplir con las
características ideales para alcanzar una buena circulación en el hoyo que
garantice la estabilidad de las formaciones a perforar.
Se recomienda continuar con la aplicación de este sistema en pozos
horizontales, debidos a que sus ventajosas características hacen fuentes su
recorrido en el hoyo.
Se recomienda realizar evaluaciones para evitar que los
componentes del sistema afecten severamente el cemento, especialmente
los polímeros durante la perforación, puesto que con este fluido se obtiene
mayores tasa de flujo y penetración.
Se recomienda seguir aplicando esta técnica en pozos horizontales,
debido a que muestran una excelente trayectoria en el hoyo, lo que lo hace
atractiva y beneficiosa su aplicación.
Es necesario aplicar fluido viscoelásticos en la perforación de pozos
horizontales, cuando se presenta situaciones que limiten la culminación de
dicho proceso, los cuales pueden ser generados por pega de tubería,
arrastre entre otros, a fin de minimizar dichas irregularidades.
Con la aplicación de este fluido se disminuyen gastos operacionales
durante el proceso de perforación, gracias a los bajos costos por barril de
preparación de lodo que muestran estos fluidos.
122
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