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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ESTUDIO DEL DESEMPEÑO DE DOS POLÍMEROS, DE ALTO Y BAJO PESO MOLECULAR PARA MINIMIZAR LA DISPERSIÓN Y

ACRECIÓN DE CORTES DE PERFORACIÓN EN LA SECCIÓN INTERMEDIA DE POZOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

WASHINGTON FABIAN LOPEZ YELA

[email protected]

DIRECTOR: ING. LUIS DÍAZ.

[email protected]

Quito, diciembre 2014

II

DECLARACIÓN

Yo WASHINGTON FABIAN LOPEZ YELA, declaro bajo juramento que el trabajo

aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

WASHINGTON FABIAN LOPEZ

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por WASHINGTON FABIAN LOPEZ YELA, bajo mi supervisión.

Ing. Luis Díaz

DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

Agradezco en primer lugar a Dios, mi amigo incondicional quien ha estado a mi

lado todo este tiempo desde el inicio de mis días apoyándome cuando más lo

necesito y permitiéndome tener una segunda oportunidad de vida.

A mis padres Francisco López y Bertha Yela, muchísimas gracias por brindarme

todo su apoyo, por ser mis amigos más que mis padres, por aconsejarme siempre

a buscar lo mejor para mí y por ayudarme en toda mi vida estudiantil.

A mis hermana Jessica y Margoth, ustedes han sido mi inspiración y mi motivación

durante todo este tiempo, todos los obstáculos que se presentaron se pudieron

superar pensando en ustedes, gracias por ser las mejores hermanas de este

mundo.

Al ingeniero Luis Díaz director y colaborador principal de este proyecto, gracias por

todo su apoyo y esmero en esta etapa importante del inicio de mi carrera

profesional.

A los ingenieros Luis Bolívar, Francisco Carrión, y Lucia Calderón.

Finalmente a mis amigos y amigas, por ser siempre una alegría en mi vida, por

estar ahí en todo momento durante este largo proceso, son cinco años de grandes

recuerdos, todos ustedes son como mis hermanos.

V

DEDICATORIA

A mis padres que siempre creyeron en mí y me supieron apoyar para cumplir mi

sueño de ser ingeniero petrolero, el cual fue mi objetivo desde que inicie mis

estudios primarios.

A mi tío abuelito Hernán Jiménez quien ha sido una persona muy importante para

mí, gracias por toda su sinceridad y cariño.

A mis hermanas y todos mis lindos sobrinos y sobrinas, les quiero muchísimo.

VI

CONTENIDO

DECLARACIÓN ...................................................................................................... II

CERTIFICACIÓN ................................................................................................... III

AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... IV

DEDICATORIA ....................................................................................................... V

CONTENIDO ......................................................................................................... VI

ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................... XIV

ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XVI

SIMBOLOGÍA DE LAS SIGLAS ........................................................................ XVIII

RESUMEN .......................................................................................................... XIX

PRESENTACIÓN ................................................................................................ XXI

CAPÍTULO 1 ........................................................................................................... 1

DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI ................................. 1

1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SHUSHUFINDI ..................................... 1

1.1.1 ANTECEDENTES ................................................................................... 1

1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ................................................................... 3

1.2 GEOLOGÍA DE LA CUENCA ORIENTE .................................................... 4

1.2.1 LA CUENCA ORIENTE........................................................................... 4

1.2.1.1 Dominio Occidental o Sistema Subandino ....................................... 4

1.2.1.2 Dominio Central o Corredor Sacha-Shushufindi ............................... 5

1.2.1.3 Dominio Oriental o Sistema Capirán-Tiputini .................................... 6

1.3 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI .................... 7

1.4 LITOESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO SHUSHUFINDI ............................. 10

1.4.1 FORMACIÓN HOLLIN .......................................................................... 11

1.4.2 FORMACIÓN NAPO ............................................................................. 12

1.4.2.1 Formación Napo “T” ....................................................................... 12

1.4.2.1.1 Formación T Inferior ................................................................... 12

1.4.2.1.2 Formación T superior ................................................................. 12

1.4.2.2 Formación Napo “U” ....................................................................... 13

1.4.2.2.1 Formación U inferior ................................................................... 13

VII

1.4.2.2.2 Formación U superior ................................................................. 13

1.4.3 FORMACIÓN TENA ............................................................................. 13

1.4.3.1 Formación Basal Tena. .................................................................. 14

1.4.4 FORMACION TIYUYACU. .................................................................... 14

1.4.4.1 Tiyuyacu Inferior. ............................................................................ 14

1.4.4.2 Tiyuyacu Superior. ......................................................................... 14

1.4.5 FORMACION ORTEGUAZA. ................................................................ 15

1.4.6 FORMACIONES DEL TERCIARIO. ...................................................... 15

CAPÍTULO 2 ......................................................................................................... 17

ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN USADOS ACTUALMENTE EN EL CAMPO SHUSHUFINDI. ............................................... 17

2.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 17

2.2 FLUIDO DE PERFORACIÓN ................................................................... 17

2.2.1 Propiedades de los fluidos de perforación. ........................................... 18

2.2.1.1 Propiedades físicas de un fluido de perforación. ............................ 18

2.2.1.1.1 Densidad .................................................................................... 18

2.2.1.1.2 Viscosidad API ........................................................................... 19

2.2.1.1.3 Viscosidad Plástica .................................................................... 19

2.2.1.1.4 Punto cedente. ........................................................................... 20

2.2.1.1.5 Resistencia o Fuerza Gel ........................................................... 21

2.2.1.1.6 Filtrado API ................................................................................. 21

2.2.1.1.7 Contenido de arena .................................................................... 22

2.2.1.1.8 Porcentaje de sólidos y líquidos. ................................................ 22

2.2.1.2 Propiedades químicas de un fluido de perforación. ........................ 23

2.2.1.2.1 Potencial hidrógeno (pH) ............................................................ 23

2.2.1.2.2 Dureza ........................................................................................ 23

2.2.1.2.3 Cloruros. ..................................................................................... 23

2.2.1.2.4 Alcalinidad .................................................................................. 23

2.2.1.2.5 MBT ............................................................................................ 24

2.2.2 Funciones del fluido de perforación ...................................................... 24

2.2.2.1 Limpieza de los recortes de perforación del pozo. ......................... 25

2.2.2.2 Controlar la presión de las formaciones. ........................................ 25

VIII

2.2.2.3 Suspender y descargar los recortes ............................................... 26

2.2.2.4 Obturar las formaciones permeables.............................................. 27

2.2.2.5 Mantener la estabilidad del agujero. ............................................... 27

2.2.2.6 Minimizar los daños del yacimiento ................................................ 28

2.2.2.7 Enfriar y lubricar la broca y el conjunto de perforación. .................. 29

2.2.2.8 Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la broca. ... 29

2.2.2.9 Asegurar una evaluación adecuada de la formación. ..................... 30

2.2.2.10 Controlar la corrosión. .................................................................... 31

2.2.2.11 Facilitar la cementación y la completación. .................................... 31

2.2.2.12 Minimizar el impacto al ambiente. .................................................. 32

2.2.3 Principales aditivos de un fluido de perforación. ................................... 32

2.2.3.1 Materiales densificantes ................................................................. 33

2.2.3.2 Materiales viscosificantes ............................................................... 34

2.2.3.3 Materiales para el control de filtrado .............................................. 34

2.2.3.4 Materiales para controlar reología. ................................................. 35

2.2.3.5 Materiales para controlar pH. ......................................................... 35

2.2.3.6 Materiales para controlar pérdida de circulación. ........................... 36

2.2.3.7 Materiales para dar lubricidad ........................................................ 37

2.2.3.8 Materiales surfactantes .................................................................. 37

2.2.3.9 Materiales para flocular .................................................................. 37

2.2.3.10 Materiales estabilizantes de lutitas ................................................. 38

2.2.3.11 Materiales para controlar la corrosión ............................................ 39

2.2.3.12 Materiales para controlar bacterias y hongos ................................. 39

2.2.3.13 Materiales para precipitar contaminantes ....................................... 40

2.3 FLUIDOS DE PERFORACIÓN USADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI.

40

2.3.1 Sección conductora de 26”. .................................................................. 41

2.3.2 Sección superficial de 16” ..................................................................... 42

2.3.2.1 Pozos tipo S ................................................................................... 43

2.3.2.2 Pozos tipo J modificado.................................................................. 44

2.3.2.3 Pozos tipo J HD .............................................................................. 45

2.3.3 Sección intermedia, 12 ¼” .................................................................... 47

IX

2.3.4 Sección de producción de 8 ½” ............................................................. 50

CAPÍTULO 3 ......................................................................................................... 52

ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE POLÍMEROS DE ALTO Y BAJO PESO MOLECULAR. ...................................................................................................... 52

3.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 52

3.2 QUÍMICA DE ARCILLAS .......................................................................... 52

3.2.1 PROPIEDADES DE LAS ARCILLAS .................................................... 53

3.2.1.1 Capacidad de intercambio catiónico ............................................... 54

3.2.1.2 Hidratación de las arcillas ............................................................... 55

3.2.1.3 Área superficial ............................................................................... 57

3.2.2 TIPOS DE ARCILLAS ........................................................................... 58

3.2.2.1 Arcillas montmorilloníticas (arcillas de tres capas) ......................... 61

3.2.2.2 Ilitas (arcillas de tres capas) ........................................................... 62

3.2.2.3 Cloritas (arcillas de tres capas) ...................................................... 63

3.2.2.4 Kaolinitas (arcillas de dos capas) ................................................... 64

3.2.3 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA. ........ 65

3.3 INTRODUCCIÓN A LOS POLÍMEROS .................................................... 67

3.3.1 ESTRUCTURA DE LOS POLIMEROS. ................................................ 68

3.3.2 REOLOGÍA Y SOLUBILIDAD ............................................................... 69

3.3.3 PESO MOLECULAR Y TAMAÑO MOLECULAR .................................. 70

3.3.3.1 Masa molecular promedio en número, ..................................... 71

3.3.3.2 Masa molecular promedio en peso, ........................................ 72

3.3.4 CLASIFICACIÓN DE LOS POLÍMEROS. ............................................. 72

3.3.4.1 Según la cantidad de monómeros diferentes en el polímero.......... 72

3.3.4.2 Según la forma de la cadena polimérica ........................................ 73

3.3.4.3 Clasificación de acuerdo al comportamiento térmico ..................... 74

3.3.4.4 Clasificación de acuerdo al comportamiento mecánico .................. 76

3.3.5 POLÍMEROS DE MAYOR USO EN LA INDUSTRIA PETROLERA. ..... 77

3.3.5.1 Poliacrilamidas ............................................................................... 77

3.3.5.2 Goma Xantano ............................................................................... 78

3.4 DESCRIPCIÓN DE LOS POLÍMEROS A UTILIZAR. ............................... 79

3.3.1 ENCAPSULADOR 1 ............................................................................. 79

X

3.3.2 ENCAPSULADOR 2 ............................................................................. 81

CAPITULO 4 ......................................................................................................... 85

FORMULACIÓN Y PRUEBAS DE LABORATORIO USANDO POLÍMEROS DE ALTO Y BAJO PESO MOLECULAR. .................................................................. 85

4.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 85

4.2 ADITIVOS ................................................................................................ 85

4.2.1 ENCAPSULADORES............................................................................ 85

4.2.2 VISCOSIFICANTE ................................................................................ 85

4.2.3 CONTROLADORES DE FILTRADO ..................................................... 86

4.2.4 INHIBIDOR DE LUTITAS ...................................................................... 86

4.2.5 INIBIDORES DE ARCILLAS ................................................................. 87

4.2.5.1 Inhibidor 1 ....................................................................................... 87

4.2.5.2 Inhibidor 2 ....................................................................................... 88

4.2.6 MEJORADOR DE LA ROP ................................................................... 89

4.2.7 LUBRICANTES ..................................................................................... 89

4.2.7.1 Lubricante 1 .................................................................................... 89

4.2.7.2 Lubricante 2 .................................................................................... 90

4.2.8 BACTERICIDA ...................................................................................... 90

4.2.9 AGENTE DENSIFICANTE .................................................................... 90

4.3 FORMULACIONES .................................................................................. 91

4.3 OBTENCIÓN DE MUESTRAS ................................................................. 97

4.3.1 SELECCIÓN DE LAS MUESTRAS. ...................................................... 97

4.4 PROCEDIMIENTO DE LAS PRUEBAS REALIZADAS. ........................... 99

4.4.1 PRUEBAS BÁSICAS DE FLUIDOS DE PERFORACION BASE AGUA.99

4.4.1.1 Medición de la densidad ................................................................. 99

4.4.1.1.1 Instrumento de medición. ........................................................... 99

4.4.1.1.2 Procedimiento de medición. ..................................................... 100

4.4.1.2 Medición de la viscosidad y resistencia gel. ................................. 100

4.4.1.2.1 Instrumento de medición. ......................................................... 101


4.4.1.3 Filtración ....................................................................................... 102

XI

4.4.1.3.1 Instrumento de medición .......................................................... 102


4.4.1.4 Contenido de sólidos y líquidos. ................................................... 103

4.4.1.4.1 Instrumento de medición .......................................................... 104


4.4.1.5 Medición del pH de fluidos de perforación. ................................... 105

4.4.1.5.1 Instrumento de medición. ......................................................... 105


4.4.1.6 Alcalinidad (pM, pF, Mf) ................................................................ 106

4.4.1.6.1 Instrumentos de medición ........................................................ 107


4.4.1.7 Ion cloruro .................................................................................... 108

4.4.1.7.1 Instrumentos de medición. ....................................................... 109


4.4.1.8 Dureza total .................................................................................. 109



4.4.1.9 Envejecimiento del lodo................................................................ 110

4.4.1.9.1 Instrumentos utilizados. ............................................................ 110

4.4.1.9.2 Procedimiento .......................................................................... 110

4.4.2 PRUEBAS ESPECIALES DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE

AGUA. 111

4.4.2.1 Prueba de azul de metileno para solidos perforados. .................. 111


4.4.2.1.2 Procedimiento de medición ...................................................... 111

4.4.2.2 Dispersión de sólidos. .................................................................. 113


4.4.2.2.2 Proceso de medición. ............................................................... 113

4.4.2.3 Hinchamiento lineal. ..................................................................... 114

4.4.2.3.1 Instrumentos utilizados. ............................................................ 114


4.4.2.4 Prueba de adhesión. .................................................................... 115


XII


4.5 RESUMEN DE RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS DIFERENTES

PRUEBAS. .......................................................................................................... 117

4.5.1 RESULTADOS DE PRUEBAS BÁSICAS. .......................................... 117

4.5.2 RESULTADOS DE PRUEBAS ESPECIALES .................................... 127

CAPÍTULO 5 ....................................................................................................... 133

ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................ 133

5.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................... 133

5.1 ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS BASICAS. .............................................. 133

5.1.1 VISCOSIDAD PLÁSTICA. ................................................................... 133

5.1.1.1 Formulaciones con peso de 12.8 ppg. ......................................... 133

5.1.1.2 Formulaciones con peso de 10 ppg. ............................................ 135

5.1.2 PUNTO CEDENTE ............................................................................. 136



5.1.3 FILTRADO API. .................................................................................. 139



5.2 ANÁLISIS DE PRUEBAS ESPECIALES. ............................................... 141

5.2.1 DISPERSIÓN ...................................................................................... 141



5.2.2 HINCHAMIENTO LINEAL ................................................................... 144



5.2.3 ACRECIÓN ......................................................................................... 146

CAPÍTULO 6 ....................................................................................................... 149

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 149

6.1 CONCLUSIONES................................................................................... 149

6.2 RECOMENDACIONES .......................................................................... 153

XIII

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 155

ANEXOS ............................................................................................................. 157

ANEXO No 1 ....................................................................................................... 158

RESULTADO DE LA PRUEBA DE MBT REALIZADA PARA LA SELECCIÓN DE MUESTRAS. ....................................................................................................... 158

ANEXO No 2 ....................................................................................................... 160

RESULTADO DE LA PRUEBA DE HINCHAMIENTO LINEAL DE LA MEJOR FORMULACIÓN (7A). ......................................................................................... 160

ANEXO No 3 ....................................................................................................... 175

MASTERLOG DE LA SECCIÓN INTERMEDIA DEL POZO SHUSHUFINDI 206D. ............................................................................................................................ 175

XIV

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1: Producción mensual promedio del campo Shushufindi. .......................... 3 TABLA 2: Densidades de densificantes comunes de un fluido de perforación. .... 19 TABLA 3: Principales materiales densificantes. .................................................... 33 TABLA 4: Principales materiales viscosificantes. .................................................. 34 TABLA 5: Principales materiales para controlar pH. ............................................. 36 TABLA 6: Principales materiales surfactantes....................................................... 37 TABLA 7: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección conductora .............................................................................................................................. 41 TABLA 8: Propiedades del fluido de perforación de la sección de superficial de 26”.

.............................................................................................................................. 42 TABLA 9: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección conductora .............................................................................................................................. 43 TABLA 10: Propiedades del fluido de perforación, sección conductora de 16”, pozos

tipo S ..................................................................................................................... 44 TABLA 11: Propiedades del fluido de perforación, sección conductora de 16”, pozos

tipo S ..................................................................................................................... 45 Tabla 12: Propiedades del fluido de perforación, sección conductora de 16”, pozos

tipo J HD................................................................................................................ 46 TABLA 13: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección conductora............................................................................................................. 47 TABLA 14: Principales propiedades del fluido de perforación para sección intermedia, 12 ¼” .................................................................................................. 48 TABLA 15: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección de producción ............................................................................................................. 50 TABLA 16: Principales propiedades del fluido de perforación para sección de producción, 8 ½” .................................................................................................... 51 TABLA 17: CEC de las principales arcillas. ........................................................... 54 TABLA 18: Superficies específicas de algunas arcillas. ........................................ 57 TABLA 19: Arcillas comunes ................................................................................. 65 TABLA 20: Propiedades físicas del encapsulador 1 .............................................. 79 TABLA 21: Propiedades típicas del encapsulador 1 en agua dulce. ..................... 80 TABLA 22: Propiedades físicas del encapsulador 2. ............................................. 82 TABLA 23: Ventajas de los dos encapsuladores que van a ser probados. ........... 84 TABLA 24: Formulaciones utilizando encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg. .... 92 TABLA 25: Formulaciones utilizando encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg. .... 93 TABLA 26: Formulaciones utilizando encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg ........ 95 TABLA 27: Formulaciones utilizando encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg ........ 96

XV

TABLA 28: Topes de formación de la sección intermedia del pozo Shushufindi 206. .............................................................................................................................. 97 TABLA 29: Resultados en frio de las pruebas básicas a las formulaciones A utilizando encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg. ............................................. 118 TABLA 30: Resultados en frio de las pruebas básicas a las formulaciones B utilizando encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg. ............................................. 119 TABLA 31: Resultados en frio de las pruebas básicas a las formulaciones C utilizando encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg................................................. 120 TABLA 32: Resultados en frio de las pruebas básicas a las formulaciones D utilizando encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg................................................. 121 TABLA 33: Resultados después de rolar de las pruebas básicas a las formulaciones A utilizando encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg .................. 122 TABLA 34: Resultados después de rolar de las pruebas básicas a las formulaciones B utilizando encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg ................... 123 TABLA 35: Resultados después de rolar de las pruebas básicas a las formulaciones C utilizando encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg. ..................... 124 TABLA 36: Resultados después de rolar de las pruebas básicas a las formulaciones D utilizando encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg. ..................... 125 TABLA 37: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones A, encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg ................................................................................................. 126 TABLA 38: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones B, encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg ................................................................................................. 126 TABLA 39: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones C, encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg .................................................................................................... 127 TABLA 40: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones D, encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg. ................................................................................................... 127 TABLA 41: Porcentaje de dispersión, formulaciones A, encapsulador 1, peso del lodo 12.8 ppg. ...................................................................................................... 128 TABLA 42: Porcentaje de dispersión, formulaciones B, encapsulador 2, peso del lodo 12.8 ppg. ...................................................................................................... 128 TABLA 43: Porcentaje de dispersión, formulaciones C, encapsulador 1, peso del lodo 10 ppg.......................................................................................................... 129 TABLA 44: Porcentaje de dispersión, formulaciones D, encapsulador 2, peso del lodo 10 ppg.......................................................................................................... 129 TABLA 45: Formulaciones para prueba de acreción, encapsuladores 1 y 2. ...... 130 TABLA 46: Resultados de la prueba de dispersión a los encapsuladores 1 y 2.. 130

XVI

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1: Ubicación geográfica del campo Shushufindi. ...................................... 3 FIGURA 2: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente ................................................... 4 FIGURA 3: Fallas-Campo Shushufindi .................................................................... 7 FIGURA 4: Mapa tope Areniscas T superior y T inferior ......................................... 8 FIGURA 5: Mapa Tope Areniscas U superior y U inferior ....................................... 9 FIGURA 6: Mapa Tope Basal Tena ....................................................................... 10 FIGURA 7: Columna estratigráfica del campo Shushufindi ................................... 11 FIGURA 8: Chert (Roca Sedimentaria rica en sílice) ............................................ 15 FIGURA 9: Embudo de Marsh ............................................................................... 20 FIGURA 10: Pozo tipo S ....................................................................................... 43 FIGURA 11: Pozo tipo J Modificado ...................................................................... 45 FIGURA 12: Pozos J Modificado vs J HD ............................................................. 46 FIGURA 13: Valores de reología por tipo de pozo. ............................................... 49 FIGURA 14: Concentración promedio de aditivos para minimizar problemas con las arcillas. .................................................................................................................. 49 FIGURA 15: Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y sódica. ................................................................................................................... 56 FIGURA 16: Fotomicrografía de partículas de bentonita. ...................................... 60 FIGURA 17: Partícula de montmorillonita idealizada. ........................................... 60 FIGURA 18: Pirofilita eléctricamente neutra. ......................................................... 61 FIGURA 19: Sustitución de Al3+ por Mg2+ causando una partícula cargada negativamente. ...................................................................................................... 61 FIGURA 20: Comparación de estructuras de arcillas ............................................ 64 FIGURA 21: Asociación de las arcillas. ................................................................. 66 FIGURA 22: Estructura simulada del polietileno de alta densidad y el decano ..... 68 FIGURA 23: Fórmulas de esqueleto estructural de un polímero lineal, y polímeros reticulares de enlaces cruzados. ........................................................................... 69 FIGURA 24: Grafica de distribución de masas moleculares. ................................ 71 FIGURA 25: Moléculas de polietileno .................................................................... 73 FIGURA 26: Formula química del PHPA ............................................................... 73 FIGURA 27: Formula química carboximetilcelulosa (CMC), polímero lineal. ........ 74 FIGURA 28: Estructura química de la goma Xantana ........................................... 74 FIGURA 29: Hilo nylon .......................................................................................... 75 FIGURA 30: Resina urea-formol. .......................................................................... 75 FIGURA 31: Poliestireno ....................................................................................... 76 FIGURA 32: Caucho nitrílico. ................................................................................ 76 FIGURA 33: Poliésteres ........................................................................................ 77 FIGURA 34: Fórmula general de la poliacrilamida. ............................................... 78

XVII

FIGURA 35: Curva de CEC de la sección intermedia del pozo Shushufindi 206. . 98 FIGURA 36: Balanza de lodo. ............................................................................. 100 FIGURA 37: Viscosímetro de medición directa. .................................................. 101 FIGURA 38: Filtro prensa API ............................................................................. 103 FIGURA 39: Retorta ............................................................................................ 104 FIGURA 40: Medidores electrónicos de pH......................................................... 106 FIGURA 41: Ensayos por gotas-Titulación con azul de metileno. ....................... 112 FIGURA 42: Máquina para medición de hinchamiento lineal. ............................. 114 FIGURA 43: Prensa para elaboración de arcillas. ............................................... 114 FIGURA 44: Pastilla de arcilla para prueba de hinchamiento lineal. ................... 115 FIGURA 45: Procedimiento de prueba de acreción. ........................................... 117 FIGURA 46: Acreción de recortes usando encapsuladores 1 y 2 respectivamente. ............................................................................................................................ 131 FIGURA 47: Curva de hinchamiento lineal, formulación 7A, peso del lodo 12.8 ppg. ............................................................................................................................ 131 FIGURA 48: Viscosidad plástica antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 12.8 ppg. ................................................ 134 FIGURA 49: Viscosidad plástica antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg. ................................................... 136 FIGURA 50: Punto Cedente antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 12.8 ppg ................................................. 137 FIGURA 51: Punto Cedente antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg .................................................... 138 FIGURA 52: Comparación de los valores de filtrado antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores Peso 12.8 ppg. ..................... 139 FIGURA 53: Comparación de los valores de filtrado antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg........................ 140 FIGURA 54: Porcentaje de dispersión de las arcillas de Shushufindi usando los encapsuladores 1 y 2 de alto y bajo peso molecular respectivamente. Peso 12.8 ppg. ..................................................................................................................... 142 FIGURA 55: Porcentaje de dispersión de las arcillas de Shushufindi usando los encapsuladores 1 y 2 de alto y bajo peso molecular respectivamente. Peso 10 ppg. ............................................................................................................................ 143 FIGURA 56: Comparación del porcentaje de hinchamiento lineal usando los dos encapsuladores. Peso 12.8 ppg. ......................................................................... 145 FIGURA 57: Comparación del porcentaje de hinchamiento lineal usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg. ............................................................................ 146 FIGURA 58: Comparación del porcentaje de acreción de recortes cunado se usan los dos polímeros. ............................................................................................... 147 FIGURA 59: Demostración grafica de la acreción de recortes según el tipo de polímero. ............................................................................................................. 148

XVIII

SIMBOLOGÍA DE LAS SIGLAS

Símbolo Significado Dimensiones

mm milímetros L

º API Grados API

CEC Capacidad de intercambio catiónico

lpg libras por galón M/V

psi libras fuerza por pulgada cuadrada

µm micrón L

º F grados Fahrenheit T

º C grados Celsius T

VP Viscosidad plástica

PC Punto cedente

pH Potencial hidrogeno

MBT Methyl blue test

RPM Revoluciones por minute

ROP Rata de penetración

bbl/d Barriles por día V/t

lb/bbl Libras por barril M/V

POES Petróleo original en sitio

BHA Bottom hole assembly

XIX

RESUMEN

Este proyecto fue propuesto por la compañía Schlumberger del Ecuador conjunto

con su segmento M-I SWACO, el propósito es evaluar el desempeño de dos

polímeros encapsuladores de diferente peso molecular para minimizar los

problemas de dispersión y acreción de recortes de perforación de las formaciones

Orteguaza, Tiyuyacu y Tena de los pozos del campo Shushufindi.

Es importante aclarar que por motivos de confidencialidad de Schlumberger, no se

mencionara ningún nombre comercial de los productos usados en las diferentes

formulaciones del fluido de perforación, en su reemplazo y de aquí en adelante,

los polímeros a ser probados se los llamara como “encapsulador 1” al polímero de

alto peso molecular, y “encapsulador 2” al polímero de bajo peso molecular.

El proyecto no queda solo ahí, sino que se aprovechó la oportunidad para evaluar

un estabilizador térmico el cual está incluido en varias formulaciones.

Las muestras de arcillas utilizadas para el estudio fueron obtenidas del pozo

Shushufindi-206D, las cuales corresponden a toda la sección intermedia e

incluyen arcillas de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, y Tena.

Al número total de muestras se le realizó la prueba de azul de metileno (MBT)

para determinar las arcillas más reactivas con las que se iba a desarrollar el

trabajo, al final se seleccionó las arcillas de la formación Tena las cuales

resultaron ser las más inestables.

Las distintas formulaciones fueron propuestas por el personal de M-I SWACO, en

las cuales se varían los tipos de encapsuladores usados, los inhibidores de arcilla,

los lubricantes e incluso la concentración del estabilizador térmico.

Al número total de formulaciones que fue 36 se realizó pruebas básicas de

reología, filtración y químicas, y también fueron sometidas a pruebas especiales

de dispersión, acreción e hinchamiento lineal para evaluar el comportamiento de

los fluidos en conjunto con las muestras antes mencionadas.

Los resultados obtenidos mostraron un comportamiento superior del

“encapsulador 2” en cuanto a minimizar la dispersión de las arcillas en el fluido,

XX

también se demostró con la prueba de acreción que el polímero de bajo peso

molecular (encapsulador 2) tiende a reducir la adhesión de las arcillas en las

herramientas de fondo.

En cuanto a la estructura organizacional del proyecto, en el primer capítulo se

realiza una descripción geológica y litológica del campo Shushufindi la cual

incluye en detalle la columna estratigráfica del campo y describe la litología de

cada formación, estos datos son de gran importancia para conocer el diseño del

fluido que mejor se adapte a esas condiciones, también se resumen otros datos

que incluyen la producción actual.

En el segundo capítulo se realiza un análisis de los sistemas de fluidos de

perforación usados actualmente para la perforación de los distintos tipos de pozos

en el campo. En este capítulo se da la definición y funciones principales de los

fluidos de perforación, así también se analizan las distintas propiedades que

deben tener los fluidos. El detalle de las propiedades de los lodos usados en el

campo se realizó mediante un estudio estadístico a una base de datos de los

pozos perorados en el año 2013 y parte del 2014.

El tercer capítulo se presenta las propiedades de las arcillas, el comportamiento y

la clasificación, también se introduce a la teoría de los polímeros en general, su

estructura y las distintas variaciones que pueden presentarse. Finalmente se

describen los dos tipos de polímeros que van a ser evaluados en este estudio, sus

propiedades, sus ventajas y desventajas.

El cuarto capítulo describe las formulaciones usadas y el procedimiento y

materiales usados en cada una de las pruebas realizadas. Además se detallan

todos los aditivos usados para cada formulación y el proceso de selección de las

muestras de arcillas. Al final de este capítulo se resumen los resultados de la

mayoría de pruebas realizadas.

El capítulo cinco es un análisis a mayor detalle de los resultados obtenidos en las

pruebas básicas y especiales

Finalmente en el capítulo seis se presentan las conclusiones y recomendaciones

obtenidas en el desarrollo del proyecto.

XXI

PRESENTACIÓN

Este proyecto se ha realizado con el objetivo de evaluar el comportamiento que

presentan dos polímeros de distinto peso molecular, el cual servirá como una

referencia clave en las futuras formulaciones que realice el personal de M-I

SWACO, también será una importante fuente de información como material de

consulta para la Escuela Politécnica Nacional.

Para el desarrollo de este trabajo fue necesario un conocimiento previo del

campo, de las formaciones y litología que requieren un mayor cuidado durante el

proceso de perforación de pozos nuevos.

En la sección intermedia de los pozos de Shushufindi se encuentran gran cantidad

de arcillas reactivas al contacto con el fluido de perforación base agua, para ello

es necesaria una formulación que cumpla con los requerimientos de inhibición y

encapsulación de los recortes producidos, la dispersión de la arcilla en el fluido es

un problema que debe ser controlado de manera eficiente y se pudo probar que

las formulaciones que usan el encapsulador 2 minimizan los porcentajes de

dispersión de arcillas.

En el desarrollo del plan inicial de este proyecto se planteaba la teoría de que los

polímeros de alto peso molecular usados en las formulaciones de los fluidos

contribuían a la adhesión de recortes en las herramientas, mientras que los

polímeros de bajo peso molecular reducían esta tendencia de acreción, luego de

realizadas las pruebas en el laboratorio efectivamente se pudo comprobar que el

índice de acreción se reduce cuando se usan polímeros de bajo peso molecular.

Todos los beneficios que se pudieran obtener a partir de este estudio serán

directamente otorgados a M-I SWACO una compañía de Schlumberger del

Ecuador.

1

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI

1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO SHUSHUFINDI

1.1.1 ANTECEDENTES

El campo Shushufindi fue descubierto con la perforación del pozo Shushufindi-01,

el cual se terminó oficialmente en enero de 1969, alcanzó una profundidad total de

9772 pies. Las pruebas iniciales produjeron 2496 barriles de petróleo al día de un

crudo de 26.6° API en el reservorio "U" y 2621 barriles al día, de 32.5° API de la

arena “T”.

La producción comercial inició en el año 1972, con 19,200 barriles de petróleo al

día. La primera campaña de perforación se realizó en los primeros cinco años de

producción, (1972–1977) durante este periodo de tiempo se incrementó la

producción a 120,000 barriles de petróleo al día, con bajo corte de agua, menor al

1.5%. Desde aquella fecha al presente, el campo tiene más de 40 años de

explotación ininterrumpida, durante este tiempo se ha producido un total

acumulado de petróleo de 1,2 billones de barriles del POES (4.2 billones de

barriles).

El Campo Shushufindi tiene cinco formaciones productoras: Napo T Inferior, Napo

T Superior, Napo U Inferior, Napo U Superior y Basal Tena. Los reservorios

principales son las areniscas, Napo T Inferior y Napo U Inferior que han aportado

más del 90% de la producción acumulada hasta la fecha. En estos dos reservorios

el principal mecanismo de producción es la intrusión de agua o empuje hidráulico

gracias a los acuíferos laterales asociados a estos niveles.

Como es característico en yacimientos con acuífero lateral, el frente de agua

arribó hacia los pozos productores después de seis años de iniciada la

explotación, es así que a partir del año 1978 empezó a incrementarse el corte de

2

agua, desde 2.5 % hasta 68 % aproximadamente. En el año 2011 la

producción cayó hasta 45,000 barriles de petróleo por día, debido a que el campo

es considerado maduro por su tiempo de producción, el gobierno ecuatoriano

decidió realizar la licitación del campo Shushufindi y permitir una mejor producción

con la aplicación de tecnologías nuevas e inversión en el campo.

En el año 2012 nace el Consorcio Shushufindi S.A el cual consiste en una alianza

conformada por Schlumberger, Tecpetrol y KKR, el cual firma en conjunto con EP

PETROECUADOR un contrato para la explotación del campo maduro, con el

objetivo de optimizar la producción de petróleo en el campo Shushufindi.

Esta optimización del campo se realiza a través de un conjunto de procesos y

acciones que permiten la modernización y rejuvenecimiento del campo

Shushufindi, mediante la aplicación de tecnologías y procesos los cuales ayudan

a aumentar:

El factor de recuperación de los reservorios por la aplicación de nuevas

tecnologías.

La vida útil del campo a través de la incorporación de reservas.

La eficiencia operativa mediante la innovación tecnológica y prácticas de

excelencia.

El consorcio Shushufindi S.A. realiza el 100% de las inversiones necesarias para

contribuir con los objetivos trazados mediante la prestación de servicios

específicos para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Las inversiones se realizan en tres áreas principales que contribuyen con el

rejuvenecimiento del proyecto: Gerenciamiento de Operaciones, inversión en la

producción incremental e inversión en hidrocarburos nuevos.

Con el consorcio Shushufindi S.A. se espera alcanzar un pico de producción de

90,000 barriles de petróleo al día, para el año 2016.

A la fecha actual, Diciembre del 2014 se tienen los siguientes datos de

producción, los cuales se indican en la tabla 1.

3

TABLA 1: Producción mensual promedio del campo Shushufindi.

Producción Mes

Unidad Septiembre Octubre Noviembre

Producción mensual de Petróleo 73228 76094 76557 bbl Fuente: Consorcio Shushufindi

1.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo Shushufindi, se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos en la

región amazónica del Ecuador, a 250 kilómetros al este de Quito y a 35 kilómetros

al sur de la frontera con Colombia en las siguientes coordenadas de referencia:

Norte 9.978.857 m y Este 316357 m. Tiene como límite al Noreste el campo

Libertador, al Suroeste al campo Sacha y al Sur el campo Limoncocha. Las

ciudades más próximas al campo Shushufindi, son Lago Agrio ubicado a 50 km al

Norte y Coca a 55 km. al Sur, respectivamente.

FIGURA 1: Ubicación geográfica del campo Shushufindi.

Fuente: Consorcio Shushufindi

4

1.2 GEOLOGÍA DE LA CUENCA ORIENTE

A continuación se describirá la geología de la Cuenca Oriente, ya que es

necesario un conocimiento a mayor escala antes de profundizar en el campo

Shushufindi.

1.2.1 LA CUENCA ORIENTE

La Cuenca Oriente posee tres dominios tectónicos bien definidos, este modelo

estructural presenta sus propias características geométricas y cinemáticas

relacionadas a una herencia del pre-cretácico. A continuación se describen cada

uno de los dominios.

La ubicación geográfica de cada uno de los dominios se muestra en la figura 2.

FIGURA 2: Mapa tectónico de la Cuenca Oriente

Fuente: BABY Patrice, RIVADENEIRA Marco, La Cuenca Oriente.

1.2.1.1 Dominio Occidental o Sistema Subandino

Este dominio presenta de norte a sur tres zonas estructurales: El levantamiento

Napo, que corresponde a un gran domo alargado en orientación NNE-SSO,

limitado al Este y al Oeste por fallas de transpresión; la Depresión Pastaza, donde

se puede observar un cabalgamiento en las fallas al contacto Zona Subandina-

Cordillera Oriental; la Cordillera de Cutucú, la cual se caracteriza por un cambio

de orientación de las estructuras, de Norte-Sur a NNO-SSE, y la aparición de

5

formaciones triásicas y jurásicas (Formaciones. Santiago y Chapiza) y en menor

proporción paleozoicas (Formaciones. Pumbuiza y Macuma). Esta cordillera

parece corresponder a la continuación suroeste del Corredor Central Sacha-

Shushufindi.1

El dominio Occidental contiene 4 campos petroleros conocidos: Bermejo (el único

en producción), Rubí, Pungarayacu y Oglán. En él se acumulan 5,400 millones de

barriles de petróleo que representan el 18 % del total de petróleo en sitio de la

Cuenca Oriente.

Dentro del dominio es casi exclusiva la presencia de crudos pesados y

extrapesados, acumulados en los campos Pungarayacu, de areniscas

bituminosas (6-10° API) y en el campo Oglán (11-13° API). Los únicos crudos

livianos conocidos en este dominio se encuentran en el campo Bermejo,

localizado cerca de la frontera con Colombia.

1.2.1.2 Dominio Central o Corredor Sacha-Shushufindi

Este dominio esta deformado por mega fallas en transpresión orientadas NNE-

SSO, que se verticalizan en profundidad y pueden evolucionar a estructuras en

forma de tlor hacia la superficie.

El dominio Central es el más productivo de la cuenca abarca los campos

petrolíferos más importantes de la Cuenca Oriente, como son Sacha, Shushufindi

y Libertador, concentra el mayor volumen de petróleo en sitio (15,500 millones de

barriles de petróleo), que constituye alrededor del 54 % del total descubierto en la

cuenca. La distribución del crudo en este dominio muestra una cierta zonificación:

en la parte Norte y Centro-Norte, se localiza la gran mayoría de campos con

crudos livianos y medianos, mientras que hacia el Centro-Centro Sur, el crudo se

va tornando de mediano a pesado.

Cerca del 51% del total del petróleo original en sitio del mismo se acumula en sus

tres mayores campos: Shushufindi, Sacha y Libertador. "arena U" es el reservorio

1 BABY Patrice, RIVADENEIRA Marco, La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, Petroproducción, IFEA, Ecuador.

6

que concentra los mayores volúmenes de reservas de este dominio, seguido de

"arena T" y Hollín.

1.2.1.3 Dominio Oriental o Sistema Capirán-Tiputini

El dominio central corresponde a una cuenca extensiva, actualmente invertida,

estructurada por fallas lístricas que se conectan sobre un nivel de despegue

horizontal.

Las estructuras petrolíferas están asociadas con anticlinales fallados,

desarrollados sobre semigrabens jurásicos, producto de una inversión tectónica

del Eoceno Temprano o de varias reactivaciones como en el caso de la tendencia

lshpingo-Tambococha-Tiputini, que experimentó una primera inversión eocénico-

tardía y la última reciente. La mayoría de fallas son lístricas y según la información

sísmica tienen un nivel de despegue en el basamento.

Se ubica en el borde oriental de la cuenca. Acumula alrededor de 7,600 millones

de barriles, que equivalen aproximadamente al 28 % del petróleo original en sitio

de toda la cuenca. Muestra una cierta distribución areal en la calidad de los

crudos, con predominio de los crudos medianos hacia el NNO, y de los crudos

pesados en dirección centro y este. Hacia el sur, cerca de la frontera con Perú, se

encuentran varios campos con crudos pesados y medianos.

El campo Ishpingo, de crudo pesado, el mayor de este dominio, concentra el 34%

del petróleo en sitio (2,700 millones de barriles). Le siguen en orden descendente

los campos Yuturi e Irocon cerca de 600 millones de barriles de petróleo en sitio

cada uno, Tiputini y Amo con volúmenes de crudo en el sitio entre 400 y 500

millones de barriles. El principal reservorio desarrollado casi exclusivamente en

este dominio es "M-1”, siendo "U" el segundo en importancia. Acumulaciones

menores se encuentran en Basal Tena, Napo T, M-2 y marginalmente en Hollín.

7

1.3 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI

El campo Shushufindi es una estructura que forma parte del corredor o dominio

central de la Cuenca Oriente.

El campo Shushufindi está deformado por mega-fallas de transpresión, orientadas

NNE-SSO, que se verticalizan en profundidad y pueden evolucionar a estructuras

en flor hacia la superficie. Esto se puede observar en la figura 3.

Estas fallas, después de la discordancia pre-cretácica, se verticalizan y en su

mayoría han fallado los sedimentos del Cretácico como los hicieron con el flanco

Oriental de la estructura de Shushufindi.

FIGURA 3: Fallas-Campo Shushufindi

Fuente: BABY Patrice, RIVADENEIRA Marco, La Cuenca Oriente

La estructura del campo Shushufindi, es un Anticlinal de 231 km²

aproximadamente de área referido al tope de la Caliza A (marcador sísmico). El

anticlinal es alargado, con un bajo relieve estructural hacia el flanco occidental y

es abrupto hacia el flanco oriental, controlado por una falla reactivada orientada

en dirección Norte-Sur en el flanco oriental. Esta falla en la parte sur es

subvertical y al norte se invierte y divide en dos a ambos lados de la estructura de

Aguarico. A continuación se presentan los mapas estructurales de Basal Tena,

arenas “U” y “T”.

8

El mapa estructural en la arena T superior indica que la parte más somera se

encuentra a 8,250 pies (SS) y la más profunda se encuentra a 8,625 pies (SS). Y

la diferencia entre los topes de T superior y T inferior es de 100 pies (SS) en toda

la estructura. Los topes y bases de las formaciones T inferior y superior se pueden

observar en la figura 4.

FIGURA 4: Mapa tope Areniscas T superior y T inferior

Fuente: Consorcio Shushufindi.

El mapa estructural de la arena U superior indica que la parte más somera se

encuentra a 8,000 pies (SS) y la más profunda se encuentra a 8,375 pies (SS). Y

la diferencia entre los topes de la arena U superior y U inferior es de 50 pies (SS)

en toda la estructura. Los topes y bases de las formaciones U inferior y superior

se pueden observar en la figura 5.

9

FIGURA 5: Mapa Tope Areniscas U superior y U inferior

Fuente: Consorcio Shushufindi.

El mapa estructural de Basal Tena indica que la parte más somera de la

estructura se encuentra a -7,300 pies (SS) y la más profunda se encuentra a -

7,625 pies (SS), según referencia de los pozos vecinos. También se puede

observar que la falla ubicada en la parte oriental de la estructura tiene una salto

entre -200 a -300 pies (SS). Los topes y bases de la formación Basal Tena se

pueden observar en la figura 6.

10

FIGURA 6: Mapa Tope Basal Tena

Fuente: Consorcio Shushufindi

1.4 LITOESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO SHUSHUFINDI

La producción en el campo Shushufindi está asociada a reservorios del Cretácico

Inferior a Medio, la formación Napo (areniscas T y U) y depósitos del Cretácico

Superior (Base del Terciario), la arenisca Basal Tena. A continuación se describe

la litología según la secuencia estratigráfica del Campo Shushufindi.

Se describirá las formaciones desde la más antigua, empezando con la formación

Hollin, luego se describe la formación Napo con sus respectivas subdivisiones,

también se describe las formaciones suprayacentes de la formación Napo, entre

las cuales se encuentran las formaciones Tena, Tiyuyacu, Orteguaza y Chalcana,

todas pertenecientes a la edad geológica del Paleógeno. Y finalmente se resumen

las formaciones del terciario.

11

FIGURA 7: Columna estratigráfica del campo Shushufindi

Fuente: BABY Patrice, RIVADENEIRA Marco, La Cuenca Oriente

1.4.1 FORMACIÓN HOLLIN

Se sabe que la formación está dividida en dos niveles. La sección inferior de la

formación Hollín está compuesta por areniscas con presencia de caolín y lutitas.

La formación Hollín no es productiva en el campo Shushufindi. La sección

superior de la Formación Hollín, consiste en areniscas con presencia de

glauconitas, lutitas y calizas.

12

1.4.2 FORMACIÓN NAPO

Las formaciones del grupo Napo en el campo Shushufindi están conformadas por

una sucesión de calizas, areniscas, arcillas y lutitas, depositadas principalmente

en ambientes marinos; caídas importantes del nivel del mar que coinciden con

eventos eustáticos a nivel mundial y que dieron lugar a condiciones fluvio-

continentales, resultando en la deposición de las areniscas de la Formación Basal

Tena. A continuación se describe las principales formaciones del grupo Napo.

1.4.2.1 Formación Napo “T”

La formación Napo unidad “T” es de origen deltaico transicional de continental a

marino, por sus características litoestratigráficas es subdividido en dos paquetes

arenosos, T Superior y T Inferior estos dos niveles litológicos son claramente

diferenciales y fácilmente correlacionables a través del campo.

1.4.2.1.1 Formación T Inferior

La formación T Inferior, en su parte basal, muestra un paquete lutítico de origen

marino, que hace las veces de sello para la Formación Hollín subyacente, sobre

las lutitas basales de la T inferior, se localiza un paquete arenoso continuo de

buen desarrollo como roca almacenadora y buena calidad de reservorio, de 30 a

110 pies de espesor, constituyendo una unidad de flujo de buen potencial

productivo. Compuesta de areniscas gris verdosa, cafe clara, y blanca, cuarzosa,

con grano fino y muy fino, subredondeado, posee una matriz arcillosa y presencia

de caolín, además calizas blancas y suaves.

1.4.2.1.2 Formación T superior

La T Superior, con un paquete arenoso continúo de buen desarrollo vertical y

menor calidad como roca almacenadora de 60 a 145 pies de espesor, además se

pueden encontrar intercalaciones de lutitas y calizas. Litológicamente la arenisca

de la formación T superior pueden ser hialina, cafés clara, cuarzosa, grano fino a

muy fino, subredondeado, asociada con glauconita.

13

1.4.2.2 Formación Napo “U”

La Formación Napo U, esta subdividido en dos paquetes arenosos, U Superior y

U Inferior, paquetes arenosos con presencia de caolín y glauconita además de

calizas y lutitas claramente diferenciados y correlacionables a través del campo.

1.4.2.2.1 Formación U inferior

U Inferior, muestra un paquete arenoso de buen desarrollo de 10 a 100 pies de

espesor, de buena calidad como roca reservorio, constituyendo una unidad de

flujo de buen potencial productivo. Litológicamente está conformada por arenisca:

hialina, café clara, cuarzosa, de tamaño de grano medio a fino, subangular y

subredondeada, con inclusiones de pirita, presenta manchas en parches a

uniforme, café oscuro. La sísmica indica la posible existencia de una serie de

canales preferenciales de desarrollo arenoso casi lineales, orientados en dirección

NW-SE; este hecho sugiere una notable influencia estructural en la deposición de

los sedimentos.

1.4.2.2.2 Formación U superior

U Superior, con un paquete arenoso de buen desarrollo vertical, de 60 a 140 pies

de espesor y de menor calidad como roca reservorio. Compuesta por arenisca:

gris oscura, gris clara, cuarzosa, grano muy fino a fino, redondeado, posee matriz

arcillosa, y cemento calcáreo, con presencia de glauconita.

1.4.3 FORMACIÓN TENA

La formación Tena de gran espesor, aproximadamente de 600 pies en el campo

Shushufindi, está constituida en su mayoría por arcillolita, con intercalaciones de

limolitas, posee presencia de capas de arenisca, en la base de la formación Tena

existe un paquete de areniscas las cuales se comportan como reservorio

secundario en el campo Shushufindi.

14

1.4.3.1 Formación Basal Tena.

La arenisca “Basal Tena” se presenta en el campo Shushufindi como una

superficie de erosión/no depositación, tiene espesores con rangos de 1 a 22 pies.

El límite del reservorio para Basal Tena, está definido por la extensión del límite

inferior probado de arenas, debido a la ausencia de contacto agua-petróleo

para esta unidad. Está compuesta por arcillotlitas y areniscas blancas,

translucidas, cuarzosas, con grano muy fino, redondeado, tiene una buena

selección, y posee matriz arcillosa, con cemento calcáreo, presenta una pobre

porosidad inferida, con inclusiones de glauconita.

1.4.4 FORMACION TIYUYACU.

La formación Tiyuyacu de origen fluvial ha sido dividida en dos miembros en base

a criterios sedimentológicos y tectónicos:

1.4.4.1 Tiyuyacu Inferior.

El miembro inferior de la formación Tiyuyacu también conocido como

conglomerado Tiyuyacu inferior, de ambiente continental, posee un espesor

notable de unos 500 pies aproximadamente, es constituido principalmente por

conglomerados en menor proporción de areniscas gruesas y lutitas. Los

conglomerados contienen un 90% de cherts rojizos y angulosos y 10% de cuarzos

lechozos y rocas metamórficas. La base corresponde a una superficie de erosión,

está compuesta en su gran mayoría por conglomerados y en menor proporción

por areniscas y lutitas.

1.4.4.2 Tiyuyacu Superior.

El miembro superior Tiyuyacu o también llamado conglomerado Tiyuyacu

superior, corresponde a un ambiente de deposición continental, está formada

mayormente por conglomerados y en menor proporción por areniscas y lutitas; es

importante notar que los clastos encontrados en el miembro superior cambian

drásticamente respecto a la del miembro inferior. Los clastos son un 90% de

cuarzo lechozo. La base del conglomerado superior corresponde a una serie de

15

deposición de arcillolitas y limolitas, posee e un espesor de más o menos 800

pies.

FIGURA 8: Chert (Roca Sedimentaria rica en sílice)

1.4.5 FORMACION ORTEGUAZA.

La formación Orteguaza está constituida por depósitos marinos y se compone de

lutitas en mayor parte, también posee areniscas, limolitas y pequeñas capas de

carbón. Litológicamente los bancos de areniscas son de color blanco, y blanco

verdoso, translucidas, cuarzosas, con grano fino a muy fino, redondeada, posee

matriz arcillosa, con inclusiones de glauconita y carbón. Al tope de la formación

existe presencia de lutitas gris verdosa, gris clara, suave a moderadamente dura,

planar, laminar, terrosa y con inclusiones de micro pirita. A la base de la formación

se encuentra lutitas de color gris verdoso, moderadamente duras, laminar, cerosa,

no calcárea.

1.4.6 FORMACIONES DEL TERCIARIO.

Entre las formaciones más antiguas del terciario tenemos la formación Chalcana

suprayacente a la formación Orteguaza, consiste en su mayor parte de arcillolitas

y limolitas, intercalados con finos lentes de areniscas finas a medias.

La formación Arajuno está constituida por areniscas finas y gruesas,

conglomerados intercalados con limolitas y arcillolitas rojizos. La formación

16

Chambira está formada de conglomerados con su mayoría de clastos de cuarzo

lechozo con matriz arcillo-arenosa cuarzosa. La formación Curarary se compone

de areniscas con estructura de mareas, las cuales se han encontrado fauna como

tortugas, marinas y cocodrilos. La formación Mera está conformada por arcillas y

areniscas tobáceas, con horizontes de conglomerados gruesos con estratificación

cruzada de tipo torrencial. La granulometría de los depósitos es fuerte y sus

elementos alcanzan a veces más de un metro de diámetro productos a frecuentes

flujos de escombros.

17

CAPÍTULO 2

ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS DE

PERFORACIÓN USADOS ACTUALMENTE EN EL CAMPO

SHUSHUFINDI.

2.1 INTRODUCCIÓN

Este capítulo empieza con una descripción de los conceptos básicos de los fluidos

de perforación, sus propiedades, definición, tipos de fluidos, también se incluye

las principales funciones del fluido de perforación dentro del pozo. Luego se

describe cada uno de los sistemas de fluido de perforación utilizados actualmente

en el campo Shushufindi, esta descripción se la realizará para cada sección del

pozo clasificando los diferentes tipos de pozo. Para ello se ha tomado en cuenta

los pozos perforados hasta el primer semestre del 2014 y todos los pozos del

2013.

En la sección intermedia se detalla los principales problemas operacionales

relacionados con el fluido de perforación utilizado.

2.2 FLUIDO DE PERFORACIÓN

Un fluido de perforación como su nombre lo indica es usado en la perforación de

pozos petroleros, se puede definir como una mezcla química de tres fases.

1. La fase continúa del lodo. Puede estar conformada por agua fresca o

comúnmente se usa una variedad de soluciones de salmueras, saladas a

saturadas como líquido de base para preparar un sistema a base de agua.

Adicionalmente existen fluidos en los cuales la fase continua es aceite o

diésel, a estos se los conoce como fluidos base aceite.

18

2. Los sólidos inertes, son los sólidos en suspensión que son químicamente

inactivos. La barita es un ejemplo de sólido inerte, esta es añadida al fluido de

perforación para aumentar la densidad del fluido.

3. La fase de sólidos reactivos, está compuesta generalmente por arcillas

comerciales, arcillas hidratables que son incorporadas al fluido de perforación,

un ejemplo es la bentonita, la cual es usada para viscosificar el fluido. Estos

sólidos son tratados químicamente para controlar las propiedades del fluido de

perforación. Varios aditivos serán usados para obtener las propiedades

deseadas.

El fluido de perforación debe cumplir varias funciones dentro de la perforación del

pozo. Las funciones del fluido de perforación están relacionadas a sus

características físicas y químicas, es por eso que a continuación se describen las

principales propiedades de un fluido de perforación común.

2.2.1 Propiedades de los fluidos de perforación.

De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades de un

fluido a mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas.

2.2.1.1 Propiedades físicas de un fluido de perforación.

2.2.1.1.1 Densidad

La densidad se define como el peso por unidad de volumen. En la industria

petrolera se expresa comúnmente en libras por galón (Ib/gal), o en relación con el

peso del agua como gravedad específica (SG).

La presión estática ejercida por una columna hidrostática del fluido de perforación

depende tanto de la densidad como la profundidad del pozo. Por lo tanto, es

conveniente expresar la densidad en términos de libras por pulgada cuadrada por

cada pie, como un gradiente de presión (psi/pies). Las densidades de algunos

componentes del fluido de perforación se presentan en la tabla 2.

19

TABLA 2: Densidades de densificantes comunes de un fluido de perforación.

Material Formula Química

Gravedad especifica

Galena SPb 7.4-7.7

Hematita Fe2O3 4.9-5.3

Magnetita Fe3O4 5.0-5.2

Baritina SO4Ba 4.2-4.5

Siderita CO3Fe 3.7-3.9

Dolomita CO3CaCO3Mg 2.8-2.9

Calcita CO3Ca 2.6-2.8

Elaborado por: Washington López

Fuente: Fluidos de perforación PDVSA

Con el fin de evitar la entrada de fluidos provenientes de la formación es

necesario establecer un balance entre las presiones de poro de la formación y la

presión hidrostática de la columna de fluido. Es por ese motivo que a menudo se

incrementa o reduce la densidad del fluido, porque de igual manera no se desea

que el fluido se filtre a través de la formación.

2.2.1.1.2 Viscosidad API

La viscosidad API es una propiedad que sirve para comparar la fluidez de un

líquido con respecto a la del agua. Es el tiempo, en segundos, requerido para que

un cuarto de galón de lodo (946.3 cm3), fluya a través de un embudo de Marsh.

No es la viscosidad verdadera, pero sirve como medida cualitativa de cuán

espesa es la muestra de lodo. La viscosidad de embudo es útil sólo para

comparaciones relativas. En la figura 9 podemos observar el instrumento de

medición.

2.2.1.1.3 Viscosidad Plástica

Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los sólidos

presentes en el fluido, y se controla con equipos mecánicos de control de sólidos.

Este control es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre

todo para obtener altas tasas de penetración (ROP). Una baja viscosidad plástica

20

en conjunto a un alto punto cedente crea un ambiente favorable para mejorar la

limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración.

La viscosidad plástica resulta de la fricción mecánica entre:

Sólidos

Sólidos y líquidos

Líquido y líquidos.

FIGURA 9: Embudo de Marsh

Fuente: Schlumberger Oilfield Glosary

2.2.1.1.4 Punto cedente.

El punto cedente se define como una medida de la fuerza de atracción entre las

partículas, bajo condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a

mantener el fluido una vez que entra en movimiento. También se lo puede definir

como la tensión de fluencia extrapolada a una velocidad de corte de cero. El YP

se utiliza para evaluar la capacidad de un lodo de elevar los recortes de

perforación fuera del espacio anular.

El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en

condiciones dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de los

contaminantes solubles como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de

formación.

21

Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente. La floculación se

controla de acuerdo al causante que lo origina. Se usan adelgazantes químicos

cuando es causada por excesos de sólidos arcillosos y agua cuando el fluido se

deshidrata por altas temperaturas.

2.2.1.1.5 Resistencia o Fuerza Gel

La resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y

electroquímica de las moléculas bajo condiciones estáticas. Está relacionada con

la capacidad de suspensión del fluido y se controla, en la misma forma, como se

controla el punto cedente, puesto que la origina el mismo tipo de sólido (reactivo).

La fuerza gel de un fluido de perforación debe ser lo suficientemente baja para:

Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie,

principalmente en la trampa de arena.

Permitir un buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de

circulación.

Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería.

Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido.

2.2.1.1.6 Filtrado API

El filtrado indica la cantidad de líquido que se escapa a través del revoque hacia

las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión

diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores:

Presión

Sólidos

Viscosidad

Temperatura

Tiempo

22

Los sistemas de fluido de perforación deberían estar diseñados para depositar

sobre formaciones permeables un delgado revoque de baja permeabilidad con el

fin de minimizar la invasión de filtrado.

Los posibles problemas relacionados con un grueso revoque en conjunto con

filtración excesiva incluyen: diámetro de pozo reducido, registros de mala calidad,

mayor torque y arrastre, tuberías atascadas, pérdida de circulación, y daños a la

formación.

En las formaciones muy permeables con amplias gargantas porales, el lodo

entero puede invadir la formación, esto depende del tamaño de los sólidos

presentes en el lodo. Para esta situación, es necesario usar agentes puenteantes

para bloquear las aberturas grandes, de manera que los sólidos del lodo puedan

formar un sello.

2.2.1.1.7 Contenido de arena

La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica (2,65 -

2,67). El porcentaje de arena contenida en el fluido de perforación durante la

perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo posible para evitar daños a

los equipos de perforación. La arena es completamente abrasiva y causa daño

considerable a las camisas de las bombas de lodo.

2.2.1.1.8 Porcentaje de sólidos y líquidos.

El porcentaje de sólidos y líquidos se determina con una prueba de retorta. Los

resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el

porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad especifica.

En los fluidos base agua, se pueden conocer los porcentajes de bentonita, arcilla

de formación y sólidos no reactivos de formación.

23

2.2.1.2 Propiedades químicas de un fluido de perforación.

2.2.1.2.1 Potencial hidrógeno (pH)

El potencial del ion hidrógeno indica si el lodo es ácido o básico. La mayoría de

los fluidos base acuosa son alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7.5 a

11.5. Cuando el pH varía de 7.5 a 9.5, el fluido es de bajo pH y cuando varía de

9.5 a 11.5, es de alto pH.

2.2.1.2.2 Dureza

La dureza es causada por uno de los tres cationes divalentes que pueden estar

presentes en el agua, incluyendo el calcio (Ca+2), el magnesio (Mg+2) y el

compuesto ferroso (Fe+2, una forma del hierro). Los iones de dureza se

desarrollan a partir de minerales disueltos, bicarbonato, carbonato, sulfato y

cloruro.

2.2.1.2.3 Cloruros.

Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta

concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua tales

como un incremento de la viscosidad Funnel, viscosidad plástica, punto cedente,

esfuerzo de geles y pérdida de filtrado. Un procedimiento de titulación

normalizado por el API determina cuantitativamente la concentración de Cl- (ion

cloruro) mediante el uso de nitrato de plata como titulante con cromato de potasio

como indicador de punto final.

2.2.1.2.4 Alcalinidad

Es una medida de la cantidad total de iones hidroxilo en una solución, un alto

valor de alcalinidad disminuye la solubilidad, no proporciona un ambiente

favorable para la hidratación de los polímeros y además provoca un aumento del

filtrado. Es determinada mediante la titulación con ácido normalizado. Con los

datos obtenidos de la prueba de alcalinidad se pueden estimar la concentración

de iones hidroxilo OH–, iones carbonato CO3 =, iones bicarbonato HCO3 –,

presentes en el fluido.

24

2.2.1.2.5 MBT

Llamada así por sus siglas en inglés (Methyl Blue Test). Se trata de un ensayo

que determina la cantidad de materiales similares a la arcilla contenidos en un

fluido de perforación a base de agua según la cantidad de colorante azul de

metileno que es absorbido por la muestra. Altas cantidades de MBT son

indicadores de que minerales arcillosos están entrando en el sistema de fluidos de

perforación lo que causa un incremento en las propiedades reológicas, y una

posible floculación del fluido.

2.2.2 Funciones del fluido de perforación

Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de

perforación debe desempeñar, aunque algunas de éstas no sean esenciales en

cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y el control de las presiones de

la formación son funciones sumamente importantes.

Las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes:

Limpieza de los recortes de perforación del pozo.

Controlar la presión de las formaciones.

Suspender y descargar los recortes.

Obturar las formaciones permeables.

Mantener la estabilidad del agujero.

Minimizar los daños al yacimiento.

Enfriar y lubricar la barrena y el conjunto de perforación.

Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la broca.

Asegurar una evaluación adecuada de la formación.

Controlar la corrosión.

Facilitar la cementación y la completación.

Minimizar el impacto al ambiente.

25

2.2.2.1 Limpieza de los recortes de perforación del pozo.

Los recortes de perforación deben ser retirados del fondo del pozo a medida que

son generados por el corte de la broca, para lograr la limpieza del pozo se hace el

fluido de perforación a través de la barrena y dentro de la columna de perforación

por el espacio anular, en este ciclo el fluido cumple la función de transportar los

recortes hasta la superficie.

La remoción de los recortes depende del tamaño, forma y densidad de los

recortes, conjuntamente con la velocidad de generación de estos la cual depende

de la velocidad con la que la broca atraviesa las distintas formaciones (ROP). Se

asegura una buena limpieza del agujero teniendo en cuenta la rotación de la

columna de perforación, la viscosidad, densidad del fluido y la velocidad anular del

fluido de perforación.

2.2.2.2 Controlar la presión de las formaciones.

La segunda función básica del fluido de perforación es controlar las presiones de

la formación para garantizar una operación de perforación segura. A medida que

la perforación del pozo avanza, la presión de las formaciones aumenta debido a la

incidencia de las capas suprayacentes, si las formaciones que están siendo

perforadas contienen fluidos en su interior, la presión a la que estos se encuentran

en estado estático será perturbada, debido a esto los fluidos de la formación

intentaran salir hacia la superficie, venciendo la presión de la columna hidrostática

generada por el fluido de perforación.

Si la presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es igual o superior

a la presión de la formación, los fluidos de la formación no fluirán dentro del pozo

a este principio se lo conoce como mantener un pozo “bajo control”. Por el

contrario si la presión que genera la columna hidrostática es menor a la presión de

las formaciones, sin el control inmediato del peso del lodo se podrían presentar

influjos.

La presión hidrostática también controla los esfuerzos adyacentes al pozo y que

no son ejercidos por los fluidos de la formación. Las fuerzas tectónicas imponen

26

esfuerzos sobre las formaciones y pueden causar la inestabilidad en las paredes

de los pozos, estos esfuerzos tectónicos pueden ser estabilizados equilibrando la

presión hidrostática. La orientación del pozo en los intervalos de alto ángulo y

horizontales puede reducir la estabilidad del agujero, lo cual también se puede

controlar con la presión hidrostática.

El peso de lodo usado para perforar un pozo está limitado por el peso mínimo

necesario para controlar las presiones de la formación y el peso máximo del lodo

que no fracturará la formación.

2.2.2.3 Suspender y descargar los recortes

Un fluido de perforación debe tener la capacidad de suspender los recortes de

perforación tanto en condiciones estáticas como dinámicas, además deben

permitir la fácil remoción de los recortes por parte del equipo de control de sólidos.

Los recortes de perforación que se sedimentan durante condiciones estáticas

pueden causar problemas operacionales como puentes y empaquetamientos, los

cuales pueden producir el atascamiento de la tubería o la pérdida de circulación.

La sedimentación de recortes ocurre con mayor frecuencia bajo condiciones

dinámicas en los pozos de alto ángulo donde el fluido está circulando a bajas

velocidades anulares. El tener altas concentraciones de sólidos de perforación es

perjudicial para muchos aspectos de las operaciones de perforación,

principalmente para la eficiencia de la perforación y la velocidad de penetración

(ROP).

Se debe mantener un equilibrio entre las propiedades del fluido de perforación

que suspenden los recortes y las propiedades que facilitan la remoción de los

recortes.

La suspensión de los recortes requiere fluidos de alta viscosidad pero que a su

vez disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, mientras que el equipo de

remoción de sólidos suele funcionar de mejor manera con fluidos de viscosidad

más baja.

27

Para lograr un control de sólidos eficaz, los sólidos de perforación deben ser

extraídos del fluido de perforación durante la primera circulación proveniente del

pozo. Al ser circulados de nuevo, los recortes se descomponen en partículas más

pequeñas que son más difíciles de retirar. Un simple método para confirmar la

remoción de los sólidos de perforación consiste en comparar el contenido de

arena en el lodo en la línea de flujo y en el tanque de succión.

2.2.2.4 Obturar las formaciones permeables

La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de

formaciones porosas. Cuando la presión de la columna de lodo es mayor que la

presión de la formación, el filtrado invade la formación y un revoque de espesor

pequeño se deposita en la pared del pozo.

Los sistemas de fluido de perforación se diseñan para depositar sobre la

formación un delgado revoque de baja permeabilidad con el fin de limitar la

invasión y perdida de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita

numerosos problemas de perforación y producción evitando posibles daños de

formación.

Según el sistema de fluido de perforación que se use, varios aditivos pueden ser

aplicados para mejorar el revoque, limitando la filtración. Estos incluyen la

bentonita, los polímeros naturales y sintéticos, el asfalto y la gilsonita, y los

aditivos desfloculantes orgánicos.

2.2.2.5 Mantener la estabilidad del agujero.

La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos

(presión y esfuerzo) y químicos. La composición química y las propiedades del

lodo deben combinarse para proporcionar un balance entre la interacción del lodo

y las formaciones.

La inestabilidad del pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación,

causando condiciones de agujero reducido, puentes y relleno durante las

maniobras.

28

En las lutitas, las cuales son el objeto de estudio de este proyecto, si el peso del

lodo es suficiente para equilibrar los esfuerzos de la formación, los pozos son

generalmente estables inicialmente. Pero al usar lodos a base de agua, las

diferencias químicas causan interacciones entre el fluido de perforación y la lutita,

las cuales se pueden hinchar o ablandar.

Varios inhibidores o aditivos químicos pueden ser agregados para facilitar el

control de las interacciones entre el lodo y la lutita. Los sistemas con altos niveles

de calcio, potasio u otros inhibidores químicos son mejores para perforar en

formaciones sensibles al agua. Sales, polímeros, materiales asfálticos, glicoles,

aceites, agentes tensioactivos y otros inhibidores de lutita pueden ser usados en

los fluidos de perforación a base de agua para inhibir el hinchamiento de la lutita e

impedir el derrumbe.

2.2.2.6 Minimizar los daños del yacimiento

La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la producción es

una función muy importante del fluido de perforación. Cualquier reducción de la

porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es considerada

como daño a la formación.

Estos daños pueden producirse como resultado de la obturación causada por el

lodo o los sólidos de perforación, el daño a la formación es generalmente indicado

por la caída de presión que ocurre mientras el pozo está produciendo (diferencial

de presión del yacimiento al pozo).

Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación son

los siguientes:

Invasión a la matriz de la formación por el lodo o los sólidos de perforación,

obturando los poros.

Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del yacimiento,

reduciendo la permeabilidad.

Precipitación de los sólidos como resultado de la incompatibilidad entre el

filtrado y los fluidos de la formación.

29

Formación de una emulsión entre el filtrado y los fluidos de la formación,

limitando la permeabilidad.

2.2.2.7 Enfriar y lubricar la broca y el conjunto de perforación.

Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor

por fricción en la broca y en las zonas donde la sarta de perforación rotatoria roza

contra la tubería de revestimiento y el pozo.

La circulación del fluido de perforación enfría la broca y el conjunto de perforación,

alejando este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo. Además de

enfriar, el fluido de perforación lubrica la sarta de perforación, reduciendo aún más

el calor generado por fricción en las paredes del pozo.

Las brocas, los motores de fondo y los componentes de la sarta de perforación

fallarían más rápidamente si no fuera por los efectos refrigerantes y lubricantes

del fluido de perforación.

2.2.2.8 Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la broca.

La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración

(ROP), mejorando la remoción de recortes a la altura de la broca. Esta energía

también alimenta los motores de fondo que hacen girar la broca, los programas de

hidráulica se basan en el dimensionamiento correcto de las toberas de la broca

para utilizar la potencia disponible de la bomba de lodo a fin de maximizar la caída

de presión en la barrena u optimizar la fuerza de impacto del chorro sobre el fondo

del pozo.

Las pérdidas de presión en la columna de perforación son mayores cuando se

usan fluidos con densidades, viscosidades plásticas y contenidos de sólidos más

altos. Los fluidos de perforación que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de

corte, de bajo contenido de sólidos, o los fluidos que tienen características

reductoras de arrastre, son más eficaces para transmitir la energía hidráulica a las

herramientas de perforación y a la barrena.

30

2.2.2.9 Asegurar una evaluación adecuada de la formación.

La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación

de perforación, especialmente durante la perforación exploratoria. Las

propiedades químicas y físicas del lodo pueden afectar la evaluación de la

formación.

Durante la perforación, técnicos llamados registradores de lodo (Mud Loggers)

controlan la circulación del lodo y de los recortes para detectar indicios de petróleo

y gas. Estos técnicos examinan los recortes para determinar la composición

mineral, la paleontología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos.

Los registros eléctricos con cable son realizados para evaluar la formación con el

fin de obtener información adicional. Estos registros con cable incluyen la

medición de las propiedades eléctricas, sónicas, nucleares y de resonancia

magnética de la formación, para identificar la litología y los fluidos de la formación.

Herramientas de LWD están disponibles para obtener un registro continuo

mientras se perfora el pozo.

Todos estos métodos de evaluación de la formación son afectados por el fluido de

perforación. Por ejemplo, si los recortes se dispersan en el lodo, el geólogo no

tendrá nada que evaluar en la superficie. O si el transporte de los recortes no es

bueno, será difícil para el geólogo determinar la profundidad a la cual los recortes

se originaron. Ciertos registros eléctricos son eficaces en fluidos conductores,

mientras que otros lo son en fluidos no conductores. Las propiedades del fluido de

perforación afectarán la medición de las propiedades de la roca por las

herramientas eléctricas de cable. Los lodos que contienen altas concentraciones

iónicas de potasio perjudican el registro de la radioactividad natural de la

formación.

Para un registro con cable óptimo, el lodo no debe ser demasiado denso y debe

mantener la estabilidad del pozo y suspender cualquier recorte o derrumbes.

Además, el pozo debe mantener el mismo calibre desde la superficie hasta el

fondo, para evitar producir diferentes respuestas al registro o aumentar la

posibilidad de bloqueo de la herramienta.

31

2.2.2.10 Controlar la corrosión.

Los componentes de la sarta de perforación y tubería de revestimiento que están

constantemente en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias

formas de corrosión. Los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de

carbono y sulfuro de hidrógeno pueden causar graves problemas de corrosión,

tanto en la superficie como en el fondo del pozo.

En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función importante

del fluido de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable. Además

de proteger las superficies metálicas contra la corrosión, el fluido de perforación

no debería dañar los componentes de caucho o elastómeros. La aireación del

lodo, formación de espuma y otras condiciones de oxígeno ocluido pueden causar

graves daños en poco tiempo.

Los inhibidores químicos y secuestradores son usados cuando el riesgo de

corrosión es importante. L

El sulfuro de hidrógeno también es mortal para los seres humanos, incluso

después de cortos periodos de exposición y en bajas concentraciones. Cuando se

perfora en ambientes de alto contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de

alto pH, combinados con un producto químico secuestrador de sulfuro, tal como el

cinc.

2.2.2.11 Facilitar la cementación y la completación.

El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de

revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte

las operaciones de completación. La cementación es muy importante para el

aislamiento eficaz de la zona y la completación exitosa del pozo. Durante la

introducción de la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y

minimizar el suabeo y pistoneo, de manera que no se produzca ninguna pérdida

de circulación inducida por las fracturas. Resulta más fácil introducir la tubería de

revestimiento dentro de un pozo liso de calibre uniforme, sin recortes, derrumbes

o puentes. El lodo debería tener un revoque fino y liso. Para que se pueda

cementar correctamente la tubería de revestimiento, todo el lodo debe ser

desplazado por los espaciadores, los fluidos de limpieza y el cemento. El

32

desplazamiento eficaz del lodo requiere que el pozo tenga un calibre casi

uniforme y que el lodo tenga una baja viscosidad y bajas resistencias de gel no

progresivas.

2.2.2.12 Minimizar el impacto al ambiente.

Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser

eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de

bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los

más deseables. La mayoría de los países han establecido reglamentos

ambientales locales para los desechos de fluidos de perforación. Esto se debe

principalmente a las condiciones complejas y cambiantes que existen por todo el

mundo, la ubicación y densidad de las poblaciones humanas, la situación

geográfica local, altos o bajos niveles de precipitación, la proximidad del sitio de

eliminación respecto a las fuentes de agua superficiales y subterráneas, la fauna y

flora local, y otras condiciones. El fluido debe ser debidamente tratado antes de

que se pueda descargar al medio ambiente.

2.2.3 Principales aditivos de un fluido de perforación.

En la formulación de los fluidos base agua o aceite se usan aditivos químicos en

diferentes concentraciones para cumplir funciones específicas.

Para la preparación del fluido hay que tomar en cuenta muchos factores con el fin

de seleccionar el material a mezclar. Entre estos se puede considerar:

Densidad necesaria

Presencia de completación a hoyo desnudo o revestido.

Presencia de gas

Tipos de bomba, tanques, equipos de mezcla

Calidad del agua (dura o blanda), etc.

También es muy importante tomar en consideración el ciclo del fluido, la manera y

orden como se mezcla el material.

Los materiales químicos se agrupan en diferentes categorías y se usan para:

33

Densificar

Viscosificar

Controlar filtrado o pérdida de agua

Controlar reología

Controlar pH

Controlar pérdida de circulación

Lubricar

Modificar la tensión interfacial

Remover sólidos

Estabilizar lutitas

Evitar la corrosión

Controlar bacterias y hongos

Precipitar contaminantes

2.2.3.1 Materiales densificantes

Son materiales no tóxicos ni peligrosos de manejar, que se utilizan para

incrementar la densidad del fluido. De los siguientes minerales, algunos de ellos

se usan con frecuencia como densificantes en los fluidos de perforación.

TABLA 3: Principales materiales densificantes.

Material Fórmula Química Gravedad Especifica

Galena 7.4-7.7

Hematita 4.9-5.3

Magnetita 5.0-5.2

Baritina 4.2-4.5

Siderita 3.7-3.9

Dolomita 2.8-2.9

Calcita 2.6-2.8


Fuente: Fluidos de perforación PDVSA.

34

Existen materiales que se explotan como minerales y se utilizan prácticamente sin

modificación, sin otro procedimiento que su clasificación, secado y molienda.

Ejemplo. Barita.

2.2.3.2 Materiales viscosificantes

Estos productos son agregados a los fluidos para mejorar la habilidad de los

mismos de remover los sólidos perforados y suspender el material densificante,

durante la perforación de un pozo. Entre los materiales más utilizados para

viscosificar los fluidos de perforación están:

TABLA 4: Principales materiales viscosificantes.

Material Componente principal

Arcilla Bentonita

Silicato de Aluminio y Sodio/Calcio

Atapulgita Silicato de Aluminio y Magnesio

Polímeros

CMC Derivado de celulosa

Goma Xántica Derivado de goma Xántica

HEC Derivado de celulosa

Goma Guar Goma de polisacárido


Fuente: Fluidos de perforación PDVSA.

2.2.3.3 Materiales para el control de filtrado

El control de filtrado se lo puede realizar de distintas maneras, entre las más

usadas tenemos:

Desarrollando un revoque impermeable y altamente compresible

Incrementando la viscosidad de la fase líquida.

Disminuyendo la permeabilidad mediante una acción de puenteo.

35

Los materiales más utilizados para controlar filtrado son: bentonita, polímeros

manufacturados, almidones, lignitos, lignosulfonatos y carbonato de calcio (acción

de puenteo).

2.2.3.4 Materiales para controlar reología.

La reología está relacionada con la capacidad de limpieza y suspensión de los

fluidos de perforación. Esta se incrementa con agentes viscosificantes y se

disminuye con adelgazantes químicos o mediante un proceso de dilución. Como

controladores reológicos se utilizan básicamente: lignosulfonatos, lignitos y

adelgazantes poliméricos.

Los lignosulfonatos son compuestos complejos libre de cromo que ofrecen mayor

estabilidad de temperatura que cualquier otro producto químico, Son más

versátiles, los cuales trabajan bien en todos los fluidos de base acuosa y a todos

los niveles de pH. La función principal de los lignosulfonatos es actuar como

adelgazantes químicos cuando hay exceso de sólidos reactivos en el fluido, y su

función secundaria es controlar filtrado y ayudar a estabilizar las condiciones del

fluido a altas temperaturas.

Los lignosulfonatos de bajo peso molecular tienen mayor acción adelgazante que

los de alto peso molecular, pero son menos efectivos en el control del filtrado y

viceversa.

2.2.3.5 Materiales para controlar pH.

Para mantener un rango de pH en el sistema que asegure el máximo desempeño

de los otros aditivos empleados en la formulación del fluido se utilizan aditivos

alcalinos en concentración que varía de acuerdo al pH deseado.

El pH puede variar entre 7.5 y 9.5 para un fluido de bajo pH, y entre 9.5 y 11.5

para un fluido de alto pH, de acuerdo a la exigencia de la perforación.

Entre los materiales suplidores de iones OH- están los siguientes presentados en

la tabla 5:

36

TABLA 5: Principales materiales para controlar pH.

Material Formula

Soda Cáustica

Hidróxido de Potasio

Cal


De estos productos, la soda cáustica es la que se utiliza comúnmente en el campo

para dar y mantener el pH de los fluidos base agua.

2.2.3.6 Materiales para controlar pérdida de circulación.

Estos materiales son utilizados para controlar parcial o totalmente las pérdidas de

fluido que pueden producirse durante la perforación del pozo.

Entre el material usados para controlar la pérdida de circulación tenemos:

Fibra celulósica: este material es muy efectivo para controlar perdida de

circulación en formaciones no productoras, cuando se perfora con fluidos

base agua o base aceite.

El carbonato de calcio: es utilizado en formaciones productoras para

densificar, controlar pérdida de circulación y minimizar filtrado, al actuar

como agente puenteante.

En el mercado existe variedad de materiales usados para controlar la perdida de

circulación, la efectividad del uso de cualquier material dependerá del tamaño de

partícula utilizado. En gargantas de poro de alto diámetro y sin un adecuado

programa de control, existe el riesgo de dañar la formación con el uso de estos

materiales.

37

2.2.3.7 Materiales para dar lubricidad

Se usan aditivos lubricantes para reducir el esfuerzo de torsión (la fricción de

rotación) y la resistencia al avance (la fricción axial) en el pozo, y para lubricar los

rodamientos de la broca. Los materiales lubricantes pueden ser sólidos, tales

como las perlas de plástico, las perlas de vidrio, las cáscaras de nuez y el grafito,

o líquidos, tales como los aceites, los fluidos sintéticos, los glicoles, los aceites

vegetales modificados, los jabones de ácidos grasos y los surfactantes.

Estos productos se incorporan en el revoque o cubriendo las superficies metálicas

de la sarta de tubería con una película protectora, lo cual reduce de una manera

efectiva la fricción mecánica entre la sarta y la pared del hoyo.

2.2.3.8 Materiales surfactantes

Los surfactantes son materiales que tienden a concentrarse en la interfase de dos

medios: sólido / agua, aceite / agua, agua / aire, modificando la tensión interfacial.

Se utilizan en los fluidos de perforación para controlar el grado de emulsificación,

agregación, dispersión, espuma, humectación. Entre los surfactantes más

utilizados en la industria se tienen:

TABLA 6: Principales materiales surfactantes

Interfase Función

Aceite/agua Emulsificante, directo e indirecto

Agua/aire Espumante, antiespumante

Acero/agua Lubricante, inhibidor de corrosión

Acero/arcilla Detergente Arcilla/agua Dispersante

Aceite/arcilla Humectante


2.2.3.9 Materiales para flocular

Durante las operaciones de perforación se generan una gran cantidad de sólidos

que deben ser removidos del sistema de circulación lo antes posible y en forma

eficiente. Existen dos métodos para remover los sólidos no deseados del sistema:

38

el químico que incluye la dilución y la floculación/coagulación y el mecánico que

utiliza equipos mecánicos de control de sólidos.

La floculación se logra mediante la atracción o reemplazo de cargas causadas por

polímeros, mientras que la coagulación es lograda por la modificación de cargas

causada por sales minerales. Con estos dos procesos se logra incrementar el

tamaño de los sólidos coloidales para facilitar su remoción a través de una

centrifuga de altas revoluciones.

Estos materiales encapsulan los sólidos del sistema haciendo más efectiva su

remoción a través de los equipos mecánicos. La remoción de estos sólidos

permite controlar las propiedades reológicas de los fluidos.

Los materiales que se usan con más frecuencia como agentes floculantes son:

Sales

Cal hidratada

Polímeros sintéticos (poliacrilamidas)

Goma guar

Polímeros acrílicos

Yeso

2.2.3.10 Materiales estabilizantes de lutitas

Las arcillas de las lutitas se hidratan y dispersan cuando toman agua,

incrementando considerablemente su volumen y en consecuencia causando el

derrumbe de la formación. Para evitar esto se utilizan aditivos especiales que

inhiben la hidratación y dispersión de las arcillas.

Hay un variado número de productos químicos que se pueden utilizar,

dependiendo de la naturaleza de cada formación para estabilizar formaciones

lutiticas. Entre estos materiales se incluyen los siguientes:

Polímeros sintéticos de alto peso molecular (PHPA)

Asfaltos.

Gilsonitas.

39

Latex.

Carbonato de calcio muy finos

Sales inorgánicas.

Cal /yeso

En el siguiente capítulo se analizara con mayor detalle el comportamiento de los

polímeros como estabilizantes de lutitas.

2.2.3.11 Materiales para controlar la corrosión

Durante el proceso de perforación las sartas de tubería están sujetas a ser

afectadas por agentes corrosivos y sustancias químicas que pueden crear un

potencial eléctrico espontáneo. Entre los agentes oxidantes tenemos el oxígeno y

los gases ácidos (CO2 y H2S). El oxígeno siempre está presente, introduciéndose

en el sistema a través del embudo cuando se mezclan productos químicos y

durante las conexiones de tubería.

Una concentración mínima de oxigeno puede causar una severa corrosión si no

se toman las precauciones necesarias. El mejor método para combatir la

corrosión por oxígeno es minimizar la entrada de aire en la superficie. Si hay

problemas de oxígeno se deben usar secuestradores para poder removerlo de

una manera efectiva. Los agentes más utilizados son sales solubles de sulfito y de

cromato. Si no es posible el uso de los secuestradores se pueden utilizar agentes

que forman una película fina sobre la superficie del acero evitando un contacto

directo entre el acero y el oxígeno.

2.2.3.12 Materiales para controlar bacterias y hongos

Los organismos microscópicos como bacterias, algas y hongos pueden existir en

los Iodos bajo diversas condiciones de pH. Como la mayoría de los fluidos de

perforación contienen materiales orgánicos que son susceptibles a la

degradación, la aplicación de estos productos va a inhibir o eliminar la

reproducción y el crecimiento de bacterias y hongos.

40

Los bactericidas se dividen en dos grandes categorías que son oxidantes y no

oxidantes.

Los no oxidantes son los que se utilizan en los fluidos de perforación. Entre ellos

se hallan los siguientes:

Sulfuros orgánicos

Aminas cuaternarias

Aldehídos

Clorofenoles

2.2.3.13 Materiales para precipitar contaminantes

Los contaminantes afectan las propiedades de los fluidos de perforación cuando

se encuentran en estado de solubilidad. Existen aditivos que se agregan al

sistema con el propósito de remover los componentes solubles mediante una

reacción que los convierten en un precipitado insoluble.

Entre los materiales que comúnmente se usan como precipitantes están:

Cal

Yeso

Bicarbonato de Sodio

Carbonato de Sodio

2.3 FLUIDOS DE PERFORACIÓN USADOS EN EL CAMPO

SHUSHUFINDI.

En el campo Shushufini se usan distintos sistemas de fluidos para cada etapa o

sección en la perforación, para realizar el análisis de cada uno de los sistemas

que se usan actualmente en el campo se dividirá por secciones y además por tipo

de pozo, siendo los pozos tipo S, J, y pozos J de alto desplazamiento (J HD) por

sus siglas en inglés (high displacement). Se estudiaran los pozos más recientes

del año 2014 y parte de los pozos del segundo semestre del año 2013.

41

2.3.1 Sección conductora de 26”.

La sección conductora de pozos del campo Shushufindi tiene una profundidad que

varía entre los 100 pies y 305 pies, con un promedio de 186 pies.

Dentro de este intervalo se atraviesan sedimentos cuaternarios, a menudo se

perforan conglomerados, arenas y arcillas. Existe presencia de cantos rodados,

los cuales son perjudiciales para las operaciones de perforación.

El objetivo principal del sistema de fluidos utilizado para esta sección es el acarreo

de recortes y brindar estabilidad a las paredes del pozo.

Los principales materiales que componen este sistema de fluidos de perforación

se detallan en la tabla 7.

TABLA 7: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección conductora

Sistema de fluidos de perforación para

sección conductora 26”

Materiales Utilizados

Viscosificantes

Antiespumante

Bactericida

Agente Alcalino

Extendedor de bentonita

Fuente: M-I Swaco


A continuación se realiza un análisis de las principales propiedades de este

sistema de fluidos de perforación, para lo cual se tomaran en cuenta los pozos del

año 2013 y 2014. Debido a que la primera sección es vertical para todo tipo de

pozo del campo, no es necesaria una subdivisión.

Entre las principales propiedades tenemos el peso del lodo, en esta sección se

tiene un mínimo de 8.4 y varia hasta un máximo promedio de 9.5 . La

viscosidad plástica varía desde 3 a 8 . Se presenta un valor promedio para

la sección de 5.5 . El punto cedente tiene valores mínimos y máximos

promedios de 4 y 13 , con un valor promedio para la

sección de 9 . Estas y otras propiedades del fluido de perforación

utilizado para esta sección son presentadas en la tabla 8.

42

TABLA 8: Propiedades del fluido de perforación de la sección de superficial de 26”.

Propiedad Mínimo Máximo Promedio Unidad

MW 8,4 9,5 N/A

PV 3 8 5,5

YP 4 13 9

R3 1 7 4,5

R6 3 10 5,5

MBT 4,2 30,3 14,8

Fuente: M-I SWACO


2.3.2 Sección superficial de 16”

En el campo Shushufindi la sección superficial de 16” empieza desde los 185 pies

de profundidad aproximadamente, aunque esta profundidad varía de acuerdo al

diseño de los pozos, en la mayoría de los pozos del campo esta sección se

extiende hasta el tope de la formación Orteguaza, en promedio se encuentra a

5780 pies de profundidad.

Al perforar la sección superficial en el campo Shushufindi se atraviesan

formaciones de cuaternario y terciario entre las formaciones atravesadas

tenemos Chalcana y parte de Orteguaza. La litología encontrada en esta sección

está compuesta por conglomerados, arenas, arcillas y lutitas, además posee

intercalaciones de Anhidrita.

Para el análisis de las propiedades del fluido de perforación en esta sección es

necesaria una subdivisión de estudio basada en los tipos de pozos que se

perforan actualmente en el campo, debido a que los valores de algunas

propiedades del fluido de perforación cambian debido al perfil del pozo.

Los tipos de perfiles de pozo que se perforan en el campo son, tipo S, tipo J

modificado y tipo J HD o de alto desplazamiento, (desplazamiento horizontal

mayor a 4100 pies).

La composición de este sistema de fluidos se detalla en la tabla 9.

43

TABLA 9: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección conductora

Sistema de fluidos de perforación para sección superficial,

16"


Viscosificante (Controlador de Filtrado)

Extendedor de bentonita

Agente alcalino

Dispersante (Controlador de filtrado)

Estabilizador de lutitas

Dispersante (Control de Ca++) Fuente: M-I Swaco


2.3.2.1 Pozos tipo S

El pozo tipo S es llamado así debido al perfil de construcción característico,

empieza de manera vertical y luego tiene una sección de construcción de ángulo,

otra sección tangencial o de desplazamiento y finalmente una sección de caída

para tumbar ángulo, es característico que un pozo tipo S termine de manera

vertical como se puede observar en la figura 10.

FIGURA 10: Pozo tipo S

Elaborado por: Washington López.

Las propiedades del sistema de fluidos de perforación usado en la sección

superficial para los pozos tipo S varían de la siguiente forma: El peso de lodo va

desde un mínimo de 8.7 hasta un máximo de 10.8 ; la viscosidad plástica

44

va desde un mínimo de 2 hasta los 19 , con un valor promedio para la

sección de 10.5 ; los valores de punto cedente van desde 6 a 25 ,

mínimo y máximo respectivamente, con un valor promedio para la sección de 17

, estas y otras propiedades son mostradas en la tabla 10.

TABLA 10: Propiedades del fluido de perforación, sección conductora de 16”, pozos tipo

S


MW 8.7 10.8 N/A

PV 2 19 10.5

YP 6 25 17 R3 2 21 9.6 R6 3 21 11.2

MBT 2.5 59 37 Fuente: M-I SWACO


2.3.2.2 Pozos tipo J modificado

El perfil de un pozo J Modificado consiste en una sección vertical inicial, luego una

sección de construcción seguida de una tangencial, y al final una caída en el

ángulo, la cual no necesariamente tiene que llegar a cero. Un desplazamiento

horizontal inferior a los 4100 pies hace que los pozos J modificado se diferencien

de los pozos J HD en el campo Shushufindi. En la figura 11 se puede observar un

perfil común de pozos J Modificado.

Las propiedades del fluido de perforación no diferencia en gran magnitud a las de

los pozos S, el peso del fluido es la propiedad que se ve más afectada por el

cambio de perfil, varía entre 8.4 y 11.1 ; la viscosidad plástica va desde 2

a 18 , con un valor promedio para la sección igual a 9.8 ; los valores de

las principales propiedades del fluido se presentan en la tabla 11.

45

FIGURA 11: Pozo tipo J Modificado


TABLA 11: Propiedades del fluido de perforación, sección conductora de 16”, pozos tipo S


MW 8.4 11.1 N/A

PV 2 18 9.8 YP 7 24 16.8

R3 3 19 10.5 R6 4 24 12.1

MBT 0.25 60 35.9 Fuente: M-I SWACO


2.3.2.3 Pozos tipo J HD

Los pozos tipo J HD son una variación del tipo de pozo J Modificado, se

construyen de manera similar, pero en la parte final en contraste a los pozos J

Modificado, el ángulo no cae sino que se mantiene la tangente, es por eso que el

resultado es un pozo de alto desplazamiento.

La figura 12 muestra la diferencia entre un pozo J normal y un pozo J HD, la línea

roja representa el perfil de un pozo de alto desplazamiento del campo Shushufindi

con una sección vertical de 4435 pies, mientras que la línea azul representa el

perfil de un pozo J Modificado con un desplazamiento de 2290 pies.

46

FIGURA 12: Pozos J Modificado vs J HD


Debido que es necesario alcanzar un mayor desplazamiento usando el mismo

número de secciones, la profundidad de inicio y fin de la sección de 16” de estos

pozos varía con respecto a los casos anteriores. Esta empieza desde

aproximadamente 226 pies y se extiende hasta la formación Tiyuyacu en algunos

casos, la profundidad alcanzada los 6500 pies.

Las propiedades del fluido de perforación también se ven afectadas por la longitud

de la sección tangencial, el peso del fluido presenta valores de 9 lpg a 11 lpg,

mínimo y máximo respectivamente; la viscosidad plástica varía desde 3 cP a 21

cP; el punto cedente tiene un valor mínimo de 7 y un máximo de 25 lbm/100 .

Estas y otras propiedades importantes se presentan en la tabla 12.

Tabla 12: Propiedades del fluido de perforación, sección conductora de 16”, pozos tipo J HD


MW 9 11 N/A

PV 3 21 11.9

YP 7 25 18.7

R3 2 16 9.9

R6 5 52 11.3

MBT 5 52 36

Fuente: M-I SWACO

47

2.3.3 Sección intermedia, 12 ¼”

La sección intermedia de pozos del campo Shushufindi va desde los 5600 pies de

profundidad aproximadamente, hasta los 9740 pies de profundidad. Esta sección

atraviesa las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y parte de la formación

Napo, generalmente se perfora hasta unos 15 pies dentro de la caliza M-2.

Al perforar esta sección se atraviesan distintos tipos de litología, las más

comunes son: Lutitas, arcillas, Conglomerados con niveles de Chert (Tiyuyacu),

Calizas, y Areniscas.

El objetivo del sistema de fluidos para esta sección es aislar las formaciones

Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y parte de Napo. Se debe considerar perforar

secciones principalmente compuestas de arcillas hidratables y sensitivas con el

tiempo (principalmente Illitas y Esmécticas).

Los agentes inhibidores y está basado en el principio de intercambio catiónico de

las aminas cuaternarias. Adicionalmente, se agregará el K2SO4 (Sulfato de

Potasio) que representa una fuente segura y económica del ión potasio el cual

disminuye el hinchamiento de la arcillas.

También se agregará un encapsular los sólidos perforados para evitar la

dispersión de la arcilla, asegurando un control óptimo del MBT para esta sección.

La composición del fluido de perforación para esta sección se presenta en la tabla

13.

TABLA 13: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección conductora.

Sistema de fluidos de perforación para sección intermedia, 12 1/4"


Modificador reológico

Agente densificante


Inhibidor

Bactericida

Controlador de filtrado

Encapsulante

Surfactante Fuente: M-I SWACO

48

Aunque no en mayor diferencia, las propiedades del fluido de perforación para

esta sección también cambian con respecto al tipo de perfil de pozo. En la

siguiente tabla se resumen las principales propiedades del fluido para cada tipo de

pozo.

TABLA 14: Principales propiedades del fluido de perforación para sección intermedia, 12 ¼”

Propiedad

Tipo de Pozo

Unidad Pozos S Pozos J Pozos J HD

Mínimo

Máximo

Promedio

Mínimo

Máximo

Promedio

Mínimo

Máximo

Promedio

MW 8.9 11.6 N/A 8.9 11 N/A 8.9 11.8 N/A

PV 7 37 18.5 8 26 17.3 9 37 19.4

YP 12 31 21.7 13 30 19.3 13 32 23.8

R3 2 17 7.6 3 11 6.3 4 13 9.2

R6 4 21 9 4 13 8 6 17 10.8

MBT 0.5 22.5 12.8 1.25 25 15.4 5 25 13.9

PHPA 0.3 1.9 1.09 0.8 2 1.24 0.7 1.46 1

INHIBIDOR 0.7 3.47 2.1 1 3 2.3 0.2 4.7 1.5

LUBRICANTE 0.34 3.48 1.72 0.5 2.7 1.35 0.5 2 1.9


Fuente: M-I SWACO

En esta sección se centra el estudio de este proyecto, por lo que en el siguiente

capítulo se analizara con mayor detalle el comportamiento de las arcillas y los

agentes encapsuladores, en este caso polímeros de dos tipos, de alto y bajo peso

molecular. Además se van a probar dos diferentes composiciones de fluidos de

perforación para encapsular los recortes de las formaciones presentes en esta

sección.

En las figuras 13 y 14 podemos observar los valores promedios e cuanto a la

reología y aditivos usados para el control de la estabilidad de las formaciones

presentes en la sección intermedia de pozos del campo. El grafico 1 es una

estadística de los valores de reología para los diferentes tipos de pozo perforados

49

por el consorcio Shushuindi, El grafico 2 presenta las concentraciones promedio

de aditivos usados para el control del pozo, de igual manera se encuentran los

diferentes tipos de pozos.

FIGURA 13: Valores de reología por tipo de pozo.


FIGURA 14: Concentración promedio de aditivos para minimizar problemas con las arcillas.


0

5

10

15

20

25

J J HD S

Tipo de pozo

Valores de reología promedio por tipo de pozo.

Average of PV

Average of YP

Average of R3

Average of R6

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

J J HD S

lbm

/bb

l

Tipo de pozo

Valores promedio de aditivos por tipo de pozo.

Average of LUBRICANTE

Average of PHPA

Average of INHIBIDOR

50

2.3.4 Sección de producción de 8 ½”

La sección de producción de los pozos del campo Shushufindi empieza desde los

9,300 pies y se extiende hasta el miembro inferior de la formación Hollin, el cual

se encuentra en algunos casos a profundidades mayores a los 10,800 pies.

Al perforar esta sección es común atravesar por capas de lutitas, calizas, y

areniscas. Estas últimas corresponden a las formaciones de interés productivo, en

el campo Shushufindi los objetivos principales son la arenisca U inferior y T

inferior.

El objetivo del sistema de fluidos para esta sección es cubrir y aislar las

potenciales arenas productoras: U y T. El sistema considerado para esta sección

busca un adecuado puenteo para así evitar la migración de solidos o cualquier

tipo de agente dañino dentro de los poros de la formación, para así minimizar el

daño y garantizar la producción de hidrocarburos del pozo.

Desde el inicio de la perforación en este intervalo es necesario adicionar

Carbonato de Calcio de diferente granulometría como material de puenteo y

densificante, con el fin de garantizar un sello efectivo frente a las arenas

perforadas y minimizar el riesgo de pega diferencial. Los principales agentes que

componen el fluido de perforación para esta sección se presentan resumidos en la

tabla 15.

TABLA 15: Componentes del sistema de fluidos de perforación, sección de producción

Sistema de fluidos de perforación para sección

de producción, 8 1/2"


Modificador reológico

Controlador de filtrado

Inhibidor de lutitas

Lubricante

Agente puenteante



51

Las propiedades del fluido de perforación para esta sección pueden ser diferentes

debido al tipo de perfil o la profundidad total de los pozos, a continuación se

presenta las principales propiedades del fluido separadas por tipo de pozo.

TABLA 16: Principales propiedades del fluido de perforación para sección de producción, 8 ½”

Propiedad

Tipo de Pozo

Unidad Pozos S Pozos J Pozos J HD

Mínimo Máximo Promedio Mínimo Máximo Promedio Mínimo Máximo Promedio

MW 8.3 9.7 N/A 8.3 10 N/A 8.3 9.5 N/A

PV 13 30 19.8 11 26 19.7 11 25 14.19

YP 20 38 31.6 18 37 31.5 26 34 30.7

R3 5 16 9.7 6 16 10.3 8 14 8.9

R6 6 19 11.2 7 18 12.8 9 18 11.3

MBT 1.25 5 3.3 0.5 5 2.8 1.25 3.75 2.55

LUBRICANTE 0.5 1.2 1.1 0.5 2.5 2.15 0.5 0.5 0.5

FILTRADO API 4.4 4.9 4.8 4.2 5.4 5.6 4.6 5 4.7

INHIBIDOR 1 2.6 1.15 0.5 2 1.27 1.2 1.3 1.27


Fuente: M-I SWACO

Una propiedad importante y que necesita ser controlada constantemente en esta

sección es el filtrado API, lo ideal es mantener el filtrado en menos de 5

, para evitar tener invasión excesiva del fluido a la formación y futuros

daños.

52

CAPÍTULO 3

ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE POLÍMEROS DE

ALTO Y BAJO PESO MOLECULAR.

3.1 INTRODUCCIÓN

En el presente capítulo se analizara las principales propiedades de los polímeros

que son usados como agentes encapsuladores para este estudio. Pero, antes de

conocer cómo actúa el polímero para evitar la dispersión de las arcillas es

necesario un conocimiento de la naturaleza de las arcillas, sus principales

estructuras y el tipo de arcilla más comunes, las cuales representan un problema

el momento de la perforación

El objetivo de este proyecto es estudiar el desempeño de dos tipos de polímeros

encapsuladores, es por eso que se realizara una comparación entre las

propiedades de los polímeros de alto y bajo peso molecular.

3.2 QUÍMICA DE ARCILLAS

Para un ingeniero de fluidos de perforación es muy importante el conocimiento de

la química de arcillas. La arcilla puede ser agregada de manera intencional al

sistema de fluidos, o puede entrar en el fluido como un contaminante importante

mediante la dispersión de los sólidos de perforación (recortes). Al ingresar al

sistema, la arcilla se convierte en una parte activa, por este motivo, es necesario

entender la química básica de las arcillas para controlar correctamente los fluidos

de perforación base agua. La química de las arcillas también es importante en lo

que se refiere a las interacciones moleculares que existen entre los lodos base

agua y las lutitas, que afectan la estabilidad del pozo.

Arcilla es un término amplio que se usa comúnmente para describir los

sedimentos, suelos o rocas compuestas de partículas minerales y materia

53

orgánica de granos extremadamente finos, partículas que tienen un diámetro

inferior a 2 micrones, las cuales incluyen la mayoría de los minerales arcillosos.

Los minerales arcillosos son minerales de silicato alumínico que tienen

microestructuras bien definidas. En la clasificación mineralógica, los minerales

arcillosos están clasificados como silicatos estratificados porque la estructura

dominante se compone de camas formadas por capas de sílice y alúmina.

Cada capa consta de una estructura laminar y delgada, llamada capa unitaria. La

mayoría de los minerales arcillosos tienen una morfología laminar. Según las

unidades repetidas de la estructura, los minerales arcillosos también se pueden

clasificar de acuerdo a la relación de capas de sílice a capas de alúmina, tal como

1:1, 2:1 y 2:2, además de si estos minerales arcillosos son estratificados o en

forma de aguja.

En la industria de fluidos de perforación, ciertos minerales arcillosos tales como la

esmectita, uno de los principales componentes de la bentonita, son usados para

proporcionar viscosidad, estructura de gel y control de filtrado.

Las arcillas de la formación se incorporan inevitablemente en el sistema de fluido

de perforación durante las operaciones de perforación y pueden causar varios

problemas.

Debido a sus pequeños tamaños de partículas, las arcillas y los minerales

arcillosos son analizados con técnicas especiales tales como la difracción de

rayos X, la absorción infrarroja y la microscopia electrónica.

3.2.1 PROPIEDADES DE LAS ARCILLAS

La Capacidad de Intercambio Catiónico (CEC), la adsorción de agua y el área

superficial son algunas de las propiedades de los minerales arcillosos que suelen

ser determinadas para lograr una mejor caracterización de los minerales arcillosos

y minimizar los problemas de perforación.

54

3.2.1.1 Capacidad de intercambio catiónico

Los cationes compensadores que se adsorben en la superficie de la capa unitaria

pueden ser cambiados por otros cationes y se llaman los cationes intercambiables

de la arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la arcilla es medida y

registrada como la CEC (capacidad de intercambio catiónico). La CEC está

expresada en miliequivalentes por 100 g de arcilla seca (meq/100 g).

En la tabla 17 podemos observar las capacidades de intercambio catiónico de

algunos tipos de arcillas.

TABLA 17: CEC de las principales arcillas.

Arcilla CEC Unidad

Montmorillonita 80-150

Ilitas 10-40

Cloritas 10-40

Kaolinitas 3-10


Fuente: M-I SWACO

La Prueba de Azul de Metileno (MBT) es un indicador de la CEC aparente de una

arcilla. Cuando se realiza esta prueba sobre un lodo, se mide la capacidad total de

intercambio de azul de metileno de todos los minerales arcillosos presentes en el

lodo. Normalmente se registra la Capacidad de Azul de Metileno (MBC) como

cantidad equivalente de bentonita de Wyoming requerida para obtener esta misma

capacidad.

Es importante notar que la prueba no indica directamente la cantidad de bentonita

presente. Sin embargo, la cantidad aproximada de bentonita y sólidos en el lodo

puede ser calculada basándose en el hecho de que los sólidos de perforación

normales tienen una CEC equivalente a 1/9 de la CEC de la bentonita, y si se

calcula la cantidad de sólidos de perforación presentes en el lodo a partir de un

análisis de retorta. Este cálculo aproximado de la cantidad de bentonita añadida y

sólidos de perforación, puede ser más preciso cuando se mide la (MBC) de los

55

recortes de perforación. Este procedimiento puede ser útil para evaluar la cantidad

y la calidad de las arcillas en el lodo.

Para hacerse una idea de los cationes que reemplazarán a otros cationes en las

posiciones de intercambio, se acepta generalmente la siguiente secuencia,

disponiéndola en orden de preferencia decreciente:

Es decir que cualquier catión a la izquierda reemplazará a cualquier catión

ubicado a su derecha.

La concentración relativa de cada catión también afecta esta preferencia de

intercambio catiónico. Aunque resulte más difícil reemplazar el calcio que el sodio,

si la concentración iónica de es considerablemente más alta que la

concentración de , el sodio desplazará al calcio. El intercambio catiónico

puede resultar de un cambio de temperatura visto que muchos compuestos tienen

diferentes relaciones de solubilidad a temperatura.

3.2.1.2 Hidratación de las arcillas

El cristal de bentonita se compone de tres capas: una capa de alúmina con una

capa de sílice encima y otra debajo. La laminilla de arcilla está cargada

negativamente y una nube de cationes está relacionada con ésta. Si un gran

número de estos cationes son sodio, la arcilla será frecuentemente llamada

montmorillonita sódica. Si los cationes son principalmente calcio, la arcilla será

llamada montmorillonita cálcica. Según el número de cationes presentes, el

espacio entre capas de la montmorillonita seca estará comprendido entre 9,8

(sodio) y 12,1 Å2 (calcio) y lleno de agua fuertemente ligada. Cuando la arcilla

seca entra en contacto con agua dulce, el espacio entre capas se expande y la

arcilla adsorbe una gran “envoltura” de agua.

Estos dos fenómenos permiten que las arcillas generen viscosidad. Como lo

indica la Figura 15, las bentonitas a base de calcio sólo se expanden hasta 17 Å,

2 Unidad de longitud empleada principalmente para expresar longitudes de onda, distancias moleculares y

atómicas. 1 Å=

56

mientras que la bentonita sódica se expande hasta 40 Å. El espesor de la película

de agua adsorbida es controlado por el tipo y la cantidad de cationes asociados

con la arcilla.

El agua que se adsorbe en las grandes superficies planares contiene la mayor

parte del agua total retenida por las arcillas hidratables. Los cationes divalentes

como y aumentan la fuerza de atracción entre las laminillas,

reduciendo así la cantidad de agua que se puede adsorber. Los cationes

monovalentes como producen una fuerza de atracción más débil,

permitiendo que más agua penetre entre las laminillas.

FIGURA 15: Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y sódica.

Fuente: Manual de fluidos de perforación API.

Como la bentonita sódica se hincha cuatro veces más que la bentonita cálcica, la

bentonita sódica generará una viscosidad cuatro veces más importante Además

de adsorber el agua y los cationes en las superficies exteriores, la esmectita

absorbe agua y cationes en las superficies entre las capas de su estructura

cristalina.

57

La esmectita tiene una capacidad de adsorción de agua mucho más grande que

otros minerales arcillosos. La capacidad de adsorber agua, la cantidad de

cationes intercambiables (CEC) y el área superficial son fenómenos muy

relacionados entre sí que a veces son llamados propiedades coligativas de la

arcilla.

Estas propiedades coligativas son básicamente medidas de la reactividad de la

arcilla. La esmectita es claramente mucho más reactiva que otros materiales

minerales arcillosos. Las lutitas que contienen esmectita son las más sensibles al

agua y las más hidratables. Las lutitas que contienen otros minerales arcillosos

tienen una menor capacidad de hidratación, aunque puedan ser sensibles al agua.

La mayoría de las lutitas contienen varios tipos de arcillas en cantidades variables.

La reactividad de una lutita depende de los tipos y de las cantidades de minerales

arcillosos presentes en la lutita. Muchas veces, la CEC constituye una mejor

medida de la reactividad de la arcilla que el análisis mineralógico deducido del

análisis de difracción de rayos X.

3.2.1.3 Área superficial

El área superficial de una arcilla se define como la suma del área de la superficie

externa más el área de la superficie interna de las partículas constituyentes, por

unidad de masa, expresada en . Las áreas superficiales de las principales

arcillas se presentan en la tabla 18.

TABLA 18: Superficies específicas de algunas arcillas.

Tipo de arcilla Área superficial

Caolinita de elevada cristalinidad

hasta 15

Caolinita de baja cristalinidad hasta 50

Halloisita hasta 60

Ilita hasta 50

Montmorillonita 80-300

Sepiolita 100-200 Elaborado por: Washington López

Fuente: www.uclm.es

58

3.2.2 TIPOS DE ARCILLAS

Existe un gran número de minerales arcillosos, pero los que nos interesan en

relación con los fluidos de perforación pueden ser clasificados en tres tipos.

El primer tipo consta de arcillas en forma de aguja no hinchables como la

atapulguita o la sepiolita. Se cree que la forma de las partículas es responsable de

la capacidad que la arcilla tiene para aumentar la viscosidad.

El tamaño natural de cristales finos y la forma de aguja hacen que la arcilla

desarrolle una estructura de “escobillas amontonadas” en suspensión,

demostrando así una alta estabilidad coloidal, incluso en la presencia de una alta

concentración de electrolitos.

Debido a su forma y a sus características no hinchables, estas arcillas

demuestran un control de filtración muy débil. Por este motivo, la atapulguita se

usa principalmente como mejorador de viscosidad en los lodos base agua salada,

mientras que la sepiolita se usa generalmente como viscosificador suplementario

para los fluidos geotérmicos y de alta temperatura. Estas arcillas no están casi

nunca presentes en las lutitas de las formaciones.

El segundo tipo son las arcillas laminares no hinchables (o ligeramente

hinchables): ilita, clorita y kaolinita, las cuales están descritas más adelante.

El tercer tipo son las montmorillonitas laminares muy hinchables.

El segundo y el tercer tipo de minerales arcillosos se encuentran en las lutitas de

las formaciones, en el orden siguiente y en cantidades decrecientes:

1. Ilita

2. Clorita

3. Montmorillonita

4. Kaolinita.

Como están presentes en las formaciones perforadas, estas arcillas se dispersan

en cantidades variables dentro del sistema de fluido de perforación. La

montmorillonita presente en las lutitas es generalmente la montmorillonita cálcica,

59

porque está en equilibrio con el agua de la formación, la cual es generalmente rica

en calcio.

La montmorillonita sódica también se añade normalmente a un lodo para

aumentar la viscosidad y reducir el filtrado. Las propiedades de filtración y

reológicas del lodo dependen de las cantidades de las diferentes arcillas

contenidas en el lodo. Como la montmorillonita es añadida intencionalmente a un

lodo para controlar estas propiedades, los otros tipos de arcillas pueden ser

considerados como contaminantes, visto que no son tan eficaces como una arcilla

comercial.

La arcilla que existe naturalmente tiene una estructura apilada o estratificada, en

la cual cada capa unitaria tiene un espesor de aproximadamente 10 (Å). Cada

capa de arcillas es altamente flexible, muy fina, y tiene un área superficial enorme.

Un gramo de montmorillonita sódica tiene un área superficial de capa total de

8073 pies2 (750 ).

En agua dulce, las capas adsorben el agua y se hinchan hasta el punto en que las

fuerzas que las mantienen unidas se debilitan y las capas individuales pueden

separarse de los paquetes. La separación de estos paquetes en múltiples capas

se llama dispersión.

Este aumento del número de partículas, junto con el aumento resultante del área

superficial, causa el espesamiento de la suspensión. La Figura 16 es una

fotomicrografía real de una partícula de bentonita. Nótese que se parece a una

baraja de cartas abierta en abanico. Se puede observar que varias de las

partículas laminares se traslapan lo cual es tan importante para el control de

filtrado.

Las arcillas son generalmente del tipo de dos capas como la kaolinita o del tipo de

tres capas como la montmorillonita, la clorita o la ilita.

Cada partícula de arcilla laminar se compone de un apilamiento de capas unitarias

paralelas. Cada capa unitaria consta de una combinación de hojas de sílice

dispuestas tetraédricamente (en pirámide) y hojas de alúmina o magnesia

dispuestas octaédricamente (ocho caras).

60

FIGURA 16: Fotomicrografía de partículas de bentonita.

Fuente: Manual de fluidos de perforación API

Las arcillas de tres capas se componen de capas unitarias constituidas por dos

hojas tetraédricas de cada lado de una hoja octaédrica, en cierto modo como un

emparedado como se ve en la Figura 17.

FIGURA 17: Partícula de montmorillonita idealizada.


Las arcillas de dos capas se componen de capas unitarias constituidas por una

hoja tetraédrica y una hoja octaédrica. Las arcillas pueden ser eléctricamente

neutras o estar cargadas negativamente. Por ejemplo, la pirofilita, una arcilla

neutra, como aparece en la Figura 18, es similar a la montmorillonita cargada

negativamente.

61

FIGURA 18: Pirofilita eléctricamente neutra.


3.2.2.1 Arcillas montmorilloníticas (arcillas de tres capas)

Si se sustituye un átomo de aluminio (Al3+) por un solo átomo de magnesio

(Mg2+) en la estructura reticular (disposición de los átomos), ésta tendrá un

electrón excedente o una carga negativa como se puede ver en la figura 19. La

carga negativa neta es compensada por la adsorción de cationes (iones positivos)

en las superficies de la capa unitaria, tanto en las superficies interiores como en

las superficies exteriores del apilamiento.

FIGURA 19: Sustitución de Al3+ por Mg2+ causando una partícula cargada negativamente.


Los cationes que se adsorben en las superficies de las capas unitarias pueden ser

cambiados por otros cationes y se llaman los cationes intercambiables de la

arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la arcilla se mide y se registra

como capacidad de intercambio catiónico (CEC). El catión puede ser un ion de

62

simple carga como el sodio (Na+) o un ion de doble carga como el calcio (Ca2+) o

el magnesio (Mg2+). De este modo, tenemos montmorillonita sódica,

montmorillonita cálcica y/o montmorillonita magnésica.

Aunque la bentonita de Wyoming esté generalmente definida como

montmorillonita sódica, el calcio y el magnesio intercambiables pueden constituir

de 35 a 67% de la capacidad total de intercambio.

La propiedad más típica de las montmorillonitas es la capacidad de hinchamiento

entre capas (hidratación) con el agua. Además de la sustitución del aluminio

(Al3+) por el magnesio (Mg2+) en la red de montmorillonita, muchas otras

sustituciones pueden ser realizadas. Por lo tanto, el nombre montmorillonita se

usa frecuentemente como nombre de grupo que incluye muchas estructuras

minerales específicas.

Sin embargo, en los últimos años, se ha aceptado cada vez más el nombre

esmectita como nombre de grupo, reservando el término montmorillonita para los

miembros predominantemente aluminosos del grupo. Este grupo de minerales

incluye la montmorillonita, la hectorita, la saponita, la nontronita y otros minerales

específicos.

3.2.2.2 Ilitas (arcillas de tres capas)

Las ilitas tienen la misma estructura básica que las montmorillonitas, pero no

muestran la capacidad de hinchamiento entre capas. En vez de la sustitución de

Al3+ por Mg2+ como en la montmorillonita, la ilita tiene una sustitución de Si4+

por Al3+, lo cual aún produce una carga negativa. Los cationes compensadores

son principalmente el ion potasio (K). La carga negativa neta de la red que resulta

de estas sustituciones, mediante los iones potasio compensador, es generalmente

mayor que la carga de la montmorillonita, pudiendo ser hasta una vez y media

más grande que ésta.

El espacio entre las capas unitarias es de 2,8 Å. El diámetro iónico de K+ es de

2,66 Å. Esto permite que el K+ encaje perfectamente entre las capas unitarias,

formando un enlace que impide el hinchamiento en la presencia de agua. Como

63

las capas unitarias no se hinchan ni se separan al ser expuestas al agua, los

iones potasio (K+) presentes entre las capas unitarias no están disponibles para el

intercambio.

Sólo los iones potasio que se encuentran en las superficies exteriores pueden ser

cambiados por otros cationes. Entre los minerales arcillosos 2:1, la esmectita, ilita,

y capas mixtas de ilita y esmectita son encontradas durante la perforación de

formaciones de lutita, causando frecuentemente distintos problemas relacionados

con la estabilidad del pozo y el mantenimiento del fluido de perforación.

La naturaleza problemática de estos minerales arcillosos puede estar relacionada

con los cationes débilmente enlazados entre las capas y las cargas débiles de las

capas que producen el hinchamiento y la dispersión al entrar en contacto con el

agua.

3.2.2.3 Cloritas (arcillas de tres capas)

Las cloritas están estructuralmente relacionadas con las arcillas de tres capas.

Las cloritas no se hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que hinchen

ligeramente al ser modificadas. En estas arcillas, los cationes compensadores de

carga entre las capas unitarias de tipo montmorillonita son reemplazados por una

capa de hidróxido de magnesio octaédrico, o brucita. Esta capa tiene una carga

positiva neta debido a la sustitución de ciertos Mg2+ por Al3+ en la capa de

brucita.

Las cloritas se encuentran frecuentemente en antiguos sedimentos marinos

enterrados a grandes profundidades, y normalmente no causan ningún problema

importante a menos que estén presentes en grandes cantidades. La capacidad de

intercambio catiónico de la clorita varía de 10 a 20 meq/100 g, principalmente

debido a los enlaces rotos. La distancia entre capas del clorita suele ser de

aproximadamente 14 Å. La clorita también puede formar arcillas de capas mixtas

con otros minerales arcillosos tales como la esmectita. La arcilla resultante de

capas mixtas tendría las propiedades de ambos tipos de minerales arcillosos.

64

3.2.2.4 Kaolinitas (arcillas de dos capas)

La kaolinita es una arcilla no hinchable cuyas capas unitarias están fuertemente

ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula,

porque el agua no es capaz de penetrar en las capas. La kaolinita no contiene

cationes entre capas ni tiene cargas superficiales porque no se produce casi

ninguna sustitución en las hojas tetraédricas u octaédricas. Sin embargo, algunas

pequeñas cargas pueden resultar de los enlaces rotos o las impurezas. Por lo

tanto, la kaolinita tiene una capacidad de intercambio catiónico relativamente baja

(de 5 a 15 meq/100 g). La kaolinita se encuentra comúnmente como componente

menor a moderado (5 a 20%) de las rocas sedimentarias tales como las lutitas y

las areniscas. La tabla 19 contiene un resumen de los minerales arcillosos y la

figura 20 presenta una comparación esquemática de las diferentes estructuras de

las arcillas.

FIGURA 20: Comparación de estructuras de arcillas


65

TABLA 19: Arcillas comunes

Grupo Estructura Carga Catión de

intercambio Distancia

interatómica (Å ) Hinchamiento

Kaolinita Capa 1:1 Nula Ninguno 7.2 Ninguno

Talco Capa 2:1 Nula Ninguno 9.3 Ninguno

Esmectita Capa 2:1 0.3-0.6 Na+, Ca+, K+, Mg++ 11-15 Variable

Vermiculita Capa 2:1 1.0-4.0 K+, Mg++ 14-15 Variable

Ilita Capa 2:1 1.3-2.0 K+ 10 Nulo

Mica Capa 2:1 2 K+ 10 Ninguno

Chlorita Capa 2:2 Variable Capa de brucita 14 Nulo

Sepiolita Cadena

2:1 Nula Ninguno 12 Nulo


3.2.3 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA.

Además de conocer la cantidad y calidad de las arcillas de un lodo, se requiere

conocer el estado de asociación de las partículas de arcilla. Los distintos procesos

de enlace de las partículas de arcilla son importantes para la reología de las

suspensiones de arcilla. Estos procesos de enlace deben ser comprendidos para

entender y controlar los cambios reológicos en los fluidos de perforación.

Las partículas laminares finas y planas de arcilla tienen dos superficies diferentes.

La cara grande o superficie planar está cargada negativamente y la superficie fina

del borde está cargada positivamente donde se interrumpe la red y se expone la

superficie del enlace roto. Estas cargas eléctricas y los cationes intercambiables

crean alrededor de las partículas de arcilla un campo de fuerzas eléctricas que

determina la manera en que dichas partículas interactúan las unas con las otras.

Si los iones intercambiables se disocian de la superficie de la arcilla, la fuerza

repulsiva entre las láminas cargadas negativamente es grande y las láminas se

dispersarán, alejándose las unas de las otras. La dispersión completa es rara y es

probable que sólo pueda ocurrir en suspensiones diluidas de montmorillonita

sódica purificada. En general se produce un cierto grado de enlaces entre las

partículas. Las partículas de arcilla se asocian cuando están en uno de los

siguientes estados: agregación, dispersión, floculación o desfloculación como se

66

puede ver en la figura 21. Pueden estar en uno o varios estados de asociación al

mismo tiempo, con un estado de asociación predominando.

FIGURA 21: Asociación de las arcillas.


La agregación (enlace de cara a cara) resulta en la formación de láminas o

paquetes más gruesos. Esto reduce el número de partículas y causa una

reducción de la viscosidad plástica. La agregación puede ser causada por la

introducción de cationes divalentes, tales como , en el fluido de perforación.

Esto podría resultar de la adición de cal o yeso, o de la perforación de anhidrita o

cemento. Después del aumento inicial, la viscosidad disminuirá con el tiempo y la

temperatura, hasta llegar a un valor inferior al valor inicial.

La dispersión, reacción contraria a la agregación, resulta en un mayor número de

partículas y viscosidades plásticas más altas. Las laminillas de arcilla son

normalmente agregadas antes de ser hidratadas y cierta dispersión ocurre a

medida que se hidratan. El grado de dispersión depende del contenido de

electrolitos en el agua, del tiempo, de la temperatura, de los cationes

intercambiables en la arcilla y de la concentración de arcilla. La dispersión es más

importante cuando la salinidad es más baja, los tiempos más altos, las

temperaturas más altas y la dureza más baja. Incluso la bentonita de Wyoming no

se dispersa totalmente en agua a la temperatura ambiente.

La floculación se refiere a la asociación de borde a borde y/o borde a cara de las

partículas, resultando en la formación de una estructura similar a un “castillo de

naipes”. Esto causa un aumento de la viscosidad, gelificación y filtrado. La

67

severidad de este aumento depende de las fuerzas que actúan sobre las

partículas enlazadas y del número de partículas disponibles para ser enlazadas.

Cualquier cosa que aumenta las fuerzas repulsivas entre las partículas o causa la

contracción de la película de agua adsorbida, tal como la adición de cationes

divalentes o las temperaturas elevadas, puede fomentar la floculación.

La desfloculación es la disociación de las partículas floculadas. La adición de

ciertos productos químicos al lodo neutraliza las cargas electroquímicas en las

arcillas. Esto elimina la atracción que resulta del enlace borde a borde y/o borde a

cara entre las partículas de arcilla. Como la desfloculación causa una reducción

de la viscosidad, los productos químicos desfloculantes son frecuentemente

llamados diluyentes de lodo. La desfloculación también permite la disposición

plana de las partículas de arcilla en el revoque para reducir el filtrado.

3.3 INTRODUCCIÓN A LOS POLÍMEROS

En la naturaleza existen moléculas enormes llamadas macromoléculas. Estas

moléculas están formadas por cientos de miles de átomos por lo que sus pesos

moleculares son muy elevados.

Las pequeñas moléculas que se combinan entre sí mediante un proceso químico,

llamado reacción de polimerización, para formar el polímero se denominan

monómeras. La unión de todas estas pequeñas moléculas dan lugar a una

estructura de constitución repetitiva en el polímero y la unidad que se repite

regularmente a lo largo de toda la molécula, se conoce con el nombre de unidad

constitucional repetitiva (ucr) o unidad monomérica.

La longitud de la cadena del polímero viene determinada por el número de ucr que

se repiten en la cadena. Esto se llama grado de polimerización (X), y su peso

molecular viene dado por el peso de la unidad constitucional repetitiva

multiplicado por el grado de polimerización.

En un determinado polímero, si todas las unidades estructurales son idénticas

este se llama homopolímero, pero si este procede de dos o más monómeros

recibe el nombre de copolímero.

68

3.3.1 ESTRUCTURA DE LOS POLIMEROS.

El polietileno de alta densidad (HPDE), llamado inicialmente polietileno de baja

presión , como otros alcanos , puede utilizarse para

ilustrar la estructura de los polímeros. Al igual que en la química orgánica básica,

se pueden entender casi todos los compuestos orgánicos más complejos, si se

entiende la química de los compuestos más sencillos, es decir la química de los

alcanos.

El polietileno o la parafina son moléculas de cadena lineal que está constituida por

átomos de carbono concatenados unidos mediante enlaces covalentes. Los

átomos de carbono en todos los alcanos se unen entre sí con ángulos de enlace

tetraédricos característicos de aproximadamente 109.5 grados.

Aunque los alcanos se conozcan como cadenas rectas normales o lineales,

debido a los ángulos de enlace característicos las cadenas en realidad tienen

forma de zigzag. Como se puede observar en la figura 22, se representa una

estructura simulada y ampliada del HDPE, debido a la rotación de los enlaces de

carbono, estas cadenas rara vez se presentan extendidas.

FIGURA 22: Estructura simulada del polietileno de alta densidad y el decano

Fuente: Raimond B. Seymour, Introducción a la química de los polímeros.

69

Tanto los polímeros lineales como los ramificados son termoplásticos. Sin

embargo los polímeros con enlaces cruzados tridimensionales o de red son

polímeros termoestables. La figura 23 muestra la densidad de enlaces cruzados la

cual puede variar en densidad.

FIGURA 23: Fórmulas de esqueleto estructural de un polímero lineal, y polímeros reticulares de enlaces cruzados.

Fuente: Raimond B. Seymour, Introducción a la química de los polímeros.

3.3.2 REOLOGÍA Y SOLUBILIDAD

Los polímeros se denominan materiales visco elásticos porque poseen las

propiedades tanto de los sólidos como de los líquidos, las propiedades físicas de

los polímeros, incluyendo los valores de temperatura están relacionados con la

fuerza de los enlaces covalentes.

La disolución de un polímero es un proceso lento que se da en dos fases.

Primero, las moléculas del disolvente se difunden lentamente dentro del polímero

produciendo un gel hinchado. En caso de tener grandes fuerzas intermoleculares

polímero-polímero debido a enlaces reticulados, cristalinidad o enlaces fuertes de

hidrogeno, la segunda fase puede no darse, pero si estas fuerzas pueden ser

superadas, la segunda fase, en ella el gel se desintegra o dispersa gradualmente

en una verdadera disolución, solo esta fase puede acelerarse intensamente por

agitación.

70

3.3.3 PESO MOLECULAR Y TAMAÑO MOLECULAR

Como pudimos ver anteriormente el tamaño de una molécula polimérica está

descrito directamente por el número de monómeros que la componen (n),

conocido también como grado de polimerización. Operacionalmente es de mayor

uso la masa molecular relativa (RMM, por sus siglas en inglés). Este término no

tiene unidades ya que es una relación de masas y se define de la siguiente

manera.

Por ejemplo, una molécula de polietileno , con grado de

polimerización tiene la siguiente RMM.

Ya que la masa molecular de un átomo de carbono es de 12.0011 g/mol, el divisor

de esta fracción se aproxima a 1 (1.0001); por lo que numéricamente RMM y la

masa molecular de la molécula (Mi) son iguales y difieren solamente en sus

unidades.

Las reacciones de polimerización ocurren en centésimas de segundo y no son

perfectas, por lo que es imposible garantizar que todas las moléculas tengan el

mismo grado de polimerización y por ende la misma RMM. Es por esto que en los

materiales plásticos no se habla de un valor estricto de masa molecular si no de

una distribución de masas o pesos moleculares.

Si consideramos un espécimen de material, cuya masa total es W gramos,

encontraríamos que está compuesto por fracciones de moléculas con diferentes

masas moleculares relativas.

Si sumamos la masa de todas las moléculas con igual RMM, y la denotamos

como la fracción i-ésima, y la graficamos con respecto a la RMM, tenemos una

distribución de masas moleculares en la cual la masa de la fracción i-ésima es wi.

Como se puede observar en el siguiente figura.

71

FIGURA 24: Grafica de distribución de masas moleculares.

Fuente: http://docencia.udea.edu.co/

La distribución de masas moleculares se describe como una serie de fracciones

espaciadas estrechamente. La i-ésima fracción, de la cual el espécimen contiene

una masa wi, es de masa molecular relativa Mí.

Se han definido dos parámetros para promediar la masa molecular de los

polímeros, estos son:

3.3.3.1 Masa molecular promedio en número,

Se definida como:

En donde ni es el número de moléculas, o moles, que componen la fracción i-

ésima. Puede apreciarse que es un promedio aritmético, pues se divide la

masa total del espécimen sobre el número de moléculas que lo componen. Es

decir, nos ofrece una idea del valor central de la distribución.

72

3.3.3.2 Masa molecular promedio en peso,

Se define como:

Podemos observar que este valor se obtiene de multiplicar la masa molecular de

cada una de las fracciones presentes por su respectiva proporción respecto a la

masa total del espécimen. Por lo que nos indica qué valor de masa molecular

predomina en el espécimen, ya sea por su contenido o por su tamaño (Mi).

Teniendo en cuenta que la masa de la i-ésima fracción es

Podemos rescribir así

De la ecuación anterior puede notarse que es muy sensitivo a la presencia de

moléculas muy grandes, debido al factor cuadrático Mi en el numerador. Por esto,

algunas propiedades físicas que se ven muy influenciadas por la presencia de

especies de alta Mi, se correlacionan mejor con .

3.3.4 CLASIFICACIÓN DE LOS POLÍMEROS.

Los polímeros se pueden clasificar de varias maneras, a continuación se describe

la clasificación de los polímeros en sus diferentes formas.

3.3.4.1 Según la cantidad de monómeros diferentes en el polímero

Ø Homopolímero

Es un polímero constituido por la repetición de un único monómero (cadena

homogénea). Ejemplos de este tipo son: polietileno, poli estireno, poliacrilonitrilo,

poli (acetato de vinilo). La figura 25 muestra un ejemplo de este tipo de polímero.

73

FIGURA 25: Moléculas de polietileno

Fuente: www.google.com.ec

Ø Copolímero

Polímero constituido por dos o más monómeros (cadena heterogénea). Algunos

ejemplos son las PHPA (poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas).

La reacción química de síntesis de los copolímeros es la copolimerización, y los

monómeros unidos son comonómeros. Estas combinaciones de monómeros

tienen el objetivo de modificar las propiedades de los monómeros o polímeros

originales.

FIGURA 26: Formula química del PHPA


3.3.4.2 Según la forma de la cadena polimérica

De acuerdo a la forma de las cadenas macromoleculares los polímeros pueden

ser:

Ø Lineales: son aquellos polímeros que no tienen ramificaciones. Como

ejemplo tenemos la carboximetilcelulosa (CMC)

74

FIGURA 27: Formula química carboximetilcelulosa (CMC), polímero lineal.


Ø Ramificados: constituyen el grupo de polímeros en los cuales todas las

moléculas tienen ramificaciones (pequeñas cadenas laterales). Como

ejemplo podemos tener a la goma Xantana.

FIGURA 28: Estructura química de la goma Xantana


Ø Entrecruzados: ciertos polímeros poseen estructura tridimensional, donde

las cadenas están unidas unas a otras por enlaces laterales.

3.3.4.3 Clasificación de acuerdo al comportamiento térmico

El efecto de la temperatura sobre los polímeros nos permite realizar la siguiente

clasificación:

75

Ø Termoplásticos: son polímeros que se funden al calentarlos y se

solidifican al enfriarse.

Ejemplos de éstos son: polietileno, poliacrilonitrilo, nylon.

FIGURA 29: Hilo nylon


Ø Termorígidos: son polímeros que en el primer calentamiento forman

enlaces entrecruzados. Esta naturaleza reticulada no permite que estos

polímeros sean reprocesados después de que han sido conformados.

Ejemplos de estos materiales son: resina fenol-formol, resina melanina-formol,

resina urea-formol.

FIGURA 30: Resina urea-formol.


76

3.3.4.4 Clasificación de acuerdo al comportamiento mecánico

Ø Plásticos: son polímeros que durante alguna etapa fabricación son

llevados al estado líquido para moldearse por calor o presión en un molde.

Una vez que las piezas hayan solidificado el material es químicamente muy

estable bajo condiciones ambientales normales.

Ejemplos de estos materiales son: polietileno, polipropileno, poliestireno.

FIGURA 31: Poliestireno


Ø Elastómeros (o cauchos): son materiales poliméricos de origen natural o

sintético. Los cauchos se caracterizan por su capacidad de recuperar la

forma original rápidamente después de sufrir una deformación bajo la

acción de una fuerza: Además, conservan esta propiedad aún con

deformaciones grandes (mayores al 100 %) aplicadas por tiempos

prolongados.

Ejemplos de estos materiales son: poli butadieno, caucho nitrílico.

FIGURA 32: Caucho nitrílico.


77

Ø Fibras: son materiales que tienen una relación longitud/diámetro muy

grande. Las fibras están constituidas frecuentemente por macromoléculas

lineales orientadas longitudinalmente.

Ejemplo de fibras son: poliésteres, poliamidas y poliacrilonitrilo.

FIGURA 33: Poliésteres


3.3.5 POLÍMEROS DE MAYOR USO EN LA INDUSTRIA PETROLERA.

3.3.5.1 Poliacrilamidas

Las poliacrilamidas son polímeros solubles en agua, con pesos moleculares que

oscilan entre valores de y . Su solución acuosa no es corrosiva para

acero y produce altas viscosidades a bajas concentraciones del producto, es

sensible a la presencia de sales minerales y no soporta esfuerzos mecánicos. Las

poliacrilamidas son utilizadas como aditivos en muchas etapas del proceso de

perforación, producción, transporte y procesamiento de crudo. En particular, se

usan en la recuperación mejorada de crudos, en mezclas para el arrastre de crudo

y como geles para control del perfil de inyección. Estos mismos geles también se

utilizan para el control de la producción de agua y gas durante las operaciones de

producción de crudo. Otras aplicaciones son como aditivos para lodos de

perforación, en sistemas para pérdida de circulación y durante tratamientos de

estimulación en geles de fracturamiento hidráulico.

Las poliacrilamidas cumplen varias funciones en los lodos de perforación entre las

que pueden ser, viscosificantes, Floculantes de arcillas, Control de la pérdida de

fluido. En este último caso, los polímeros ayudan a formar una pasta en las

78

paredes de la formación durante el proceso de perforación. Esta pasta previene la

migración del fluido, con el que se está perforando, hacia la formación; lo cual

evita que dicho fluido pierda sus propiedades y que la formación resulte dañada.

Básicamente la poliacrilamida es un producto que tiene como materia prima inicial

al gas natural, del cual se obtiene el propileno y el amoníaco mediante procesos

usuales de industria petroquímica. Estos productos obtenidos mediante una

reacción con oxígeno a una temperatura entre 425 y 510 °C producen el

acetonitrilo, el cual dará origen a la archilamida, y está a su vez a la

poliacrilamida. Las poliacrilamidas se pueden obtener en forma sólida, líquida,

siendo la forma sólida la más recomendable para su fabricación, debido a sus

ventajas de facilidad de transporte, menor riesgo de contaminación del producto y

mayor periodo de almacenamiento.

La figura 34 representa la ecuación general de las poliacrilamidas.

FIGURA 34: Fórmula general de la poliacrilamida.


3.3.5.2 Goma Xantano

La goma xantano3 es un polisacárido que tiene como características resaltantes la

estabilidad frente a sales minerales, y su resistencia a los esfuerzos mecánicos. El

peso molecular de esto polímeros es normalmente entre 1 y 3 millones, sin

embargo, se pueden formar asociados moleculares que pueden alcanzar los 10

millones. Es un compuesto sumamente pseudoplástico y moderadamente

resistente a la temperatura. Tiene diversas aplicaciones tanto en la industria

3 La goma xantano es el producto del metabolismo de carbohidratos por parte de un microorganismo, cuya

variedad más efectiva en la producción del polisacarido es la xanthomona campestris. Las fuentes de carbohidratos necesarios como materia prima para su transformación, pueden ser: glucosa, azúcar de caña o remolacha, melasa, avena, harina de cereales y arroz.

79

petrolera en la recuperación de crudos, y en fluidos de perforación como en otras

industrias, tales como la alimenticia, farmacéutica y cosmética.

3.4 DESCRIPCIÓN DE LOS POLÍMEROS A UTILIZAR.

Este proyecto se basa en el estudio del desempeño de dos tipos de polímeros

encapsuladores de diferente peso molecular. Por lo que es necesario un análisis

de las principales características de estos polímeros antes mencionados. Es

importante aclarar que debido a derechos de propiedad, no se podrá llamar a

estos aditivos por su nombre comercial. En adelante se describirá a estos con el

nombre de encapsulador 1 y encapsulador 2, de alto y bajo peso molecular

respectivamente.

3.3.1 ENCAPSULADOR 1

Este encapsulador es un copolímero acrílico (Poliacrilamida Parcialmente

Hidrolizada) de alto peso molecular. Es un producto de fácil dispersión diseñado

para encapsular recortes y estabilizar lutitas. Actúa también como viscosificador,

reductor de fricción y floculante, aportando a su vez cierto control de filtrado.

Puede utilizarse en sistemas de lodo con bajo contenido de sólidos hasta lodos

densificados, con aguas de preparación frescas a saladas. Se puede mezclar

directamente en el sistema de lodo activo o de igual manera se lo puede mezclar

previamente a concentraciones más elevadas en un tanque de premezcla

separado, y posteriormente incorporarse al sistema activo. En la tabla 20 se

presenta las principales propiedades físicas.

TABLA 20: Propiedades físicas del encapsulador 1

Propiedades Descripción

Gravedad especifica 1.25-1.4

pH 7.7

Densidad aparente 40-46 lb/pie3

Naturaleza de la carga Aniónica

Fuente: M-I SWACO.

80

Aplicaciones

El polímero aporta una excelente encapsulación de recortes y una mejor

estabilidad del pozo, mejora la remoción de sólidos al flocular los sólidos

indeseables y aumentar la viscosidad. Además el producto extiende la bentonita

para aumentar la viscosidad. Los barridos viscosos “píldoras viscosas” con este

producto son efectivos para la limpieza periódica del pozo. La circulación de un

barrido viscoso en todo el pozo, ayuda a despejar los recortes acumulados y a

mantener limpio el agujero.

Las propiedades reológicas típicas de este polímero se presentan en la siguiente

tabla.

TABLA 21: Propiedades típicas del encapsulador 1 en agua dulce.

Concentración (lb/bbl)

PV (cP)

YP (lb/100 pie2)

Viscosímetro de Marsh (seg/cuarto)

0.125 2 1 28

0.25 3 2 31

0.5 4 4 34

0.75 6 8 46

1 9 11 60

1.5 15 17 110


Fuente: M-I SWACO

Ventajas

Fácilmente dispersable.

Excelente encapsulador de recortes el cual limita la dispersión.

Brinda una mejor estabilización de las lutitas.

Material en polvo con una toxicidad significativamente menor a la de los

polímeros líquidos de emulsión inversa

Producto altamente concentrado (>90% de actividad), reduce los costos de

transporte y los requerimientos de espacio de almacenamiento

Ayuda a prevenir el embolamiento de la barrena, estabilizadores y conjunto

de fondo al recubrir y lubricar los sólidos.

81

Mejora la remoción de sólidos de perforación.

Mejora la lubricidad de la mayoría de los sistemas de lodo, particularmente

los lodos no dispersos.

Puede utilizarse para viscosificar fluidos de perforación con bajo contenido

de sólidos y agua limpia.

Limitaciones

Las siguientes limitaciones son aplicables a todos los copolímeros de acrilamida y

acrilato.

Durante el tratamiento inicial con producto en un sistema de lodo no

disperso, podría ocurrir una floculación severa, causando una alta

viscosidad hasta que todos los sólidos estén recubiertos.

Las adiciones continuas de polímero traen como resultado un sistema

estable y con la reología deseada.

El producto es sensible al calcio y comienza a precipitarse cuando la

concentración de calcio excede 300 mg/L.

El producto es sensible al pH, con un rango óptimo de 8.5 a 10.5. A niveles

de pH por encima de este rango la hidrólisis podría convertir la acrilamida

en acrilato y liberar amoníaco (NH3).

Es térmicamente estable a aproximadamente 350°F (176.7°C), aunque el

copolímero podría comenzar a hidrolizarse y convertirse en poliacrilato al

exponerse prolongadamente a temperaturas por encima de 275°F (135°C)

y liberar amoníaco (NH3).

Su viscosidad está sujeta a degradación causada por el esfuerzo de corte y

a la larga podría perder su habilidad de viscosificar, pero sin afectar la

encapsulación y estabilización de lutitas.

3.3.2 ENCAPSULADOR 2

Este aditivo constituye un copolímero de ácido acrílico seco de bajo peso

molecular, diseñado para encapsular recortes e inhibir la dispersión de las arcillas.

82

Está diseñado para utilizarse en fluidos basados en ambientes de agua dulce y

agua salina.

El encapsulador aporta una viscosidad mínima y puede mejorar las propiedades

de filtración. El copolímero de encapsulación IDCAP D funciona bien en los

sistemas base agua altamente inhibidores.

TABLA 22: Propiedades físicas del encapsulador 2.

Propiedades Descripción

Apariencia física polvo blanco

Gravedad especifica 0.8

pH 6

Solubilidad en agua soluble


Fuente: M-I SWACO

Aplicaciones

Este aditivo brinda una excelente encapsulación de recortes, al absorberse sobre

las superficies de arcilla y formar una película protectora que evita que los

recortes se peguen entre sí o se adhieran a las mallas de la zaranda.

Como encapsulador limita las tasas de dilución y la carga de sólidos de baja

gravedad evitando que los sólidos se dispersen hacia el sistema de lodo.

Debido al bajo peso molecular de este polímero, el proceso de mezclado requiere

de un menor esfuerzo de corte que los polímeros con altos pesos moleculares

(encapsulador 1).

Este agente debe agregarse al sistema de lodos mediante premezcla, para

asegurar una hidratación y corte adecuados, aunque puede mezclarse

directamente al sistema activo si así se requiere. El producto resulta efectivo en

una amplia variedad de salmueras base, incluyendo el agua de mar, NaCl

83

saturado y KCl, pero no debe utilizarse en salmueras de calcio. Las

concentraciones típicas del aditivo oscilan entre 2 y 4 lb/bbl.

Se debe tratar primero la dureza total con bicarbonato / carbonato de sodio. Para

un desempeño óptimo mantenga un nivel de pH por debajo de 10, según sea el

caso. El encapsulador 2 no contiene acrilamida, por lo que la hidrólisis con

liberación de NH3 no constituye problema alguno.

Ventajas.

Brinda una excelente encapsulación de recortes y limita la dispersión de

estos.

Mejora la remoción de sólidos de perforación al reducir las tendencias de

dispersión.

Aportación mínima a la viscosidad del sistema.

Puede utilizarse con KCl, NaCl o agua dulce.

Se agrega fácilmente al sistema activo mediante una premezcla.

Mejora la estabilización de las lutitas.

El riesgo de taponamiento de la malla en las zarandas es significativamente

más bajo, en comparación con los encapsuladores de mayor peso

molecular.

Limitaciones

Los sistemas de fluidos que contengan al encapsulador deben someterse a

un tratamiento previo con ácido cítrico o bicarbonato de sodio antes de

perforar cemento para evitar la precipitación química.

No debe utilizarse con salmueras de calcio.

La tabla 23 es un análisis comparativo que resume las ventajas de cada uno de

los encapsuladores.

84

TABLA 23: Ventajas de los dos encapsuladores que van a ser probados.

VENTAJAS DE LOS DOS ENCAPSULADORES QUE VAN A SER PROBADOS.

Encapsulador 1 Encapsulador 2

Excelente encapsulador de recortes el cual limita la dispersión.

Brinda una excelente encapsulación de recortes y limita la dispersión de estos.

Brinda una mejor estabilización de las lutitas. Mejora la estabilización de las lutitas.

Producto altamente concentrado (>90% de actividad), reduce los costos de transporte y

los requerimientos de espacio de almacenamiento. ( requiere un prezmeclado

antes de agregar al sistema)

Puede utilizarse con KCl, NaCl o agua dulce.

Ayuda a prevenir el embolamiento de la barrena, estabilizadores y conjunto de fondo

al recubrir y lubricar los sólidos.

Se agrega fácilmente y directamente al sistema activo mediante el embudo.

Mejora la remoción de sólidos de perforación. Mejora la remoción de sólidos de perforación al

reducir las tendencias de dispersión.

Mejora la lubricidad de la mayoría de los sistemas de lodo, particularmente los lodos

no dispersos. El riesgo de taponamiento de la malla en las zarandas es significativamente más bajo, en

comparación con los encapsuladores de mayor peso molecular.

Puede utilizarse para viscosificar fluidos de perforación con bajo contenido de sólidos y

agua limpia.


Fuente: M-I SWACO

85

CAPITULO 4

FORMULACIÓN Y PRUEBAS DE LABORATORIO

USANDO POLÍMEROS DE ALTO Y BAJO PESO

MOLECULAR.

4.1 INTRODUCCIÓN

En el presente capítulo se detalla las distintas formulaciones y pruebas que van a

ser realizadas en el laboratorio en busca de evaluar el desempeño de los

polímeros antes mencionados, para minimizar la dispersión y acreción de recortes

de perforación de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena del campo

Shushufindi. También se describen los productos que van a ser utilizados en cada

formulación, así como el procedimiento de la realización de cada prueba, tanto

básicas como especiales. Al final del capítulo se resumirá los resultados obtenidos

en las pruebas.

4.2 ADITIVOS

4.2.1 ENCAPSULADORES

El objetivo principal de este proyecto es evaluar el desempeño de los

encapsuladores, los cuales son polímeros de diferentes pesos moleculares.

4.2.2 VISCOSIFICANTE

Como viscosificante se usará un biopolímero de alto peso molecular (goma

xanthan dispersable), la cual en pequeñas cantidades provee de viscosidad y

suspensión de materiales pesados en todos los sistemas de fluidos base agua.

Tiene una apariencia física de polvo color canela y una gravedad especifica de

1.5.

La función primaria es aumentar la viscosidad para facilitar el transporte y

suspensión de los cortes.

86

La cantidad de viscosificante requerido depende de la viscosidad deseada. Las

concentraciones normales están comprendida entre 0.25 y 2 lb/bbl para la

mayoría de los sistemas de lodo. La adición de sal, y estabilizadores térmicos

mejorar la estabilidad a altas temperaturas (> 280 °F) en los fluidos. Este

viscosificante está sujeto a la degradación bacteriana, y es necesario tratamientos

con biocidas para evitar la fermentación.

Produce alta viscosidad a baja tasa de corte en el espacio anular para mejorar la

limpieza y capacidad de suspensión. Iones trivalentes tales como el cromo y el

hierro pueden causar la precipitación del biopolímero y la pérdida de viscosidad,

también es intolerante en condiciones de alto pH o condiciones de alto ion calcio.

4.2.3 CONTROLADORES DE FILTRADO

Como controlador de filtrado se usara una celulosa polianiónica (PAC) que es un

polímero que produce muy baja viscosidad. Está diseñado para situaciones donde

se requiere el control de filtración con sólo un aumento mínimo de la reología.

Puede utilizarse en todas las densidades en los sistemas ya sea disperso o no

disperso, además actúa como encapsulador de sólidos de arcilla reactiva para

controlar la dispersión.

Controla la pérdida de líquido en agua dulce y agua salada, ayuda en la formación

de un revoque duro y fino para minimizar el potencial de pega diferencial. Entre

otras ventajas, este controlador de filtrado funciona en todos los rangos de pH,

resiste el ataque bacteriano, sin necesidad de biocidas o conservantes

4.2.4 INHIBIDOR DE LUTITAS

A este aditivo lo hemos llamado inhibidor de lutitas pero en realidad es también un

controlador de filtrado. Es un agente de control de la filtración de lignito resinado,

está diseñado para proporcionar control de la filtración a través de una amplia

gama de temperaturas y en la presencia de contaminantes.

87

Es un complejo de resina sintética formulado y lignito estable a la temperatura que

ha demostrado ser uno de los aditivos de control de filtración de alta temperatura

más eficaz disponible.

Se puede utilizar en prácticamente cualquier lodo a base de agua. Es

especialmente eficaz en lodos de alta densidad donde el control de pérdida de

fluido se puede lograr sin aumentos en la viscosidad.

El producto está diseñado para tener un efecto mínimo en la viscosidad de la

mayoría de los sistemas de lodo. Entre otras ventajas tenemos las siguientes:

Extiende el control de filtración bajo condiciones adversas.

No aumenta la viscosidad.

Resiste la contaminación.

Mejora la calidad del revoque.

Reduce las tendencias de pega diferencial.

Contribuye a la perforación de agujeros en calibre.

Estabiliza propiedades reológicas.

Compatible con una amplia variedad de sistemas a base de agua.

4.2.5 INIBIDORES DE ARCILLAS

4.2.5.1 Inhibidor 1

El inhibidor 1 es una poliamina líquida, utilizado en fluidos de perforación a base

de polímeros. La inhibición de arcilla se logra mediante la prevención de la

absorción de agua. Este aditivo inhibe con eficacia las arcillas y reduce al mínimo

el potencial de embolamiento.

Físicamente es un líquido de color transparente, con una gravedad especifica de

1.12. El inhibidor se puede añadir directamente al sistema y no produce ningún

efecto sobre la viscosidad o las propiedades de filtración.

Actúa como un supresor de la hidratación de arcilla reduciendo el espacio entre

las plaquetas de arcilla de modo que las moléculas de agua no penetrarán y no

causaran hinchazón de la arcilla.

88

Trabaja en un rango de pH entre de 9 a 10. La concentración recomendada es de

1-4% en volumen, dependiendo de la reactividad de la arcilla y la cantidad en el

intervalo a perforar. A continuación se enlistan más ventajas de este inhibidor.

Proporciona una excelente inhibición y limita la dispersión de recortes de

arcilla.

Reduce el potencial de acreción y en consecuencia el embolamiento del

BHA.

Tolerante a los contaminantes comunes tales como: cemento, agua dura,

CO2, sólidos de perforación y petróleo crudo.

Ambientalmente aceptable tanto para aplicaciones en alta mar y en tierra

Puede ser agregado al sistema activo sin generar efectos adversos sobre

la viscosidad y propiedades de filtración

Como detalle adicional, este inhibidor no se debe utilizar con biocida base

aldehído.

4.2.5.2 Inhibidor 2

El inhibidor de arcilla 2 es también una poliamina liquida usada en sistemas de

fluidos base agua para minimizar la absorción de agua por parte de las arcillas

reactivas. De igual manera minimiza el efecto de embolamiento del BHA.

La apariencia física es de un líquido de color obscuro, con una gravedad

específica entre 1.03 y 1.05. Puede trabajar en rangos de pH superiores a 10.5 a

diferencia del inhibidor 1.

No produce efectos adversos en la reología y propiedades de filtración, aumenta

el acarreo de recortes manteniendo la integridad física de estos, es compatible

con la mayoría de los mejoradores de la ROP.

Es recomendable tener una capacidad de intercambio catiónico MBT < 20 lb/bbl,

antes de agregar este producto al sistema.

89

4.2.6 MEJORADOR DE LA ROP

Este aditivo líquido mejora la velocidad de penetración de la broca cuando se

añade a los fluidos de perforación a base de agua, especialmente cuando se

utiliza un diamante policristalino compacto (brocas PDC).

La química del aditivo minimiza la adhesión de la arcilla a la broca y el BHA, y

asegura que la transferencia de peso sea más eficaz en la parte inferior. También

ayuda a mantener la cara de la broca limpia, mejorando el contacto con la cara de

la formación. Además, el torque y arrastre se reducen debido a la mayor lubricidad

del fluido de perforación.

4.2.7 LUBRICANTES

4.2.7.1 Lubricante 1

Los lubricantes están diseñados para disminuir el coeficiente de fricción en todos

los lodos base agua. La disminución de coeficiente de fricción reduce el arrastre y

el potencial de pega diferencial en el pozo.

También cuenta con una única humectabilidad característica que reduce el

potencial de acreción de recortes en el BHA. Es dispersable en lodos base agua y

no contiene hidrocarburos por lo que es compatible para el uso en alta mar.

Este lubricante está diseñado para ser utilizado en situaciones donde torque,

arrastre y el potencial de pega diferencial son probables, tales como al perforar

pozos altamente desviados o de alto diferencial de presión.

Las concentraciones normales son de 1 a 3% en volumen dependiendo de la

densidad del fluido, reducción en el coeficiente de fricción deseada, y el sistema

de lodo. Mayores concentraciones de lubricante son normalmente requeridas para

densidades de lodo superiores a 12 lb / gal. Concentraciones más altas pueden

ser necesarias para las píldoras y aplicaciones especiales.

Puede provocar una ligera formación de espuma.

90

4.2.7.2 Lubricante 2

El lubricante 2 es bastante similar al número 1, también es dispersable en agua y

está diseñado para reducir el coeficiente de fricción en todos los fluidos de

perforación a base de agua, lo que reduce el torque y arrastre en el pozo.

Minimiza la acreción de recortes en el BHA, no contiene hidrocarburos y es

compatible con todos los fluidos a base de agua

Se debe utilizar en una concentración inicial de 1 a 3% en volumen para un

rendimiento óptimo. Para densidades de lodo superiores a 12 lb/gal, normalmente

se necesitan concentraciones más altas. Otras ventajas son:

No aumenta la reología o esfuerzos gel.

Contiene aditivos metálicos únicos que reducen la tendencia pegajosas de

las arcillas que causan el embolamiento del BHA.

Puede ser utilizado en todas las temperaturas de fondo de pozo

No provoca la formación de espuma

4.2.8 BACTERICIDA

Este bactericida es aplicable para todos los fluidos de perforación a base de agua,

incluyendo tanto los sistemas dispersos y no dispersos, así como de polímero, de

bajo contenido de sólidos y sistemas salinos. También se puede utilizar en

sistemas de fluidos de aire, espuma y gas.

4.2.9 AGENTE DENSIFICANTE

Sulfato de bario (Barita) se utiliza para aumentar la densidad de los fluidos de

perforación. Este mineral de alta gravedad específica, es el material más utilizado,

con aplicación en todos los sistemas de fluido de perforación. Este agente cumple

todas las especificaciones de la API de barita.

91

4.3 FORMULACIONES

Para el estudio del desempeño de los agentes encapsuladores se han propuesto

en total 36 formulaciones distintas, las cuales son adecuadas para la perforación

de la sección intermedia, en esta sección se atraviesa las formaciones Orteguaza,

Tiyuyacu, Tena. Estas formaciones contienen arcillas relativamente reactivas por

lo que es necesaria una formulación inhibida, que a su vez mejore la ROP y

lubrique de buena manera las herramientas de fondo.

Las formulaciones varían en las concentraciones de los aditivos como pueden ser

los inhibidores de arcillas, inhibidores de lutitas, lubricantes y principalmente los

agentes encapsuladores los cuales son la base de este estudio comparativo.

Se tiene 18 formulaciones iniciales, las cuales se dividen en dos grupos, las

primeras 9 presentadas en la tabla 24, utilizan el encapsulador 1 y las 9 siguientes

presentadas en la tabla 25 utilizan el encapsulador 2.

En estos grupos se varía el uso de los lubricantes, teniendo una formulación base

sin lubricante, una que utiliza el lubricante 1 y otra que utiliza el lubricante 2. De

igual manera se varía el uso de los inhibidores de arcilla.

Los detalles de las primeras 18 formulaciones se presentan en las tablas 24 y 25.

Las formulaciones se encuentran numeradas como 1A y 1B, las cuales indican el

uso del encapsulador 1 y 2 respectivamente. La concentración de los aditivos está

dada en libras por barril, (lb/bbl).

92

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8

94

En las siguientes 18 formulaciones se tienen variaciones extras, primeramente los

fluidos ahora tienen un peso de 10 ppg, también se dividen en dos grupos. Las

primeras 9 presentadas en la tabla 26 utilizan el encapsulador 1 y las siguientes 9

presentadas en la tabla 27 utilizan el encapsulador 2.

En estos grupos se varía el uso de los lubricantes, teniendo una formulación base

sin lubricante, una que utiliza el lubricante 1 y otra que utiliza el lubricante 2. De

igual manera se varía el uso de los inhibidores de arcilla.

Además la variación de la concentración del inhibidor de lutitas, ya que como

pudimos notar en las primeras 18 formulaciones, este no cambiaba.

Los detalles de las segundas 18 formulaciones se presentan en las tablas 26 y 27.

Las formulaciones se encuentran numeradas como 1C y 1D, las cuales indican el

uso del encapsulador 1 y 2 respectivamente. La concentración de los aditivos está

dada en libras por barril, (lb/bbl).

95

TA

BL

A 2

6: F

orm

ula

cione

s util

izand

o enc

aps

ula

dor

1, p

eso

del

lodo

10

ppg

AD

ITIV

O

FOR

MU

LAC

ION

1C

(lb

/bbl)

2C

(lb

/bbl)

3C

(lb

/bbl)

4C

(lb

/bbl)

5C

(lb

/bbl)

6C

(lb

/bbl)

7C

(lb

/bbl)

8C

(lb

/bbl)

9C

(lb

/bbl)

EN

CA

PS

ULA

DO

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1

.5

1.5

1

.5

1.5

1

.5

1.5

1

.5

1.5

1

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CO

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0

.5

0.5

0

.5

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0

.5

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0

.5

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CO

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R D

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RA

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0

.7

0.7

0

.7

0.7

0

.7

0.7

0

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0.7

0

.7

INH

IBID

OR

DE

LU

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-

- -

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4 2

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2.5

2

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INH

IBID

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DE

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1

.5

1.5

1

.5

2.5

2

.5

2.5

2

.3

2.3

2

.3

INH

IBID

OR

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AR

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LA

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1

.2

1.2

1

.2

- -

- -

- -

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1

1 1

1 1

1 1

1 1

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-

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- -

3 -

- 3

LU

BR

ICA

NT

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-

3 -

- 3

- -

3 -

BA

CT

ER

ICID

A

0.5

0

.5

0.5

0

.5

0.5

0

.5

0.5

0

.5

0.5

DE

NS

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AN

TE

(ppg)

10

10

10

10

10

10

10

10

10

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bo

rad

o p

or:

Was

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gto

n L

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ente

: M

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WA

CO

96

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BL

A 2

7: F

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ula

cione

s util

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dor

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lodo

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ITIV

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or:

Was

hin

gto

n L

ópez

Fu

ente

: M

-I S

WA

CO

97

4.3 OBTENCIÓN DE MUESTRAS

Para las pruebas especiales del fluido de perforación es necesario el uso de

muestras de arcillas, con estas se puede evaluar el desempeño de los inhibidores,

encapsuladores y otros aditivos usados en el sistema.

Para este estudio se obtuvieron muestras de arcillas cada 100 pies de toda la

sección intermedia del pozo Shushufindi 206 (SSF-206D), la sección inicia en

5440 pies MD 5244 TVD y termina en 9480 pies MD 9031 TVD. Se dispone de

muestras de la formación Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, y Napo. La tabla 28 nos

muestras los topes de formación encontrados en este pozo.

TABLA 28: Topes de formación de la sección intermedia del pozo Shushufindi 206.

FORMACION TOPE BASE

pies MD pies TVD pies MD pies TVD

ORTEGUAZA 5395 5201 6018 5791

TIYUYACU 6018 5791 6482 6275

CONGLOMERADO SUPERIOR 6482 6275 6535 6275

BASE CONGLOMERADO SUPERIOR 6535 6275 7518 7172

CONGLOMERADO INFERIOR 7518 7172 8053 7661

TENA 8053 7661 8837 8400

BASAL TENA 8837 8400 8852 8414

LUTITA NAPO SUPERIOR 8852 8414 9154 8708

CALIZA M-1 9154 8708 9454 9006

CALIZA M-2 9454 9006 9494 9045


Fuente: Geoservices a Schlumberger company.

Previo a la selección de las muestras con las que se va a trabajar se realizó el

proceso de secado y tratamiento de la muestra.

4.3.1 SELECCIÓN DE LAS MUESTRAS.

El objetivo de este estudio es evaluar el comportamiento de los encapsuladores

con respecto a las arcillas reactivas de las formaciones de la sección intermedia

de los pozos de Shushufindi. Para esto es necesario saber en qué profundidad y

formación se encuentran las arcillas más reactivas, se realizó la prueba de MBT a

98

todas las muestras en busca de evaluar la capacidad de intercambio catiónico

(CEC) de cada una, la figura 35 nos muestra el comportamiento de la CEC de las

arcillas en esta sección. De izquierda a derecha tenemos, la profundidad del pozo

en pies MD, la capacidad de intercambio catiónico (CEC) dada en (meq/100 g) la

cual varía desde valores de 2 hasta un máximo de 7 lb/bbl, la tercera columna nos

muestra la litología según los datos de Geoservices, y la última columna grafica

los topes y nombres de las distintas formaciones.

Los datos obtenidos en las diferentes pruebas de MBT son presentados en el

Anexo No 1.

FIGURA 35: Curva de CEC de la sección intermedia del pozo Shushufindi 206.


Fuente: Geoservices a Schlumberger Company.

99

Para el estudio se seleccionó las arcillas más reactivas correspondientes a la

formación Tena, con CEC de 7 meq/100 g, también se seleccionó arcillas de CEC

igual a 6 meq/100 g encontradas en Orteguaza y los conglomerados.

Es importante disponer de una cantidad considerable de muestra ya que se va a

realizar distintas pruebas con estas, y por ningún motivo pueden ser reusadas,

adicionalmente es necesario un tamizado de la muestra para separar por

completo las cantidades de lutitas que pueden encontrarse junto a las arcillas, en

este estudio solo nos interesan las arcillas.

4.4 PROCEDIMIENTO DE LAS PRUEBAS REALIZADAS.

Definidas las distintas formulaciones que van a ser probadas con sus distintas

variaciones, y también teniendo seleccionadas las muestras que cumplen con los

requerimientos para el estudio, solo nos queda realizar los distintos

procedimientos en busca de los mejores resultados.

A continuación se describen las pruebas que fueron realizadas a los distintos

fluidos de perforación, para ello se va a dividir en dos grupos los diferentes

estudios, primero se describe el proceso de las pruebas básicas que cualquier

fluido de perforación debe tener, luego se describirán las pruebas especiales, las

cuales se realizan dependiendo del tipo de estudio.

4.4.1 PRUEBAS BÁSICAS DE FLUIDOS DE PERFORACION BASE AGUA.

4.4.1.1 Medición de la densidad

La densidad o peso del lodo se mide con una balanza apropiada y con suficiente

precisión para obtener mediciones con un margen de error de 0,1 lb/gal. El peso

del lodo se puede expresar como densidad en lbm/gal, o como Gravedad

Específica (SG).

4.4.1.1.1 Instrumento de medición.

La balanza para lodo se compone de un vaso de volumen fijo con una tapa en un

extremo de una barra graduada y un contrapeso en el otro extremo. Una pesa

100

deslizante puede ser movida a lo largo de la barra y una burbuja indica cuando la

barra está a nivel. La lectura de la densidad se toma en el punto donde la pesa

deslizante está posicionada en la barra cuando está a nivel.

La balanza para lodo puede calibrarse con agua u otro líquido de densidad

conocida ajustando el contrapeso.

FIGURA 36: Balanza de lodo.

Fuente: M-I SWACO

4.4.1.1.2 Procedimiento de medición.

1. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente con el lodo a probar.

2. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada,

asegurándose que parte del lodo sea expulsado a través del agujero de la tapa,

para evitar posibles acumulaciones de burbujas de aire.

3. Limpiar el lodo que está fuera del vaso y secar.

4. Colocar el brazo sobre el soporte de la base y equilibrar moviendo el

contrapeso a lo largo de la escala graduada. El equilibrio se logra cuando la

burbuja se encuentra bajo la línea central.

5. Leer la densidad en el brazo graduado.

4.4.1.2 Medición de la viscosidad y resistencia gel.

La cuantificación de la viscosidad plástica, viscosidad aparente, punto cedente y

la resistencia gel se la realiza con el uso de un viscosímetro de lectura directa.

La viscosidad plástica es igual a la lectura a 600 rpm menos la lectura a 300 rpm.

101

El punto cedente (PC) expresado en es igual a la lectura de 300 rpm

menos la viscosidad plástica.

La viscosidad aparente expresada en centipoise (cP) es igual a la lectura de 600

rpm divida entre dos.


También llamado viscosímetro de indicación directa o medidor V-G, este

instrumento es utilizado para medir la viscosidad y la resistencia de gel de un lodo

de perforación. El viscosímetro de indicación directa es un instrumento compuesto

por un cilindro giratorio y una plomada. Hay dos velocidades de rotación, 300 y

600 rpm, disponibles en todos los instrumentos, pero algunos tienen 6

velocidades. Se llama "de indicación directa" porque, a una velocidad dada, la

lectura del dial es una viscosidad en centipoise verdadera.

FIGURA 37: Viscosímetro de medición directa.

Fuente: M-I SWACO


1. Coloque la muestra de lodo en el recipiente apropiado y sumerja el cilindro

rotor exactamente hasta la línea de referencia.

2. Con el cilindro rotando a 600 rpm, esperar hasta que la lectura del

cuadrante alcance un valor estable. Registre la lectura del cuadrante para 600

rpm. Es importante registrar la temperatura a la cual se realizan las medidas, en el

caso de este estudio, las lecturas son tomadas a 120 F.

102

3. Cambie ahora a 300 rpm y espere que la lectura del cuadrante llegue a un

valor estable. Registre esta lectura para 300 rpm.

4. Cambiando las revoluciones registrar las lecturas a 200, 100, 6, 3 rpm.

5. Para medir la resistencia gel, ajustar la velocidad en 3 rpm, esperar, y

tomar las lecturas de geles a 10 segundos, 10 minutos y 30 minutos. La lectura

máxima observada será la resistencia gel.

4.4.1.3 Filtración

La prueba de filtración consiste en determinar la cantidad de fluido que pasa a

través de un papel filtro bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión

especificadas.

Para la prueba de pérdida de fluido se emplea un filtro prensa API estándar,

presurizada hasta un diferencial de 100 psi. Se empleará el mismo espesor de un

papel de filtro apropiado, de 9 cm, Whatman No. 50, S & S No. 576, u otro

equivalente. La presión se puede aplicar con un fluido no peligroso, bien sea gas

o líquido. Los resultados se registran como número de mililitros perdidos en 30

minutos.

4.4.1.3.1 Instrumento de medición

Este instrumento que se presenta en la figura 38 consta de una celda de lodo, un

regulador de presión y un soporte fijo. Se usa un adaptador de acoplamiento para

conectar la celda al soporte fijo, simplemente dando vuelta al dispositivo de acople

en sentido horario.

La presión es proporcionada por un pequeño cartucho de gas. Se proporciona una

válvula de purga para aliviar la presión antes de desacoplar la celda. No se debe

usar N2O, óxido nitroso.

Antes de aplicar la presión es necesario comprobar que se haya logrado un sello

efectivo con un ajuste adecuando de dispositivo.

103

FIGURA 38: Filtro prensa API

Fuente: M-I SWACO


1. Asegúrese de que cada pieza de la celda esté limpia y seca, y que las

empacaduras no estén deformes o gastadas. Vierta la muestra de fluido en la

celda y complete el ensamblaje con el papel de filtro en su lugar.

2. Coloque un recipiente graduado seco por debajo del tubo de drenaje, para

que reciba el filtrado. Cierre la válvula de alivio y ajuste el regulador de manera tal

que se aplique una presión de 100. El período de prueba se inicia en el momento

de la aplicación de la presión.

3. Al final de los 30 minutos, mida el volumen de filtrado. Interrumpa el flujo

que pasa por el regulador de presión y abra cuidadosamente la válvula de alivio.

4. Registre el volumen de filtrado en centímetros cúbicos (con una precisión

de 0,1 cm3) como filtrado API. Se debe guardar el filtrado para posteriormente

someterlo a las correspondientes pruebas químicas.

4.4.1.4 Contenido de sólidos y líquidos.

La retorta (Figura 39) se emplea para determinar la cantidad de líquidos y sólidos

en el fluido de perforación. El fluido se coloca en un contenedor de acero y se

calienta hasta que se evaporen los componentes líquidos. Los vapores pasan a

través de un condensador y se recogen un recipiente graduado. El volumen del

104

líquido se mide, mientras que el contenido de sólidos, suspendidos y disueltos, se

determina por diferencia.

4.4.1.4.1 Instrumento de medición

La retorta es Una unidad de destilación de lodos que se utiliza para medir el

contenido de agua, aceite y sólidos de un lodo. Se compone de un cuerpo

cilíndrico provisto de un portamuestras para el lodo, un elemento calefactor y un

condensador de aluminio. Un receptor de vidrio graduado atrapa y mide los

volúmenes de agua y aceite que se condensan del lodo. Los dispositivos de

retorta están disponibles en tres tamaños, 10, 20 y 50 , que son los

volúmenes de lodo colocados en el vaso para la muestra. Los datos obtenidos del

ensayo son el volumen porcentual de agua, aceite y sólidos de retorta.

FIGURA 39: Retorta

Fuente: M-I SWACO


1. Se debe limpiar y secar bien el ensamblaje de la retorta y el condensador

antes de iniciar la prueba.

2. Mezclar bien la muestra de fluido para asegurar su homogeneidad,

evitando la formación de burbujas de aire o que los sólidos queden precipitados

en el recipiente que contenía el lodo.

105

3. Con una jeringa limpia, llenar la taza de la retorta lentamente, para evitar

que quede aire atrapado, es útil golpear suavemente un lado de la taza para sacar

el aire.

4. Colocar la tapa sobre la taza y cerrar bien el recipiente. Asegurarse de que

un pequeño exceso de fluido salga por el orificio en la tapa. Limpiar el exceso de

fluido de la tapa, evitando presionar de manera excesiva.

5. Llenar el cuerpo de la retorta con lana de acero.

6. Aplicar lubricante/sellante a las roscas en el cuello de la retorta y conectar

el condensador. Colocar el ensamblaje de la retorta en la camisa de

calentamiento.

7. Colocar un recipiente colector limpio y seco por debajo de la salida del

condensador.

8. Poner en funcionamiento la retorta y espere 30 minutos.

9. Dejar que el recipiente colector de líquido se enfríe. Leer y registrar: el

volumen de aceite, el volumen de agua y por diferencia se obtiene el volumen de

sólidos.

4.4.1.5 Medición del pH de fluidos de perforación.

En laboratorio existen dos métodos para medir el pH de un fluido de perforación:

método colorimétrico modificado, donde se utilizan cintas de pH

método electrométrico, donde se emplea un electrodo de vidrio.

Es más común y rápido el uso del método electrométrico, a continuación se

presenta la descripción del instrumento de medida y su procedimiento.


Este medidor de pH consiste en un sistema de electrodo de vidrio, un amplificador

electrónico y un medidor calibrado en unidades de pH, como podemos observar

en la figura 40.

Los dispositivos usan baterías y requieren una sustitución con el pasar del tiempo.

106

FIGURA 40: Medidores electrónicos de pH.

Fuente: M-I SWACO


1. Antes de realizar cualquier medición de pH se debe confirmar que el

instrumento se encuentre debidamente calibrado.

2. Introducir los electrodos en el fluido que se encuentra en un pequeño

recipiente de vidrio. Agitar el fluido alrededor de los electrodos dándole vueltas al

recipiente.

3. Una vez que la lectura del medidor se mantenga constante, registrar el pH

con una precisión de 0,1.

4.4.1.6 Alcalinidad (pM, pF, Mf)

Pf son las siglas de la alcalinidad de la fenolftaleína en el filtrado del lodo, Pf se

diferencia de la Pm en que esta permite probar únicamente el efecto de las bases

disueltas y sales. Sin embargo, Pm incluye el estudio del efecto de tanto las bases

disueltas como las no disueltas.

Mf representa el punto final de la alcalinidad del anaranjado de metilo para el

filtrado del lodo, permitiendo cuantificar que tanto ácido se requiere para reducir el

pH a 4,3. De acuerdo con una Prueba API, se observarán los valores de Pm, Pf y

Mf en el Reporte Diario de Fluidos, estando estos valores reportados en de

ácido sulfúrico0.02N por centímetro cubico de filtrado de lodo.

107

La medición de Pf y Mf se basan en las pruebas del filtrado de lodo, y nos ayudan

a entender el comportamiento de los iones presentes en el lodo de perforación.

Se pueden presentar los siguientes casos para interpretar los valores.

Primer Caso: Si se observa que los valores de Pf y Mf son casi iguales,

entonces los iones hidroxilos son los principales contribuyentes de la

alcalinidad del lodo.

Segundo Caso: Si se tienen iones de bicarbonato , los resultados en

las pruebas mostrarán que el Pf es bajo, mientras que el Mf es alto.

Tercer Caso: Si ambos valores (Pf y Mf) son altos, ello significa que se tienen

iones carbonato en el sistema.

4.4.1.6.1 Instrumentos de medición

Los siguientes materiales son necesarios para determinar la alcalinidad del filtrado

de los fluidos de perforación:

1. Solución ácida normalizada, 0.02 N, ácido sulfúrico o nítrico.

2. Solución indicadora de fenolftaleína.

3. Solución indicadora de anaranjado de metilo.

4. Recipiente de valoración, 100 a 150 ml, preferiblemente blanco.

5. Pipetas graduadas: una de 1 ml.

6. Varilla de agitación.

7. Una jeringa de 1 ml.

8. Medidor de pH con electrodo de vidrio (sugerido).


Medición de pF y pM.

1. Colocar 1 mL de filtrado en el recipiente de titulación.

2. Agregar dos o tres gotas de solución indicadora de fenolftaleína. El color del

indicador cambia a rosado.

3. Titular con ácido sulfurico 0.02N gota agota con la pipeta, mientras se agrega,

agitar constantemente, hasta que el color rosado desaparezca. Si el color de la

muestra es tal que se enmascara el cambio de color del indicador, el punto

108

final se toma cuando el pH cae a 8.3, según lo que se mide con el electrodo de

vidrio.

4. Registrar Pf como el número de mL de ácido 0,02N requeridos por mL de

filtrado.

5. La única variación para la medición de pM es que ahora la muestra es 1 mL de

lodo.

6. Se agrega 5 mL de agua destilada a la muestra para disolverla y el siguiente

proceso de titulación es similar a la medición de pF.

Medición de mF.

1. Colocar 1 mL de filtrado en el recipiente de titulación.

2. Agregar cuatro o cinco gotas de solución indicadora de anaranjado de

metilo. El color del indicador cambia a naranja.

3. Titular con ácido sulfúrico 0.02N gota agota con la pipeta, mientras se

agrega, agitar constantemente, hasta que el color naranja desaparezca. Si el color

de la muestra es tal que se enmascara el cambio de color del indicador, el punto

final se toma cuando el pH cae a 4.3, según lo que se mide con el electrodo de

vidrio.

4. Registrar mF como el número de mL de ácido 0.02N requeridos por mL de

filtrado.

4.4.1.7 Ion cloruro

La prueba de sal, o cloruro, es muy importante en las áreas donde la sal puede

contaminar el fluido de perforación. Esto incluye la mayoría de los campos de

petróleo del mundo.

La sal puede provenir del agua de preparación, sacos, capas discontinuas,

estratos o corrientes de agua salada.

109

4.4.1.7.1 Instrumentos de medición.

Los siguientes materiales son necesarios para determinar la concentración iónica

de cloruro en el filtrado de lodo.

1. Solución de nitrato de plata, 0.0282N o 0,282N (fuerte) AgNO3, almacenada

en un cilindro opaco o de color ámbar.

2. Solución indicadora de cromato de potasio.

3. Agua destilada.

4. Pipeta graduada: una de 1 ml.




1. La muestra usada para la valoración de Pf es la que se va a reusar en este

proceso.

2. Añadir 5 gotas de solución de cromato de potasio. Agitar continuamente y

valorar con la solución de nitrato de plata, gota a gota de la pipeta, hasta

que el color pase de amarillo a rojo anaranjado y permanezca en este color

durante 30 segundos.

3. Registrar el número de ml de nitrato de plata requeridos para lograr el

punto final.

4.4.1.8 Dureza total

El agua que contiene una gran cantidad de sales disueltas de calcio y magnesio

se llama “agua dura”. En muchos campos de petróleo, el agua disponible es

bastante dura. Las arcillas de perforación tienen bajos puntos cedentes cuando

son mezcladas en agua dura. Cuanto más dura sea el agua, más bentonita será

necesaria para obtener un lodo con un esfuerzo de gel satisfactorio.


1. Solución de ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) (Versenato Estándar)

0.01 M (1 ml = 400 mg Ca2+ o 1.000 mg CaCO3).

110

2. Solución amortiguadora fuerte (hidróxido amónico/cloruro amónico).

3. Solución de Indicador Calmagite


5. Pipetas graduada una de 1 ml.

6. Agua destilada.



1. Colocar 1 mL de filtrado en el recipiente de valoración.

2. Agregar 7 gotas de solución indicadora Calmagite, y 20 gotas de solución

amortiguadora (hidróxido amónico).

3. Usando una pipeta, valorar con la solución de versenato estándar, agitando

continuamente hasta que la muestra se vuelva azul por primera vez.

4. Registrar el número de ml de solución de versenato estándar utilizados.

La dureza total es igual a:

4.4.1.9 Envejecimiento del lodo

Es importante conocer el comportamiento de las propiedades de un fluido de

perforación luego de cierto tiempo de uso, esta prueba nos ayuda a simular ese

tiempo de degradación del fluido, tal como sería un caso real en la perforación de

un pozo.

4.4.1.9.1 Instrumentos utilizados.

1. Celdas de envejecimiento.

2. Horno de rolado.

4.4.1.9.2 Procedimiento

1. Colocar una cantidad adecuada de fluido de perforación en la celda, (1-1.5

bbl equivalentes),

111

2. Colocar la tapa y asegurar correctamente.

3. Colocar las celdas en el horno y dejar rolar por 14 horas a una temperatura

de 150 F.

4. Retirar la muestra de fluido, teniendo las medidas de seguridad necesarias

ya que las celdas se encontraran calientes.

5. Someter el fluido a todas las pruebas básicas nuevamente para evaluar el

comportamiento luego del envejecimiento.

4.4.2 PRUEBAS ESPECIALES DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA.

Para estudios especiales del comportamiento de los fluidos de perforación en

conjunto con las arcillas a ser probadas se realizaron las siguientes pruebas.

4.4.2.1 Prueba de azul de metileno para solidos perforados.

Esta prueba fue realizada a todas las muestras de recortes de la sección

intermedia del pozo Shushufindi 206D, con el objetivo de seleccionar las arcillas

más reactivas en toda la sección.


1. Solución de azul de metileno: 1 ml = 0,01 miliequivalentes 3.74 g de azul de

metileno de calidad USP por litro.

2. Peróxido de hidrógeno, solución al 3%.

3. Solución de ácido sulfúrico 5 N.

4. Matraz Erlenmeyer: 250 mL

5. Plancha caliente

6. Varilla agitadora

7. Papel de filtro

4.4.2.1.2 Procedimiento de medición

1. Pesar y añadir 1 gr de muestra de arcilla y 10 ml de agua en el matraz

Erlenmeyer. Agregar 15 ml de peróxido de hidrógeno de 3% y 0.5 ml de la

solución de ácido sulfúrico 5 N, mezclar revolviendo antes de calentar.

112

2. Hervir a fuego lento durante 10 minutos. Diluir con agua hasta obtener una

solución de aproximadamente 50 ml.

3. Añadir la solución de azul de metileno, agregando cada vez una cantidad

de 0.5 ml de la bureta o pipeta al matraz. Después de cada adición, agitar

el contenido del matraz durante unos 30 segundos. Mientras los sólidos

están suspendidos, extraer una gota del matraz con una varilla de vidrio y

colocarla sobre el papel filtro.

4. Se alcanza el punto final de la valoración cuando el colorante aparece en la

forma de un círculo azul verdoso alrededor de los sólidos teñidos.

5. Al detectar el color azul verdoso que se está propagando a partir del punto,

agitar el matraz durante 2 minutos adicionales y añadir otra gota al papel

filtro. Si se observa otro círculo azul verdoso, el punto final de la valoración

ha sido alcanzado.

6. Registrar el volumen (ml) de solución de azul de metileno usado.

La Capacidad de intercambio catiónico CEC de una arcilla es igual a los mL

de azul de metileno usados multiplicado por 5.

FIGURA 41: Ensayos por gotas-Titulación con azul de metileno.

Fuente: Manual de ingeniería Baker Hugues.

113

4.4.2.2 Dispersión de sólidos.

Esta prueba consiste en evaluar la capacidad de los encapsuladores para evitar

que una muestra de arcilla de peso conocido se disperse en el fluido.


1. 20 mg de muestra de arcilla, previamente tamizados en una malla estándar

Numero 20.

2. 350 mL de muestra del fluido a ser probado.

3. Celdas de rolado

4. Horno de rolado.

5. Malla estándar número 325.

6. Plancha calentadora.

4.4.2.2.2 Proceso de medición.

1. Colocar en la celda de rolado los 350 mL de fluido de perforación junto con

los 20 gr de arcilla.

2. Dejar en el horno de rolado por 2 horas a 180 F.

3. Retirar las celdas del horno y pasar el fluido por la malla numero 325 bajo

un chorro de agua leve.

4. Recuperar la cantidad de solidos restantes en la malla y secar con la ayuda

de una plancha calentadora.

5. Pesar la cantidad de solidos recuperados teniendo en cuenta que la

muestra se encuentre totalmente seca. Registrar el peso.

El porcentaje de arcilla dispersada durante el proceso es igual a la diferencia del

total de los 20 gr iniciales, así:

Los resultados de la dispersión obtenida con cada formulación son presentados

en el resumen al final de este capítulo.

114

4.4.2.3 Hinchamiento lineal.

Esta prueba se realiza con el fin de evaluar la efectividad de los inhibidores de

arcilla de cada formulación. Evalúa el hinchamiento de una arcilla reactiva en

contacto con el fluido de perforación. Durante la perforación es importante que las

arcillas se hinchen lo menos posible, para evitar una reducción significativa del

diámetro del agujero, y así evitar posibles problemas operacionales como

arrastres o sobretensiones durante la perforación.

4.4.2.3.1 Instrumentos utilizados.

Para llevar a cabo las pruebas de hinchamiento de las arcillas se usa una

máquina de medición de hinchamiento lineal como la que se muestra en la figura

42. Esta máquina usa sensores y un software, los datos son guardados

automáticamente cuando se monta la prueba.

FIGURA 42: Máquina para medición de hinchamiento lineal.

Fuente: Laboratorio de M-I SWACO.

FIGURA 43: Prensa para elaboración de arcillas.


115

También es necesario una prensa para la elaboración de las pastillas de arcilla

que van a ser probadas, esta prensa se presenta en la figura 43.


1. Se elabora una pastilla con 10 gramos de polvo de arcilla resultado de

tamizar por la malla número 200. Se coloca el polvo dentro de los moldes y

se presuriza a 10000 psi durante 30 minutos. La muestra de una pastilla de

arcilla se presenta en la figura número 44.

2. Se arma las celdas y encera la maquina antes de colocar la pastilla de

arcilla y el lodo.

3. Se coloca la pastilla y se vierte el fluido de perforación a ser probado en la

celda, al mismo tiempo se inicia la prueba en la computadora.

4. Luego de 72 horas aproximadamente o hasta observar una estabilización

de la curva de hinchamiento lineal se detiene la prueba.

Los datos del mejor resultado de esta prueba son presentados en el anexo No

2. Un ejemplo de la curva de hinchamiento lineal es presentado al final de este

capítulo.

FIGURA 44: Pastilla de arcilla para prueba de hinchamiento lineal.


4.4.2.4 Prueba de adhesión.

La prueba consiste en determinar la adhesión de las arcillas reactivas a las

herramientas de fondo, en conjunto con el fluido de perforación. Las arcillas se

impregnan en un tubo (cilindro) el cual simula las herramientas del BHA en el

116

fondo del pozo. La adhesión se determina como el porcentaje de arcillas que se

adhieren al cilindro.


1. Tubo de metal, de 3 a 5 pulgadas de longitud, diámetros interno de 1.25

pulgadas y espesor 0.0625 pulgadas.

2. Celdas y horno de rolado.

3. Balanza.


1. Limpie y seque los tubos de metal con detergente y agua tibia.

2. Registre el peso inicial del tubo limpio y seco.

3. Cada tubo de metal es colocado en una celda de rolado, sumergido dentro

de 1 barril equivalente de fluido a evaluar (350 mL).

4. Se agrega 20 gramos de cortes de perforación de arcilla de la formación

que se está evaluando. En este caso se agregaron los cortes de arcilla de

la formación Tena, los más reactivos de toda la sección intermedia.

5. Coloque en el horno de rolado por 45 minutos a temperatura de 150 F.

6. Después de 45 minutos de rolado se remueve el tubo del fluido.

7. Ruede el tubo sobre la toalla de papel limpia para retirar el exceso de

fluido.

8. Registre la acreción de los cortes sobre el tubo con una fotografía tomada

con una cámara digital si es posible.

9. Reporte la cantidad de cortes adheridos al metal como la diferencia en

peso, en porcentaje comparado con el peso inicial de cortes (20 gramos).

El conjunto de imágenes de la figura 45 muestran el procedimiento de medición

de acreción, empezando desde el lado superior izquierdo y continuando el

procedimiento hacia la derecha y abajo.

117

FIGURA 45: Procedimiento de prueba de acreción.


4.5 RESUMEN DE RESULTADOS OBTENIDOS EN LAS

DIFERENTES PRUEBAS.

A continuación se presenta de manera resumida los resultados que se obtuvieron

al realizar las diferentes pruebas, tanto básicas como especiales. Varios de estos

datos son extensos en cantidad, por lo que ellos se presentaran en los distintos

anexos.

4.5.1 RESULTADOS DE PRUEBAS BÁSICAS.

En las siguientes tablas se muestran los datos de reología, filtrado, pH, densidad,

y pruebas químicas de las distintas formulaciones las cuales están numeradas de

acuerdo a las formulaciones presentadas anteriormente. Además se presentan los

resultados tanto antes como después de rolar. Las primeras 4 tablas (Tablas 29-

32) son los resultados de las pruebas antes de rolar. Las siguientes 4 tablas

(Tablas 33-36) son los resultados de las pruebas después de rolar.

118

T

AB

LA

29:

Resu

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24

118

1

19

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84

70

83

82

69

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92

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L200

69

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68

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L100

49

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43

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66

64

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13

27

27

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23

23/

23

21/

21

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24

VP

36

28

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33

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29

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PM

0

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0

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0

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0

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.88

PF

0

.95

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Dure

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1

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48

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64

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28

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0.3

4

Peso (

ppg)

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

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12

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12

.8

119

T

AB

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30:

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94

83

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77

75

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69

65

70

L300

62

52

54

47

48

51

43

42

44

L200

46

38

41

36

37

39

34

33

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L100

29

26

26

25

26

29

23

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32

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17

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mL)

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0

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1

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1

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0

.92

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0

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2

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Dure

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2

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264

2

40

Peso (

ppg)

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

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12

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L200

32

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35

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0

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ppg)

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94

104

8

2 9

4 9

2 1

00

94

117

1

23

L300

66

72

60

65

64

77

74

90

94

L200

54

59

50

54

53

67

65

78

80

L100

42

45

39

40

38

54

55

60

63

L6

13

15

11

12

14

23

24

23

26

L3

11

12

8 1

0 9

18

20

18

19

Gele

s 1

0 s

eg/1

0 m

in.

11/

12

12/

12

12/

12

11/

11

12/

12

22/

22

22/

22

20/

20

22/

22

VP

28

32

22

29

28

23

20

27

29

YP

38

40

38

36

36

54

54

63

65

Ph

9.1

9

.2

9 9

9 9

.5

9.5

9

.5

9.5

Filt

rado (

mL)

7.2

6

.8

9 1

2.4

1

2.7

1

2.6

1

1.9

1

0.5

8

PM

0

.88

0

.85

0

.9

0.4

8

0.4

9

0.8

6

1 0

.91

0

.77

PF

0

.95

0

.86

1

.24

0

.53

0

.48

0

.81

1

.14

0

.78

0

.81

MF

5

6.8

6

.53

2

.1

2.6

5

.4

3 3

3.3

1

Clo

ruro

s

490

7

60

700

1

460

1

500

7

50

870

8

20

890

Dure

za

2

08

180

1

32

316

1

36

312

1

60

136

1

16

Peso (

ppg)

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

Ela

bo

rad

o p

or:

Was

hin

gto

n L

ópez

.

123

T

AB

LA

34:

Resu

ltado

s des

pué

s de r

ola

r de

las

pru

ebas

bás

icas

a la

s fo

rmula

cione

s B

util

izand

o enc

aps

ula

dor

2, p

eso

del

lodo

12

.8 p

pg

RES

ULT

AD

OS

DES

PÚ

ES D

E R

OLA

R

FOR

MU

LAC

IÓN

1B

(lb

/bbl)

2B

(lb

/bbl)

3B

(lb

/bbl)

4B

(lb

/bbl)

5B

(lb

/bbl)

6B

(lb

/bbl)

7B

(lb

/bbl)

8B

(lb

/bbl)

9B

(lb

/bbl)

L600

41

44

41

38

53

62

48

48

59

L300

28

30

28

25

34

40

32

31

38

L200

2 2

4 2

2 2

0 2

7 3

1 2

5 2

5 2

9

L100

19

19

16

16

20

23

19

19

19

L6

9 9

6 6

8 6

7 6

6

L3

7 7

5 5

7 6

6 5

4

Gele

s 1

0 s

eg/1

0 m

in.

6/6

8

/8

7/7

6

/6

6/7

6

/6

6/8

6

/6

5/5

VP

13

14

13

13

19

22

16

17

21

YP

15

16

15

12

15

18

16

14

17

Ph

9.6

9

.6

9.7

9

.6

9.7

9

.6

9.7

9

.7

9.7

Filt

rado (

mL)

8.9

8

.7

10

.4

14

.4

13

.6

13

.6

8.6

1

0 6

.4

PM

1

.1

1.1

2

1.1

0

.92

0

.8

0.9

1

0.9

6

0.9

2

PF

1

.18

1

.04

0

.88

0

.62

0

.54

0

.6

0.6

8

0.7

6

0.6

8

MF

6

.48

6

5 2

.8

2.6

4

2.5

8

3.1

8

3.0

6

2.8

8

Clo

ruro

s

820

8

90

900

2

000

1

880

1

660

1

520

1

750

1

150

Dure

za

3

24

480

6

80

380

3

36

680

4

00

640

6

40

Peso (

ppg)

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

12

.8

Ela

bo

rad

o p

or:

Was

hin

gto

n L

ópez

.

124

T

AB

LA

35:

Resu

ltado

s des

pué

s de r

ola

r de

las

pru

ebas

bás

icas

a la

s fo

rmula

cione

s C

util

izand

o enc

aps

ula

dor

1, p

eso

del

lodo

10

ppg

.

RES

ULT

AD

OS

DES

PÚ

ES D

E R

OLA

R

FOR

MU

LAC

IÓN

1C

(lb

/bbl)

2C

(lb

/bbl)

3C

(lb

/bbl)

4C

(lb

/bbl)

5C

(lb

/bbl)

6C

(lb

/bbl)

7C

(lb

/bbl)

8C

(lb

/bbl)

9C

(lb

/bbl)

L600

41

40

39

45

46

45

42

52

52

L300

31

29

29

33

34

31

30

38

39

L200

26

24

25

28

29

26

25

31

34

L100

22

20

22

22

26

20

20

24

27

L6

7 7

9 8

9 7

8 8

10

L3

6 6

6 6

7 6

7 6

8

Gele

s 1

0 s

eg/1

0 m

in.

6/8

6

/7

8/9

7

/7

8/8

6

/7

8/8

7

/7

8/8

VP

10

11

10

12

12

14

12

14

13

YP

21

18

19

21

22

17

18

24

26

Ph

10

.2

10

.3

10

.3

10

.4

10

.3

10

.4

10

.2

10

9.9

Filt

rado (

mL)

6.7

2

7.6

5

7.3

2

1 1

5 1

5.7

9

8.1

8

.1

PM

0

.98

1

.32

1

.22

1

.1

1.2

4

0.9

4

0.9

6

0.6

6

0.6

6

PF

0

.94

0

.86

1

.02

0

.9

0.9

8

0.9

5

0.9

4

0.7

4

0.7

2

MF

1

.8

2.5

4

2.6

4

3.4

3

.68

4

.35

3

.14

2

.9

2.6

Clo

ruro

s

100

0

910

9

00

100

0

100

0

120

0

830

7

50

770

Dure

za

1

36

140

1

60

160

1

44

160

1

12

88

120

Peso (

ppg)

10

10

10

10

10

10

10

10

10

Ela

bo

rad

o p

or:

Was

hin

gto

n L

ópez

.

125

T

AB

LA

36:

Resu

ltado

s des

pué

s de r

ola

r de

las

pru

ebas

bás

icas

a la

s fo

rmula

cione

s D

util

izand

o enc

aps

ula

dor

2, p

eso

del

lodo

10

ppg

.

RES

ULT

AD

OS

DES

PU

ES D

E R

OLA

R

FOR

MU

LAC

IÓN

1D

(lb

/bbl)

2D

(lb

/bbl)

3D

(lb

/bbl)

4D

(lb

/bbl)

5D

(lb

/bbl)

6D

(lb

/bbl)

7D

(lb

/bbl)

8D

(lb

/bbl)

9D

(lb

/bbl)

L600

27

29

37

27

28

37

30

29

30

L300

20

20

26

18

21

26

21

20

22

L200

17

16

21

15

17

20

17

16

17

L100

13

12

15

11

12

14

13

12

13

L6

6 5

6 4

5 6

6 5

6

L3

5 5

6 4

5 5

5 4

5

Gele

s 1

0 s

eg/1

0 m

in.

6/7

6

/6

6/6

5

/6

6/6

5

/5

6/7

5

/5

5/6

VP

7

9 11

9

7 11

9

9 8

YP

13

11

15

9

14

15

12

11

14

Ph

9.5

9

.4

9.5

9

.5

9.5

9

.5

9.6

9

.5

9.5

Filt

rado (

mL)

Tota

l To

tal

Tota

l 1

9 9

.4

10

10

17

.5

10

.3

PM

0

.9

0.8

6

0.9

0

.7

0.6

0

.75

0

.65

0

.48

0

.57

PF

0

.88

0

.84

0

.86

0

.67

0

.57

0

.73

0

.63

0

.52

0

.56

MF

3

.45

3

.21

3

.25

4

.64

3

.74

4

.35

3

.75

3

.73

3

.34

Clo

ruro

s

130

0

125

0

110

0

129

0

131

0

460

4

10

300

2

80

Dure

za

3

60

340

1

80

256

2

92

208

2

36

200

2

28

Peso (

ppg)

10

10

10

10

10

10

10

10

10

Ela

bo

rad

o p

or:

Was

hin

gto

n L

ópez

.

126

Los resultados de la prueba de retorta para la determinación del porcentaje de

sólidos y líquidos se presentan a continuación para todas las formulaciones.

TABLA 37: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones A, encapsulador 1, peso del

lodo 12.8 ppg

Formulación % Agua % Aceite % Solidos

1A 78 0.25 21.75

2A 76 1 23

3A 75 1 24

4A 77 0.5 22.5

5A 76 1 23

6A 78 1 21

7A 78 0.5 21.5

8A 77 1 22

9A 76 1 23


Fuente: M-I SWACO.

TABLA 38: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones B, encapsulador 2, peso del

lodo 12.8 ppg


1B 75 0.25 24.75

2B 78 1 21

3B 77 1 22

4B 75 0.25 24.75

5B 76 1 23

6B 78 1 21

7B 74 0.25 25.75

8B 72 1 27

9B 78 1 21


Fuente: M-I SWACO.

127

TABLA 39: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones C, encapsulador 1, peso del

lodo 10 ppg


1C 91 0.25 8.75

2C 90 1 9

3C 91 1 8

4C 92 0.5 7.5

5C 92 1 7

6C 91 1 8

7C 90 0.25 9.75

8C 92 1 7

9C 89 1 10


Fuente: M-I SWACO.

TABLA 40: Porcentaje de sólidos y líquidos formulaciones D, encapsulador 2, peso del

lodo 10 ppg.


1D 92 0.25 7.75

2D 90 1 9

3D 89 1 10

4D 87 0.5 12.5

5D 90 1 9

6D 92 1 7

7D 91 0.25 8.75

8D 90 1 9

9D 90 1 9


Fuente: M-I SWACO.

4.5.2 RESULTADOS DE PRUEBAS ESPECIALES

A continuación se presentas los resultados de las pruebas especiales menos

extensas, estos resultados son los de dispersión y acreción.

128

Las siguientes tablas muestran los resultados de la prueba de dispersión de las

diferentes formulaciones. Las tablas 41 y 42 son los resultados del primer grupo

de formulaciones, las cuales tienen un peso de 12.8 lpg.

TABLA 41: Porcentaje de dispersión, formulaciones A, encapsulador 1, peso del lodo

12.8 ppg.

Formulación Peso inicial Peso Final % de Dispersión

1A 20 16,77 16,15%

2A 20 17,35 13,25%

3A 20 16,92 15,40%

4A 20 16,62 16,90%

5A 20 15,95 20,25%

6A 20 16,43 17,85%

7A 20 16,3 18,50%

8A 20 15,73 21,35%

9A 20 15,26 23,70%


Fuente: M-I SWACO.

TABLA 42: Porcentaje de dispersión, formulaciones B, encapsulador 2, peso del lodo

12.8 ppg.


1B 20 16,35 18,25%

2B 20 17,14 14,30%

3B 20 16,03 19,85%

4B 20 17,72 11,40%

5B 20 17,67 11,65%

6B 20 17,19 14,05%

7B 20 17,66 11,70%

8B 20 17,08 14,60%

9B 20 16,59 17,05%


Fuente: M-I SWACO.

129

TABLA 43: Porcentaje de dispersión, formulaciones C, encapsulador 1, peso del lodo 10

ppg.


1C 20 17,16 14,20%

2C 20 17,93 10,35%

3C 20 17,96 10,20%

4C 20 17,26 13,70%

5C 20 17,3 13,50%

6C 20 17,15 14,25%

7C 20 16,8 16,00%

8C 20 16,29 18,55%

9C 20 17,15 14,25%


Fuente: M-I SWACO.

TABLA 44: Porcentaje de dispersión, formulaciones D, encapsulador 2, peso del lodo 10

ppg.

Formulacion Peso inicial Peso Final % de Dispersion

1D 20 17,62 11,90%

2D 20 17,49 12,55%

3D 20 18,92 5,40%

4D 20 17,32 13,40%

5D 20 17,86 10,70%

6D 20 17,66 11,70%

7D 20 17,24 13,80%

8D 20 18,38 8,10%

9D 20 18,4 8,00%


Fuente: M-I SWACO.

Para la prueba de acreción de recortes se utilizó solo dos formulaciones en las

cuales solo varían el tipo de encapsulador, además se eliminó de la formulación el

aditivo anti acreción. Las formulaciones utilizadas se presentan a continuación.

130

TABLA 45: Formulaciones para prueba de acreción, encapsuladores 1 y 2.

ADITIVO

FORMULACIONES

I (lb/bbl) II (lb/bbl)

ENCAPSULADOR 1.5 1.5

VISCOSIFICANTE 0.5 0.5

CONTROLADOR DE FILTRADO 0.7 0.7

INHIBIDOR DE LUTITAS 4 4

INHIBIDOR DE ARCILLAS 1 1.25 1.25

INHIBIDOR DE ARCILLAS 2 1.25 1.25

MEJORADOR DE LA ROP - -

LUBRICANTE 1 3 3

LUBRICANTE 2 - -

BACTERICIDA 0.5 0.5

DENSIFICANTE (ppg) 10 10


Los resultados obtenidos de la prueba de acreción se presentan en la siguiente

tabla.

TABLA 46: Resultados de la prueba de dispersión a los encapsuladores 1 y 2.

Peso inicial

peso final

% de solidos adheridos.

ENCAPSULADOR 1 126.11 129.15 15.2%

ENCAPSULADOR 2 128.33 129.71 6.9%


Las imágenes de la figura 46 muestran una diferencia cualitativa en cuanto a la

acreción de recortes con el uso de los dos diferentes encapsuladores.

Los resultados de hinchamiento lineal son presentados en el anexo, pero a

continuación en la figura 47 se presenta una curva de hinchamiento lineal típica

como ejemplo.

131

FIGURA 46: Acreción de recortes usando encapsuladores 1 y 2 respectivamente.


FIGURA 47: Curva de hinchamiento lineal, formulación 7A, peso del lodo 12.8 ppg.


0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 500 1000 1500 2000 2500

% d

e H

inch

amie

nto

Tiempo (min)

% de Hinchamiento vs Tiempo

132

En la figura anterior se puede observar una estabilización de la curva

aproximadamente a los 2200 minutos de iniciada la prueba, obteniendo un

hinchamiento final de la arcilla de casi el 15 % de su tamaño original.

En el siguiente capítulo se realizará un análisis más detallado de cada uno de los

resultados obtenidos en las pruebas.

133

CAPÍTULO 5

ANÁLISIS DE RESULTADOS

5.1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo se realizará un análisis más detallado al comportamiento de las

propiedades del fluido en cada formulación, de igual manera se interpretara los

resultados obtenidos en las pruebas especiales.

Para una mejor comprensión se dividió el análisis en dos partes, primero se

realizara un análisis de las pruebas básicas y luego un análisis de las pruebas

especiales.

5.1 ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS BASICAS.

En esta sección se analizará las propiedades básicas más importantes para tener

mejores condiciones de limpieza de recortes en la perforación de pozos, estas

son: la viscosidad plástica, el punto cedente, es importante también analizar el

filtrado API.

5.1.1 VISCOSIDAD PLÁSTICA.

La viscosidad plástica así como el resto de propiedades será analizada en dos

grupos clasificados por el peso del fluido, resulta más fácil comparar los dos

encapsuladores si se dividen en estos grupos porque las formulaciones A y B son

de peso 12.8 lpg y la única variación entre ellas es el tipo de encapsulador

utilizado.

De igual manera sucede con las formulaciones C y D, su única diferencia es el

tipo de encapsulador.

5.1.1.1 Formulaciones con peso de 12.8 ppg.

La figura 48 muestra el comportamiento de la viscosidad plástica antes y después

del envejecimiento. Como se puede notar es normal una pérdida de reología

134

después de cierto tiempo de uso del fluido, aunque esto va a depender de las

condiciones y el ambiente de perforación.

La línea de color negro nos muestra la tendencia de los valores de viscosidad

plástica tomados a las muestras frescas, mientras que la línea de color naranja,

exhibe la tendencia de los valores de VP tomados a los fluidos después del

envejecimiento.

Durante la perforación de un pozo puede existir contaminación del fluido la cual es

causante de altos valores de reología en el tiempo, nosotros observamos una

disminución de los valores de viscosidad plástica debido a que las pruebas se

realizan en un ambiente limpio libre de contaminantes en el laboratorio.

El decremento de la viscosidad plástica se debe a la degradación de las cadenas

del polímero el cual es la base de la reología.

Se puede decir que no existe mayor diferencia cuando la reología es tomada al

fluido fresco. La variación es poca pero está claro que el encapsulador polimérico

2 de bajo peso molecular proporciona menor reología que el encapsulador 1 de

alto peso molecular.

FIGURA 48: Viscosidad plástica antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando

los dos encapsuladores. Peso 12.8 ppg.


Fuente: M-I SWACO

05

10152025303540

1A 2A 3A 4A 5A 6A 7A 8A 9A 1B 2B 3B 4B 5B 6B 7B 8B 9B

POLY PLUS RD IDCAP D

VP

(cP

)

Formulación

Viscosidad Plástica, densidad 12.8 lpg.

Antes de Env.

Después de Env.

135

Resulta interesante analizar los valores de viscosidad plástica después de

someter a las formulaciones a un proceso de envejecimiento, las formulaciones A

y B fueron llevadas a condiciones de pozo con una temperatura de 150 F durante

16 horas. El resultado es notable, todas las formulaciones que tienen el

encapsulador 2 se degradan mucho más que las que están formuladas con el

encapsulador 1.

Este fenómeno es justificable debido a la estructura molecular de las cadenas del

cada polímero, el encapsulador 1 tiene cadenas más largas y más estables lo que

provoca una mayor viscosidad al diluir en agua, el segundo polímero también

proporciona viscosidad pero en menores valores por tener cadenas moleculares

más cortas.

En este punto se puede decir que el encapsulador 1 tiene mayor resistencia a la

degradación de las cadenas por el efecto de la temperatura.

5.1.1.2 Formulaciones con peso de 10 ppg.

Este es el segundo grupo de formulaciones a analizar, a diferencia de las 18

anteriores, estas están formuladas para un peso de 10 ppg, además se hacen

variaciones es cuanto al estabilizador térmico usado. Las tres primeras

formulaciones no contienen estabilizador térmico, y las 6 siguientes tienen

diferente concentración. A más de eso cabe mencionar que la única diferencia

entre las formulaciones C y D es el tipo de polímero encapsulador.

La figura 49 nos muestra la variación de la viscosidad plástica antes y después de

rolar, al igual que las formulaciones que tienen un peso de 12.8 ppg, se nota una

caída en los valores de viscosidad luego de un cierto tiempo de uso del fluido, y

mayormente en las formulaciones que usan encapsulador 2.

Hasta el momento no se puede llegar a ninguna conclusión con respecto al uso

del estabilizador térmico, al parecer los valores de VP no se ven afectados si se

usa o no este aditivo.

136

Cuando se toman las lecturas del viscosímetro a fluidos frescos los valores de

viscosidad son casi similares, con una tendencia de menores valores a las

formulaciones que usan polímero encapsulador 2.

FIGURA 49: Viscosidad plástica antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg.

Elaborado por: Washington Lopez

Fuente: M-I SWACO

Después de analizar los valores obtenidos de viscosidad plástica podemos decir

que, el polímero número 1 de alto peso molecular proporciona mayor reología y

tiene mayor estabilidad a la degradación por el paso del tiempo y la temperatura,

sin embargo, el objetivo de este estudio es determinar la eficiencia que los dos

polímeros tienen para minimizar los porcentajes de dispersión en zonas con

arcillas reactivas, así como también probar el efecto de cada uno con el fenómeno

de la acreción de los recortes, especialmente las arcillas plásticas que se

encuentran en la formación Tena. Para ello más adelante se analizaran los

resultados de las pruebas especiales como dispersión, acreción e hinchamiento

lineal.

5.1.2 PUNTO CEDENTE

De igual manera se realizara el análisis de los valores del punto cedente

dividiendo los datos en dos grupos relacionados al peso de cada formulación.

0

5

10

15

20

1C 2C 3C 4C 5C 6C 7C 8C 9C 1D 2D 3D 4D 5D 6D 7D 8D 9D


VP

(cP

)

Formulación

Viscosidad Plástica, densidad 10 lpg.

Antes de Env.

Después de Env.

137


Como el punto cedente está directamente relacionada con los valores de

viscosidad plástica y en general la reología del fluido. El uso del encapsulador 2

proporciona menores valores de PC, al igual que lo que sucedió con la viscosidad

plástica, el PC se ve afectado por el paso del tiempo y la temperatura.

Los valores bajos que se pueden ver en el PC de los fluidos frescos que usan el

encapsulador 2 se pueden explicar por la naturaleza del polímero, observando

una solución de polímero de alto peso molecular y otra con polímero de bajo peso

molecular, se puede ver la mayor fluidez que posee aquella que esta formulada

con polímero 2.

La figura 50 muestra los valores de PC de las 18 formulaciones que son de un

peso de 12.8 lpgy usan los encapsuladores 1 y 2.

FIGURA 50: Punto Cedente antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los

dos encapsuladores. Peso 12.8 ppg


Fuente: M-I SWACO


En estas formulaciones también se puede notar una caída del PC después de un

tiempo de envejecimiento, pero, si comparamos los valores del PC de las

formulaciones A y B con los valores de las formulaciones C y D, sean estos fríos o

0

20

40

60

80



PC

(

/100

2)

Formulación

Punto Cedente, densidad 12.8 lpg.

Antes de Env.

Después de Env.

138

rolados, podemos notar que los valores de PC en las formulaciones de peso de 10

lpgson menores, esto se debe a la menor cantidad de sólidos en suspensión que

posee el fluido, pues la diferencia en peso de 2.8 lpg es aproximadamente 100 gr

de solidos densificantes en un barril equivalente. Como sabemos el PC se ve

afectado por la cantidad de solidos suspendidos en el fluido y también por

contaminantes, pero como ya se mencionó anteriormente, todas las pruebas en el

laboratorio se realizan libres de contaminación.

La figura 51 muestra los valores del PC para las formulaciones que tienen un peso

de 10 ppg.

FIGURA 51: Punto Cedente antes y después de envejecer (150 F, 14 horas) usando los

dos encapsuladores. Peso 10 ppg


Fuente: M-I SWACO

Aunque el PC está directamente relacionado a la limpieza del pozo, se pudo

observar que los valores de viscosidad plástica son casi similares cuando se usan

los dos tipos de encapsuladores. El resultado va a ser, por decirlo así, tenemos

dos tipos de fluidos con valores de VP similares y valores de PC diferentes. Por

un lado podemos tener limpiezas de pozos efectivas con los dos tipos de

polímeros, pero con la ventaja de que el encapsulador 2 resulta mucho más fácil

de circular incluso con menores esfuerzos de las bombas de superficie.

0

5

10

15

20

25

30



PC

(

/100

2)

Formulación

Punto Cedente, densidad 10 lpg.

Antes de Env.

Después de Env.

139

5.1.3 FILTRADO API.


La figura 52 nos muestra los valores de filtrado obtenidos al formular con los dos

tipos de polímeros encapsuladores, la tendencia demuestra que las formulaciones

que incluyen el encapsulador 2 pierden mayor parte de filtrado con muestras de

fluido fresco.

Observamos que la perdida de la parte liquida del fluido es similar en los dos tipos

de formulaciones, tanto en la que usa encapsulador 1 como en la que usa

encapsulador 2 tienen la misma tendencia. En ambos casos el efecto de la

degradación de las cadenas de polímeros provoca inestabilidad en la mezcla lo

que hace que en todas las formulaciones se tengan mayores valores de perdida

después de rolar.

FIGURA 52: Comparación de los valores de filtrado antes y después de envejecer (150 F,

14 horas) usando los dos encapsuladores Peso 12.8 ppg.



Para estas formulaciones C y D es muy importante el uso del estabilizador

térmico, recordemos, las formulaciones 1, 2, 3 tanto del grupo C y D no contienen

ningún estabilizador térmico, las formulaciones 4, 5,6 tienen una concentración de

4 lb/bbl del mencionado aditivo, y finalmente las formulaciones 7, 8,9 tienen una

concentración de 2.5 lb/bbl de estabilizador térmico. Claramente se puede

05

101520



Filt

rad

o (

mL)

Formulación

Filtrado API, 12.8 ppg.

Frío

Rolado

140

observar que las 3 primeras formulaciones son muy sensibles a la degradación

térmica después del proceso de rolado. En el primer caso las formulaciones de

tipo C, las cuales usan encapsulador 1 de alto peso molecular exhiben un alto

porcentaje de perdida de filtrado luego de ser rolados, en especial la formulación

3C con un valor de casi 60 mL. Las siguientes seis formulaciones se conservan

notablemente cuando se usa el estabilizador térmico, aunque se puede decir que

una concentración de 2.5 lb/bbl favorece a la conservación de las propiedades de

filtración.

Luego las formulaciones de tipo D, de la figura 53 formuladas con encapsulador 2

de bajo peso molecular. Como ya pudimos observar anteriormente con la

viscosidad plástica y el punto cedente, este polímero tiene una degradación

considerable al ser sometido a condiciones de pozo, es decir temperaturas altas y

presión. En la comparación de la perdida de filtrado API, estas afirmaciones

quedan comprobadas, pues en las formulaciones que no usan el estabilizador

térmico se tiene una pérdida de filtrado total en las muestras después de rolar. El

polímero no es capaz de mantener propiedades aptas de filtración por si solo y

resulta indispensable el uso del estabilizador térmico para operaciones de

perforación prolongadas. Se demuestra totalmente que el uso de dicho

estabilizador ayuda a mantener las propiedades óptimas de filtración pues las

siguientes formulaciones ya no exhiben una diferencia tan grande en la perdida

después del rolado.

FIGURA 53: Comparación de los valores de filtrado antes y después de envejecer (150 F,

14 horas) usando los dos encapsuladores. Peso 10 ppg.

0

50

100

150



Filt

rad

o (

mL)

Formulación

Filtrado API, 10 ppg.

Frío

Rolado

141

Como conclusiones al análisis de las pruebas básicas a las diferentes

formulaciones podemos decir lo siguiente:

El encapsulador 1 proporciona mayor reología que el encapsulador 2.

La degradación debido al efecto de la temperatura es mayor cuando se usa

el encapsulador 2.

Los valores del punto cedente siempre son menores con el uso del

encapsulador 2, esto puede resultar positivo en ciertos casos de limpieza

del pozo.

El uso de un estabilizador térmico es una ayuda muy importante al

mantener las propiedades reológicas en especial el filtrado.

Para poder usar el polímero encapsulador 2 es indispensable el uso de un

estabilizador térmico que ayude a mantener las propiedades de filtración en

los límites aceptables.

5.2 ANÁLISIS DE PRUEBAS ESPECIALES.

De igual forma que el análisis realizado para las pruebas básicas, en este análisis

se dividirán las formulaciones en dos grupos diferenciados por el peso de la

formulación, siendo estos 12.8 y 10 ppg.

5.2.1 DISPERSIÓN


Como ya se mencionó en el capítulo 4, para realizar esta prueba es necesaria una

muestra de arcilla tomada directamente de las zarandas y sin que haya sido

lavada para mantener las propiedades de dispersión e hinchamiento naturales

intactas.

Fueron probadas las 36 formulaciones en busca de evaluar de manera general

cuál de los dos encapsuladores resulta más eficiente en prevenir la dispersión de

las arcillas. Se pudo obtener valores bastante claros y representativos de cada

grupo de formulaciones, tanto para las que usan encapsulador 1 de alto peso

molecular, como para las que usan el polímero encapsulador 2.

142

Es importante aclarar que las muestras de arcillas usadas para esta y todas las

pruebas especiales son del mismo tipo y tienen una CEC igual a 7 meq/ 100gr.

Esto es importante porque la reactividad de una arcilla se mide directamente con

la CEC y como se sabe una arcilla con CEC mayor, tiene tendencias a

dispersarse e hincharse más.

La figura 54 muestra la comparación de los resultados de dispersión realizados a

las formulaciones A y B, la línea de color negro nos muestra los porcentajes de

muestra de arcilla inicial que se dispersaron al ser sometidos a la prueba cuando

se usó el encapsulador 1 de alto peso molecular, la línea de color naranja exhibe

los porcentajes de dispersión de arcilla inicial cuando se usa el segundo

encapsulador de bajo peso molecular.

Se puede observar que los porcentajes de dispersión al usar encapsulador 2 son

en general menores a los resultados que se obtiene al usar el encapsulador 1.

FIGURA 54: Porcentaje de dispersión de las arcillas de Shushufindi usando los

encapsuladores 1 y 2 de alto y bajo peso molecular respectivamente. Peso 12.8 ppg.


Fuente: M-I SWACO

0

5

10

15

20

25

1A 1B 2A 2B 3A 3B 4A 4B 5A 5B 6A 6B 7A 7B 8A 8B 9A 9B

% D

isp

ersi

ón

Formulación

% Dispersión, peso 12.8 lpg

Encapsulador 1

Encapsulador 2

143


De manera similar a lo ocurrido con los resultados de las pruebas a las

formulaciones A y B, es estas 18 formulaciones de peso del lodo igual a 10 ppg,

los menores porcentajes de dispersión ocurren cuando se usa encapsulador 2

esto se puede observar en la figura 55 y especialmente en la línea de tendencia

de color naranja.

El polímero de bajo peso molecular resulta ser mucho más eficiente en prevenir la

dispersión que el polímero de alto peso molecular. Y las formulaciones 3C y 3D

tienen el menor porcentaje de dispersión.

Luego de analizar el efecto que tienen cada uno de los polímeros para minimizar

la dispersión podemos llegar a una conclusión clara, el encapsulador de bajo peso

molecular trabaja de mejor manera en reducir la dispersión de las arcillas, pero

como pudimos ver anteriormente, es necesario un control periódico a las

propiedades reológicas cuando se use este aditivo pues tiene una alta tendencia a

la degradación.

FIGURA 55: Porcentaje de dispersión de las arcillas de Shushufindi usando los encapsuladores 1 y 2 de alto y bajo peso molecular respectivamente. Peso 10 ppg.

Fuente: M-I SWACO

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1C 1D 2C 2D 3C 3D 4C 4D 5C 5D 6C 6D 7C 7D 8C 8D 9C 9D

% D

isp

ersi

ón

Formulación

% de Dispersion, peso 10 lpg

Encapsulador 1

Encapsulador 2

144

Los dos encapsuladores proveen inhibición a las arcillas por medio de la fijación

de su grupo aniónico (cargas negativas) en las posiciones catiónicas de los

recortes generados.

5.2.2 HINCHAMIENTO LINEAL

El hinchamiento lineal es realizado a las 36 formulaciones con muestras de

arcillas del pozo Shushufindi 206 de igual CEC al igual que para la prueba de

dispersión. Esta prueba se realiza para medir la eficiencia de los inhibidores de

arcilla, pero también podemos aprovechar y obtener conclusiones del efecto que

podría provocar el uso de la base de polímeros de diferente peso molecular.


Aunque no se puede generalizar una conclusión con respecto al uso de los

polímeros de diferente peso molecular pues los resultados obtenidos en las

pruebas de hinchamiento lineal no muestran una tendencia notable, de cierto

modo podríamos decir que al usar el encapsulador 2 de bajo peso molecular, las

arcillas tienden a hincharse más.

En la figura 56 podemos observar los resultados de las primeras 18

formulaciones (A y B), la formulación que inhibe de mejor manera el hinchamiento

de las arcillas es la 7A.

La formulación 7A usa los dos inhibidores de arcillas en concentraciones similares

e iguales a 1.25 lb/bbl. Además en esta formulación no se usa lubricante de

ningún tipo y curiosamente este lodo es hecho a base de polímero de alto peso

molecular. También podemos notar que la formulación 9B es la peor en cuanto a

inhibir el hinchamiento de las arcillas, esta contiene los mismo inhibidores que la

formulación 7A pero además tiene lubricante número 2, y está formulada a base

del polímero de bajo peso molecular.

Los resultados de la prueba de hinchamiento lineal de la formulación 7A se

presentan en el anexo 2.

145

FIGURA 56: Comparación del porcentaje de hinchamiento lineal usando los dos

encapsuladores. Peso 12.8 ppg.


Fuente: M-I SWACO


En este segundo grupo de formulaciones tenemos dos valores bajos de

hinchamiento, las formulaciones 6D y 9C tiene un porcentaje de hinchamiento

aproximadamente de 15 %.

Las dos formulaciones 6D y 9C usan el inhibidor 1 aunque en concentraciones

casi guales, 2.5 y 2.3 lb/bbl respectivamente, y el lubricante 1 en la misma

concentración.

El peor resultado se lleva la formulación 3D la cual esta inhibida con una mezcla

de concentraciones, 1.5 lb/bbl del inhibidor 1 y 1.2 lb/bbl del inhibidor 2. Además

está formulada a base del polímero encapsulador 2 de bajo peso molecular.

La figura 57 nos muestra la comparación de resultados de las 18 formulaciones

usando los dos diferente tipos de polímero encapsuladores.

0

5

10

15

20

25

30

35

40


% H

inch

amie

nto

lin

eal.

Formulación

% de Hinchamiento lineal, 12.8 ppg

Encapsulador 1

Encapsulador 2

146

FIGURA 57: Comparación del porcentaje de hinchamiento lineal usando los dos

encapsuladores. Peso 10 ppg.


Fuente: M-I SWACO

Si tomamos en cuenta el análisis centrado en el tipo de polímero base del fluido y

no en los inhibidores, al parecer el polímero de bajó peso molecular provoca que

las arcillas se hinchen en mayor porcentaje que las arcillas que fueron probadas

con el encapsulador 1 de alto peso molecular.

Esto se puede explicar con lo visto al inicio de este capítulo, se observó que él

polímero de bajo peso molecular se degrada más rápidamente que el que tiene

mayor peso molecular, un polímero al sufrir la degradación de sus cadenas tiende

a bajar la reología y por lo tanto a liberar agua de su base inicial, las moléculas de

agua que inicialmente estaban formando parte de la cadena del polímero quedan

libres, y al tener moléculas de agua libre en el fluido estas empezarán a

reaccionar con la arcilla que está siendo evaluada.

5.2.3 ACRECIÓN

Para las pruebas de acreción se trabajó con dos formulaciones diferentes, las dos

con la misma densidad e igual a 10 ppg, con los mismos inhibidores y lubricanes,

pero, a las formulaciones se les quitó el aditivo anti acreción. Por lo tanto solo nos

0

5

10

15

20

25

30

35

1C 1D 2C 2D 3C 3D 4C 4D 5C 5D 6C 6D 7C 7D 8C 8D 9C 9D

% D

isp

ersi

ón

Formulación

% de Hinchamiento lineal, 10 ppg

Encapsulador 1

Encapsulador 2

147

queda la diferencia en la base del fluido, que son los polímeros 1 y 2 de alto y bajo

peso molecular.

La figura 58 nos muestra la diferencia que existe cuando se usan polímeros de

distintos pesos moleculares, es notable que el polímero de bajo peso molecular

minimiza la acreción de los recortes a las herramientas de fondo durante la

perforación, hay una diferencia de aproximadamente el 50 % de en el efecto de

acreción de los recortes.

Es muy importante la reducción a la tendencia de acreción de los recortes pues

una de las fases más importantes en la perforación es la limpieza y circulación del

pozo, al minimizar la formación de camas de recortes en las secciones de alto

ángulo se facilitarían en gran manera los viajes de calibración.

De igual manera la acreción provoca embolamientos de las herramientas

principalmente la broca y los estabilizadores, esto hace que la ROP caiga durante

la perforación, es óptimo tener la cara y las aletas de broca lo más limpias

posibles para mejorar la tasa de corte, el polímero de bajo peso molecular puede

ser de gran ayuda en estas operaciones. Podemos ir más allá y decir que se

puede formular un fluido con base polímero de bajo peso molecular y aditivos anti

acreción mejoradores de la ROP para mejores resultados.

FIGURA 58: Comparación del porcentaje de acreción de recortes cunado se usan los dos

polímeros.

15,2

6,9

0

2

4

6

8

10

12

14

16

ENCAPSULADOR 1 ENCAPSULADOR 2

% d

e ac

reci

ón

Tipo de polímero

% de Acreción vs Tipo de polímero

148

FIGURA 59: Demostración grafica de la acreción de recortes según el tipo de polímero.

Fuente: M-I SWACO

En las fotografías anteriores podemos ver el efecto de la acreción de los recortes,

la imagen del lado izquierdo fue el resultado de la formulación hecha con el

polímero de alto peso molecular, como se puede ver, hay mayor tendencia a la

pega de recortes en el tubo de metal. La imagen del lado derecho es el resultado

de la prueba con fluido hecho a base del polímero de bajo peso molecular.

Para esta prueba se usaron las arcillas de la formación Tena, esto debido a que

en el campo Shushufindi esta formación presenta varios problemas de

embolamiento de la broca y caídas notables en la ROP. Las arcillas de Tena

resultaron ser las más reactivas el momento de realizar la prueba de MBT, estas

tienen una CEC de 35 lb/bbl.

Finalmente podemos decir que los dos polímeros tienen características diferentes

y particulares, cada uno tiene sus ventajas y trabaja mejor en ciertas propiedades.

El de mayor peso molecular tiene mayor estabilidad en reología y propiedades de

filtración, pero el de bajo peso molecular resultó mucho más efectivo en la

encapsulación de los recortes y también en minimizar la acreción. Dependerá de

los requerimientos al momento de la perforación para decidir el tipo de polímero

base del fluido que se va a usar.

149

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

En la cuenca Oriente de nuestro país las formaciones están formadas en

gran cantidad por arcillas reactivas, las cuales son causantes de varios

problemas durante la perforación al dispersarse o adherirse a las

herramientas de fondo o BHA.

La sección intermedia de los pozos del campo Shushufindi está constituida

por arcillas fácilmente hinchables al contacto con el fluido base agua, las

formaciones Orteguaza, Tuyuyacu, y Tena requieren de un sistema de

fluidos de perforación con buenas características de inhibición para tener

operaciones de perforación seguras.

En la sección intermedia de los pozos del campo Shushufindi se atraviesan

formaciones de características heterogéneas, es común encontrarse con

arenas y conglomerados altamente abrasivos, por este motivo se

acostumbra hacer un control en los parámetros de perforación antes de

ingresar a los Conglomerados superior e inferior y también a la base de

Tena.

La experiencia en la perforación de pozos en Shushufindi ha permitido

establecer sistemas de fluidos con propiedades conocidas y que dan muy

buenos resultados para cada sección, es así que en la primera sección, la

conductora se usa un fluido gelificado muy simple a base de goma

Xanthan, la sección superficial usa un sistema de fluido disperso que ayude

en la erosión y alto transporte de cortes al mantener caudales altos, para la

sección intermedia se usa un fluido inhibido para minimizar los problemas

con las arcillas reactivas y conglomerados, finalmente en la sección de

150

producción se usa un fluido a base de biopolímero lo más limpio posible

para evitar posibles daños a la formación.

En la industria petrolera se usa comúnmente polímeros para la formulación

de fluidos perforación, también en trabajos de recuperación mejorada. Los

polímeros más comunes son la goma Xanthan y las poliacrilamidas

(PHPA).

A diferencia de otros campos del oriente ecuatoriano, en Shushufindi las

arcillas encontradas en la sección intermedia no son altamente reactivas,

los valores de MBT varían entre 10 lb/bbl y 35 lb/bbl. Teniendo las más

reactivas en la formación Tena.

El polímero encapsulador 1 proporciona mayor reología y mantiene una

buena estabilidad de las propiedades de filtración ante el paso del tiempo y

la degradación por la temperatura.

Los datos de reología medidos en los fluidos frescos son similares cuando

se usan los dos polímeros, la diferencia radica en la degradación por

temperatura.

El uso de un estabilizador térmico es indispensable cuando se trabaja con

fluidos a base del encapsulador de bajo peso molecular número 2 para

ayudar a mantener las propiedades reológicas y valores de filtración

aceptables.

Aunque el polímero número 2 no sea tan estable en lo que se refiere a

reología y filtrado, los datos obtenidos demostraron que es mucho más

eficiente en minimizar la dispersión de las arcillas.

151

La prueba de acreción de recortes demostró que utilizar el polímero de bajo

peso molecular minimiza de manera notable la adhesión de estos a las

herramientas, se obtuvo un 50 % más de recortes de arcilla adheridos

cuando se usó el polímero de alto peso molecular.

Los resultados de hinchamiento lineal demostraron que se obtienen

mejores resultados de inhibición cuando se usa el polímero de alto peso

molecular en conjunto con los dos tipos de inhibidores en iguales

concentraciones y sin uso de lubricantes.

15,2

6,9

0

5

10

15

20

ENCAPSULADOR 1 ENCAPSULADOR 2

% d

e ac

reci

ón

Tipo de polímero

% de Acreción vs Tipo de polímero.

0

5

10

15

20

25

30

35

40


% H

inch

amie

nto

lin

eal.

Formulación

% de Hinchamiento lineal, 12.8 ppg

Encapsulador 1

Encapsulador 2

152

Para formulaciones hechas a base del polímero de alto peso molecular, la

concentración del estabilizador térmico es más eficiente con valores de 2.5

lb/bbl, ayudando eficientemente a tener menor perdida de filtrado.

153

6.2 RECOMENDACIONES

Para cualquier trabajo que se realice en estudios de laboratorio, es

recomendable leer con atención las hojas de seguridad (MSDS) de cada

aditivo a usar para evitar posibles atentados contra la salud, siempre es

importante nuestra seguridad ante todo.

Durante un estudio de laboratorio hecho a los fluidos de perforación es muy

importante seguir los procedimientos de prueba establecidos para tener

resultados confiables.

Los polímeros utilizados trabajan de mejor manera con rangos de pH que

van desde 8.5 a 9.5, es recomendable estabilizar la solución en estos

valores de pH.

Se recomienda mantener un control constante en las propiedades del fluido

durante todas las etapas de la perforación, viajes de calibración y

circulaciones para evitar problemas relacionados a una poca limpieza del

pozo.

En el campo es recomendable mantener una disciplina de operaciones

durante la perforación, respetar parámetros como el caudal o mantener

rotación durante la circulación es muy importante para tener una limpieza

optima del hoyo, no importa que tan bien formulado este el fluido de

perforación si no se respetan estos factores.

Durante la perforación de la sección intermedia es recomendable el control

litológico para evitar entrar en las formaciones abrasivas demasiado rápido

y por consiguiente dañar las herramientas.

Se recomienda usar el polímero de bajo peso molecular para la perforación

de esta sección puesto que proporciona mejor encapsulación de los

recortes, pero se debe tener mucha precaución y control de la reología y el

filtrado, para ellos es importante que se agregue el estabilizador térmico.

154

En caso de tener embolamientos de las herramientas se recomienda la

agregación de un aditivo anti acreción al sistema de fluidos, también es

favorable bombear píldoras desembolantes durante la perforación para

evitar caídas severas en la ROP.

155

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Baby P., Rivadeneira M. y Barragán R (2004), La Cuenca Oriente: Geología y

Petróleo, Ecuador: Instituto francés de estudios andinos, ISBN: 9978-43-859-9.

Fred W. Billmeyer JR., (2004), Ciencia de los polímeros, Versión en español,

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157

ANEXOS

158

ANEXO No 1

RESULTADO DE LA PRUEBA DE MBT REALIZADA PARA LA SELECCIÓN DE MUESTRAS.

159

MD CEC

FORMACIÓN ft lb/bbl

5452 45

ORTEGUAZA

5500 25

5600 15

5700 10

5800 30

5900 25

6000 20

6100 20

TIYUYACU 6200 20

6300 15

6400 25

6500 20 CONGLOMERADO SUPERIOR

6600 25

BASE DEL CONGLOMERADO SUPERIOR

6700 20

6800 25

6900 15

7000 30

7100 25

7200 15

7300 25

7400 10

7500 15

CONCLOMERADO INFERIOR 7600 10

7700 10

7800 10

7900 20

8000 30

TENA

8100 25

8200 30

8300 30

8400 10

8500 35

8600 25

8700 35

8800 10 BASAL TENA

8900 25

NAPO

9000 20

9100 25

9200 15

9300 20

9400 20

9480 20

160

ANEXO No 2

RESULTADO DE LA PRUEBA DE HINCHAMIENTO LINEAL DE LA MEJOR FORMULACIÓN (7A).

161

FORMULACIÓN 7A

TIEMPO HINCHAMIENTO (%)

0:00:00 0

0:00:45 0.37

0:00:56 0.73

0:01:27 1.1

0:02:17 1.47

0:03:54 1.84

0:04:41 2.21

0:05:20 2.58

0:06:50 2.95

0:08:28 3.31

0:10:27 3.69

0:12:27 3.94

0:14:18 4.31

0:16:18 4.53

0:18:18 4.68

0:20:18 4.97

0:22:18 5.15

0:24:18 5.25

0:26:18 5.42

0:28:18 5.46

0:30:18 5.61

0:32:18 5.8

0:33:48 6.17

0:35:48 6.35

0:37:48 6.54

0:39:48 6.69

0:41:48 6.73

0:43:48 6.73

0:45:48 6.74

0:47:49 6.86

0:49:49 6.91

0:51:49 6.92

0:53:49 7.04

0:55:49 7.1

0:57:49 7.21

0:59:49 7.28

1:01:49 7.29

1:03:49 7.47

1:05:49 7.53

1:07:49 7.66

1:09:49 7.66

1:11:50 7.66


1:13:50 7.8

1:15:50 7.84

1:17:50 7.85

1:19:50 8.11

1:21:50 8.15

1:23:50 8.22

1:25:50 8.35

1:27:50 8.41

1:29:50 8.55

1:31:51 8.59

1:33:51 8.6

1:35:51 8.65

1:37:51 8.77

1:39:51 8.78

1:41:51 8.84

1:43:51 8.95

1:45:51 8.97

1:47:51 8.97

1:49:51 8.99

1:51:52 9.01

1:53:52 9.14

1:55:52 9.15

1:57:52 9.15

1:59:52 9.17

2:01:52 9.24

2:03:52 9.32

2:05:52 9.34

2:07:52 9.34

2:09:52 9.34

2:11:52 9.34

2:13:53 9.49

2:15:53 9.53

2:17:53 9.68

2:19:53 9.71

2:21:53 9.72

2:23:53 9.87

2:25:53 9.9

2:27:53 9.91

2:29:53 9.99

2:31:53 10.07

2:33:53 10.09

2:35:54 10.09

2:37:54 10.15

162


2:41:54 10.27

2:43:54 10.28

2:45:54 10.32

2:47:54 10.36

2:49:54 10.39

2:51:54 10.45

2:53:54 10.46

2:55:55 10.46

2:57:55 10.46

2:59:55 10.47

3:01:55 10.51

3:03:55 10.63

3:05:55 10.65

3:07:55 10.65

3:09:55 10.65

3:11:55 10.67

3:13:55 10.73

3:15:56 10.75

3:17:56 10.79

3:19:56 10.82

3:21:56 10.83

3:23:56 10.83

3:25:56 10.83

3:27:56 10.83

3:29:56 10.83

3:31:56 10.83

3:33:56 10.83

3:35:57 10.86

3:37:57 10.93

3:39:57 10.99

3:41:57 11.02

3:43:57 11.02

3:45:57 11.02

3:47:57 11.03

3:49:57 11.04

3:51:57 11.13

3:53:57 11.2

3:55:57 11.21

3:57:57 11.21

3:59:57 11.21

4:01:58 11.24

4:03:58 11.28

4:05:58 11.36


4:09:58 11.42

4:11:58 11.53

4:13:58 11.57

4:15:58 11.58

4:17:58 11.58

4:19:58 11.58

4:21:59 11.64

4:23:59 11.69

4:25:59 11.75

4:27:59 11.76

4:29:59 11.76

4:31:59 11.76

4:33:59 11.76

4:35:59 11.76

4:37:59 11.77

4:39:59 11.79

4:42:00 11.83

4:44:00 11.93

4:46:00 11.94

4:48:00 11.95

4:50:00 11.95

4:52:00 11.95

4:54:00 11.95

4:56:00 11.96

4:58:00 11.95

5:00:00 11.97

5:02:01 12.02

5:04:01 12.1

5:06:01 12.12

5:08:01 12.13

5:10:01 12.14

5:12:01 12.14

5:14:01 12.14

5:16:01 12.14

5:18:01 12.15

5:20:01 12.16

5:22:01 12.18

5:24:02 12.19

5:26:02 12.24

5:28:02 12.31

5:30:02 12.31

5:32:02 12.31

5:34:02 12.32

163


5:38:02 12.32

5:40:02 12.32

5:42:02 12.32

5:44:02 12.33

5:46:03 12.36

5:48:03 12.38

5:50:03 12.39

5:52:03 12.43

5:54:03 12.48

5:56:03 12.5

5:58:03 12.5

6:00:03 12.51

6:02:03 12.51

6:04:04 12.51

6:06:04 12.51

6:08:04 12.51

6:10:04 12.52

6:12:04 12.55

6:14:04 12.6

6:16:04 12.68

6:18:04 12.7

6:20:04 12.7

6:22:04 12.7

6:24:04 12.71

6:26:05 12.74

6:28:05 12.78

6:30:05 12.82

6:32:05 12.84

6:34:05 12.88

6:36:05 12.88

6:38:05 12.88

6:40:05 12.89

6:42:05 12.93

6:44:06 12.96

6:46:06 12.98

6:48:06 12.98

6:50:06 13.02

6:52:06 13.04

6:54:06 13.04

6:56:06 13.05

6:58:06 13.07

7:00:06 13.07

7:02:06 13.07


7:06:06 13.07

7:08:07 13.07

7:10:07 13.07

7:12:07 13.07

7:14:07 13.07

7:16:07 13.07

7:18:07 13.08

7:20:07 13.08

7:22:07 13.08

7:24:07 13.08

7:26:07 13.09

7:28:07 13.09

7:30:08 13.11

7:32:08 13.12

7:34:08 13.14

7:36:08 13.15

7:38:08 13.19

7:40:08 13.19

7:42:08 13.21

7:44:08 13.22

7:46:08 13.23

7:48:08 13.26

7:50:09 13.25

7:52:09 13.26

7:54:09 13.26

7:56:09 13.26

7:58:09 13.26

8:00:09 13.26

8:02:09 13.29

8:04:09 13.32

8:06:09 13.35

8:08:09 13.38

8:10:09 13.41

8:12:10 13.42

8:14:10 13.43

8:16:10 13.43

8:18:10 13.42

8:20:10 13.44

8:22:10 13.44

8:24:10 13.44

8:26:10 13.44

8:28:10 13.44

8:30:10 13.44

164


8:32:11 13.44

8:34:11 13.44

8:36:11 13.44

8:38:11 13.45

8:40:11 13.45

8:42:11 13.47

8:44:11 13.49

8:46:11 13.55

8:48:11 13.57

8:50:11 13.6

8:52:12 13.61

8:54:12 13.62

8:56:12 13.63

8:58:12 13.63

9:00:12 13.63

9:02:12 13.63

9:04:12 13.63

9:06:12 13.63

9:08:12 13.63

9:10:12 13.63

9:12:12 13.63

9:14:13 13.63

9:16:13 13.63

9:18:13 13.63

9:20:13 13.63

9:22:13 13.63

9:24:13 13.64

9:26:13 13.63

9:28:13 13.64

9:30:13 13.65

9:32:13 13.65

9:34:14 13.65

9:36:14 13.65

9:38:14 13.67

9:40:14 13.68

9:42:14 13.7

9:44:14 13.72

9:46:14 13.75

9:48:14 13.8

9:50:14 13.82

9:52:14 13.81

9:54:15 13.81

9:56:15 13.8


9:58:15 13.81

10:00:15 13.81

10:02:15 13.82

10:04:15 13.82

10:06:15 13.82

10:08:15 13.82

10:10:15 13.82

10:12:15 13.82

10:14:16 13.82

10:16:16 13.82

10:18:16 13.82

10:20:16 13.82

10:22:16 13.82

10:24:16 13.82

10:26:16 13.82

10:28:16 13.82

10:30:16 13.82

10:32:16 13.83

10:34:16 13.83

10:36:16 13.83

10:38:17 13.83

10:40:17 13.83

10:42:17 13.84

10:44:17 13.84

10:46:17 13.86

10:48:17 13.88

10:50:17 13.95

10:52:17 13.93

10:54:17 13.93

10:56:18 13.96

10:58:18 13.97

11:00:18 13.99

11:02:18 13.98

11:04:18 13.99

11:06:18 13.99

11:08:18 13.99

11:10:18 14

11:12:18 14

11:14:18 14

11:16:19 14

11:18:19 14

11:20:19 14

11:22:19 14

165


11:24:19 14

11:26:19 14

11:28:19 14

11:30:19 14

11:32:19 14

11:34:19 14

11:36:19 14.01

11:38:20 14

11:40:20 14

11:42:20 14.01

11:44:20 14.01

11:46:20 14.02

11:48:20 14.02

11:50:20 14.03

11:52:20 14.04

11:54:20 14.03

11:56:20 14.05

11:58:21 14.07

12:00:21 14.06

12:02:21 14.06

12:04:21 14.08

12:06:21 14.09

12:08:21 14.13

12:10:21 14.11

12:12:21 14.13

12:14:21 14.14

12:16:21 14.15

12:18:21 14.17

12:20:22 14.16

12:22:22 14.17

12:24:22 14.18

12:26:22 14.18

12:28:22 14.18

12:30:22 14.18

12:32:22 14.18

12:34:22 14.19

12:36:22 14.18

12:38:22 14.19

12:40:22 14.19

12:42:22 14.19

12:44:23 14.19

12:46:23 14.19

12:48:23 14.19


12:50:23 14.19

12:52:23 14.19

12:54:23 14.19

12:56:23 14.19

12:58:23 14.2

13:00:23 14.19

13:02:23 14.19

13:04:23 14.2

13:06:23 14.2

13:08:23 14.2

13:10:23 14.2

13:12:23 14.2

13:14:23 14.2

13:16:23 14.21

13:18:23 14.23

13:20:23 14.26

13:22:24 14.24

13:24:24 14.25

13:26:24 14.29

13:28:24 14.29

13:30:24 14.33

13:32:24 14.32

13:34:24 14.33

13:36:24 14.36

13:38:24 14.36

13:40:24 14.37

13:42:24 14.37

13:44:24 14.37

13:46:24 14.38

13:48:25 14.37

13:50:25 14.37

13:52:25 14.38

13:54:25 14.38

13:56:25 14.38

13:58:25 14.38

14:00:25 14.38

14:02:25 14.38

14:04:25 14.38

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ANEXO No 3

MASTERLOG DE LA SECCIÓN INTERMEDIA DEL POZO SHUSHUFINDI 206D.

escuela politÉcnica nacional - repositorio...

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