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FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE AGUA A CAMPO BOSCÁN
Trabajo de grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: FUENMAYOR OVIOL, CESAR ERNESTO Tutor: Américo Perozo Co-tutor: Renato Acosta
Maracaibo, noviembre de 2008
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado FACTIBILIDAD TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE AGUA A CAMPO BOSCÁN, que el Ingeniero Cesar Fuenmayor, C.I. 13.992.187; presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del artículo 51, párrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
_____________________ Coordinador del Jurado
Américo Perozo C.I. 2.280.248
_______________________ _______________________ Orlando Zambrano Renato Acosta C.I. 7.548.612 C.I. 4.523.951
________________________________
Director de la División de Postgrado Gisela Páez
Maracaibo, noviembre del 2008.
DEDICATORIA
A Dios, primero que todo, por concederme todo lo necesario para culminar una de las
etapas más importante de mi vida.
A mis padres, quienes con su apoyo, estimulo y comprensión me han ayudado a conseguir
todas las metas que me he trazado.
A mis hermanos, quienes siempre han estado a mi lado, brindándome su confianza y
ayudándome a continuar adelante a pesar de las dificultades.
A mi abuela Valentina, quien en vida siempre estuvo dispuesta a escucharme y darme su
cariño; sin duda alguna, la persona más especial que he conocido.
A Maria Alejandra, por estar conmigo en las buenas y en las malas, apoyándome en todo
momento.
AGRADECIMIENTOS
A La Universidad del Zulia, particularmente a la División de Postgrado de la Facultad de
Ingeniería, por darme la oportunidad de completar otra fase en mí desarrollo profesional.
A la empresa Chevron, por brindarme la oportunidad y el apoyo de realizar este trabajo de
investigación, especialmente al departamento de Perforación y Completación para Campo
Boscán.
A la empresa Halliburton, particularmente a su división de Servicios de Fluidos por su
apoyo en el desarrollo de esta investigación
A mi padre, ingeniero Iván Fuenmayor, por su asesoramiento y supervisión en la
realización de esta investigación.
A los ingenieros Américo Perozo y Renato Acosta, por su valiosa colaboración en el
desarrollo de esta investigación.
A todos mis familiares, compañeros y amigos quienes compartieron conmigo a lo largo
del desarrollo de mi carrera; gracias a todos.
Fuenmayor Oviol, Cesar Ernesto. Factibilidad Técnica Y Económica De La Aplicación De Un Fluido De Perforación Base Agua A Campo Boscán. 2008 Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 109 p. Tutor: Américo Perozo; Cotutor: Renato Acosta.
RESUMEN
Este trabajo de investigación describe el diseño de los sistemas de fluidos de perforación utilizados actualmente en la campaña de perforación en Campo Boscán, así como también, nuevas propuestas para optimizar el uso de dichos sistemas y conseguir un mejor desempeño en las operaciones de perforación y completación. El desarrollo del mencionado campo ha estado marcado por la continua búsqueda de optimizar las operaciones de perforación y reducir los costos operativos. Desde comienzos de Julio de 1996, mejoramientos continuos has sido llevado a cabo en todos los aspectos relacionados con las actividades de perforación: diseño de mechas, fluidos de perforación, ensamblajes de fondo, técnicas de cementación, entre otros. Desde la decisión inicial de perforar un pozo en este campo, ha existido un enfoque evolucionario en la selección y refinamiento de la técnica mas apropiada de los sistemas de fluidos. El actual proceso contempla el uso de agua fresca y gel para la sección superficial, un sistema no disperso para la sección intermedia y un fluido limpio a base de carbonato de calcio para la sección de producción. Esta investigación se encuentra enfocada en la optimización de los presentes sistemas de fluidos de perforación, tomando en consideración la búsqueda de mayores tasas de penetración (ROP), mínima ocurrencia de problemas de estabilidad de arcillas en la sección intermedia, y un fluido limpio para la zona de producción con un mínimo impacto en términos de daño a la formación. Las características geológicas de la zona, así como la reacción de las mismas con los sistemas de fluidos utilizados durante la perforación, son evaluadas en esta investigación. Las propiedades reológicas y fisicoquímicas de dichos sistemas son evaluadas, al mismo tiempo que se consideraron pruebas de hinchamiento lineal de arcillas de manera que se formuló y recomendó la mejor opción para conseguir los objetivos minimizando los problemas operacionales asociados al hinchamiento de estas arcillas. Palabras claves: Fluidos de perforación, inhibición, lutitas, lubricidad, evaluación, arcillas reactivas, sensibilidad económica, sistema de fluido base agua, sistema de fluido base aceite. Email: [email protected]
Fuenmayor Oviol, Cesar Ernesto. Water Base Drilling Fluids Technical And Economical Feasibility For Boscan Field. 2008 Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 109 p. Tutor: Américo Perozo; Cotutor: Renato Acosta.
ABSTRACT
This research project describe the design of drilling fluids system in the ongoing drilling campaign at Boscan field, as well new proposals to optimize these systems and find a better performance for drilling and completion operations. The development of the Boscan field has been marked by a continuous drive to optimize drilling performance and reduce total operating costs. Since the beginning in July 1996, continuous improvements have been realized for all aspects of the drilling operations: drilling fluids, bit design, drilling assemblies, cementing techniques, among others. From the initial decision to drill the wells in the field, there has been an evolutionary approach to selection and refinement of the most appropriate drilling fluid and completion technique. The still ongoing optimization process has evolved to the current WBM drilling fluids program where a Gel/Fresh water system is used for the surface section, a non dispersed system for the intermediate section, and a non-damaging clean fluid formulated with adequately sized calcium carbonate as weighting/bridging agent for the productive section. This research is aimed to evaluate the current fluid systems, looking to obtain high ROP’s, minimum occurrence of hole instability problems in the intermediate section, and a clean fluid with minimum impact in terms of formation damage for the productive sands without causing hole instability in any intra-reservoir shale lenses that may be encountered while drilling or completing these wells. The geological characteristics of the area, as well the reaction of the same with the current drilling fluids system are evaluated in this investigation. The rheological and physical chemical properties are evaluated, at the same time, reactive shale test were performed in order to formulate and recommend the best option to reach the objectives while minimizing the operational problems.
Key words: Drilling fluids, inhibition, shale, lubricity, evaluation, reactive shale, economic sensibility, water base drilling fluids system, oil base drilling fluids system.
Email: [email protected]
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN………………………………………………………………………………… 3
ABSTRACT……………………………………………………………………………….. 4
TABLA DE CONTENIDOS……………………………………………………………… 5
LISTA DE TABLAS……………………………………………………………………… 9
LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………………... 10
NOMENCLATURA………………………………………………………………………. 12
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………… 14
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA………………………………………………………….. 15
1.1.- Planteamiento del Problema…………………………………………………………. 15
1.2.- Objetivos …………………………………………………………………………….. 16
1.2.1.- Objetivo General……………………………………………………………... 16
1.2.2.- Objetivos Específicos………………………………………………………... 16
1.3.- Justificación de la Investigación.…………………………………………………….. 17
1.4.- Delimitación de la Investigación…………………………………………………….. 18
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO……………………………………………………… 19
2.1.- Antecedentes de la Investigación…………………………………………………….. 19
2.1.1.- Contribution Of The Drilling Fluids Design To The Successful
Development of the Boscan Field…………………………………………………… 19
2.1.2.- Evaluación y Selección de Fluidos de Perforación en el Área La
Palma del Campo Rosario…………………………………………………………… 20
2.2.- Reseña Histórica Campo Boscán…………………………………………………….. 21
2.3.- Fundamentos Teóricos………………………………………………………….......... 24
2.3.1.- Fluidos de Perforación……………………………………………….............. 24
2.3.2.- Funciones de los fluidos de perforación……………………………………... 25
2.3.3.- Factores a considerar durante la perforación de pozos………………………. 29
2.3.3.1.- Daños a formaciones subterráneas…………………………………. 30
2.3.3.2.- Corrosión de la sarta y del revestimiento………………………….. 30
2.3.3.3.- Reducción de la velocidad de penetración…………………………. 30
2.3.3.4.- Presiones de succión, pistón y presión de circulación……………... 31
2.3.3.5.- Pérdida de circulación……………………………………………… 31
2.3.3.6.- Pega de la sarta…………………………………………………….. 31
2.3.3.7.- Erosión de las paredes del pozo……………………………………. 32
2.3.3.8.- Retención de sólidos indeseables…………………………………... 32
2.3.3.9.- Desgaste de las bombas……………………………………………. 32
2.3.3.10.- Contaminación de lechadas de cemento…………………………. 33
2.3.3.11.- Contaminación del ambiente……………………………………... 33
2.3.4.- Propiedades de los fluidos de perforación………………………………….... 34
2.3.4.1.- Densidad de lodo…………………………………………………... 34
2.3.4.2.- Viscosidad………………………………………………………….. 35
2.3.4.3.- Reología……………………………………………………………. 35
2.3.5.- Tipos de fluidos……………………………………………………………… 41
2.3.5.1.- Fluidos Newtonianos………………………………………………. 41
2.3.5.2- Fluidos No Newtonianos…………………………………………… 42
2.3.6.- Clasificación de los fluidos de perforación………………………………….. 43
2.3.6.1.- Lodos base agua……………………………………………………. 44
2.3.6.2.- Lodos base aceite…………………………………………………... 45
2.3.7.- Fases de los fluidos de perforación…………………………………………... 46
2.3.7.1.- Fase continua………………………………………………………. 47
2.3.7.2- Fase discontinua…………………………………………………….. 47
2.3.8.- Lutitas………………………………………………………………………... 47
2.3.9.- Arcillas……………………………………………………………………….. 49
2.3.10.- Fenómeno de Hinchamiento-Dispersión…………………………………… 51
2.3.11.- Estabilidad de arcillas………………………………………………………. 53
2.3.12.- Principales estados de asociación de las partículas de arcilla en los
fluidos de perforación……………………………………………………………….. 55
2.3.13.- Pega de Tubería…………………………………………………………….. 55
2.3.13.1.- Pega por diferencial………………………………………………. 56
2.3.13.2.- Pega por empaquetamiento……………………………………….. 57
2.3.13.3.- Pega por pozo estrecho…………………………………………… 58
2.3.13.4.- Pega por geometría de hoyo……………………………………… 58
2.3.14.- Pérdida de circulación………………………………………………………. 60
2.3.14.1.- Formaciones cavernosas………………………………………….. 60
2.3.14.2.- Formaciones fracturadas………………………………………….. 60
2.3.14.3.- Formaciones permeables…………………………………………. 61
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO…………………………………………… 62
3.1.- Evaluación de propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de
perforación base agua utilizados actualmente en Campo Boscán…………………………. 62
3.2.- Diseño de sistema de lodo base aceite adaptado a las necesidades técnicas y
económicas de Campo Boscán…………………………………………………………….. 67
3.2.1.- Preparación…………………………………………………………………... 67
3.2.2.- Preparación en el taladro de perforación…………………………………….. 67
3.2.3.- Transferencia del lodo a los tanques del taladro de perforación…………….. 68
3.2.4.- Pre-tratamiento del lodo base agua…………………………………………... 68
3.2.5.- Otros puntos a considerar para el uso de fluidos base aceite………………… 68
3.2.6.- Corrida de registros en lodo base aceite ……………………………………... 69
3.3.- Evaluación de la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de
perforación base agua mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas
y lutitas…………………………………………………………………………………….. 69
3.4.- Determinación de limitantes de logística y ambiental del sistema base agua de alto
rendimiento en comparación con el sistema base aceite…………………………………... 73
3.5.- Estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de fluidos
de perforación……………………………………………………………………………... 74
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS…………………………………............ 75
4.1.- Evaluación de propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de
perforación base agua utilizados actualmente en Campo Boscan…………………………. 75
4.2.- Diseño de sistema de lodo base aceite adaptado a las necesidades técnicas y
económicas de Campo Boscán…………………………………………………………….. 80
4.3.- Evaluación de la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de perforación
base agua mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas y lutitas……. 82
4.3.1.- Difracción de Rayos X……………………………………………………….. 82
4.3.2.- Prueba de dispersión de lutitas………………………………………………. 83
4.3.3.- Prueba de hinchamiento lineal……………………………………….............. 86
4.3.4.- Prueba de retorno de permeabilidad…………………………………………. 88
4.4.- Determinación de limitantes de logística y ambiental del sistema base agua de alto
rendimiento en comparación con el sistema base aceite…………………………………... 89
4.4.1.- Tanque de recepción…………………………………………………………. 92
4.4.2.- Retroexcavadora ……………………………………………………………... 92
4.4.3.- Centrifuga……………………………………………………………………. 92
4.4.4.- Supavac………………………………………………………………………. 92
4.4.5.- Compresor de aire……………………………………………………………. 92
4.4.6.- Secador de ripios……………………………………………………………... 92
4.4.7.- Tanque tres caras…………………………………………………………….. 92
4.5.- Estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de fluidos
de perforación……………………………………………………………………………... 92
CONCLUSIONES………………………………………………………………………… 97
RECOMENDACIONES………………………………………………………………....... 98
GLOSARIO………………………………………………………………………………... 99
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………………….. 106
ANEXOS………………………………………………………………………………….... 108
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1. Concentración de productos lodo base agua…………………………………………… 75
2. Propiedades Reológicas Icotea Superior, BN-822……………………………………... 76
3. Propiedades Reológicas Anhidrita, BN-822…………………………………………… 76
4. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-822……………………………………. 77
5. Propiedades Reológicas Icotea Superior, BN-823……………………………………... 77
6. Propiedades Reológicas Anhidrita, BN-823…………………………………………… 78
7. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-823……………………………………. 78
8. Propiedades Reológicas Icotea Superior, BN-824……………………………………... 79
9. Propiedades Reológicas Anhidrita, BN-824…………………………………………… 79
10. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-824…………………………………... 80
11. Concentración de Productos lodo base aceite………………………………………… 81
12. Propiedades reológicas lodo base aceite……………………………………………… 81
13. Composición química de la lutita……………………………………………………... 82
14. Composición química de la arcilla……………………………………………………. 82
15. Porcentajes de dispersión formulación #1…………………………………………….. 83
16. Porcentajes de dispersión formulación #2…………………………………………….. 84
17. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #1……………………………………... 86
18. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #2……………………………………... 87
19. Prueba de Retorno de Permeabilidad…………………………………………………. 89
20. Costos de materiales para servicios de fluidos base agua …………………………….. 93
21. Costos de equipos en renta para servicios de fluidos base agua………..…………….. 93
22. Costos de servicios y personal para fluidos base agua………………………………... 94
23. Costos totales para fluidos base agua…………………………………………………. 94
24. Costos de materiales para servicios de fluidos base aceite…………………………… 95
25. Costos de equipos en renta para servicios de fluidos base aceite…………………….. 95
26. Costos de servicios y personal para fluidos base aceite………………………………. 96
27. Costos totales para fluidos base aceite………………………………………………... 96
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1. Campo Boscán…………………………………………………………………………. 21
2. Columna estratigráfica de Boscán……………………………………………………… 23
3. Transporte de los ripios hasta superficie……………………………………………….. 26
4. Transmisión de energía hidráulica……………………………………………………... 28
5. Tensión de Corte vs. Velocidad de Corte en Fluidos Newtonianos……………………. 41
6. Viscosidad vs. Velocidad de corte en Flujos Newtonianos……………………………. 42
7. Tensión de Corte vs. Velocidad de Corte para un fluido de Perforación………………. 42
8. Viscosidad vs. Velocidad de Corte para un fluido de Perforación…………………….. 43
9. Clasificación de los fluidos de Perforación…………………………………………….. 44
10. Emulsión aceite en agua………………………………………………………………. 46
11. Ejemplo de cristales: a) tetraédrico; b) octaédrico……………………………………. 49
12. Estructura de algunas arcillas…………………………………………………………. 50
13. Efecto de la doble capa eléctrica……………………………………………………… 52
14. Pega por diferencial…………………………………………………………………… 56
15. Pega por empaquetamiento………………………………………………………….... 57
16. Pega por geometría del hoyo………………………………………………………….. 59
17. Viscosímetro FANN 35A …………………………………………………………….. 64
18. Prueba de Filtrado HP/HT…………………………………………………………….. 66
19. Prueba de difracción de Rayos X……………………………………………………... 70
20. Hinchamiento Lineal de Lutitas………………………………………………………. 72
21. Prueba de Hinchamiento Lineal de Lutitas…………………………………………… 72
22. Retorno de Permeabilidad …………………………………………………………….. 73
23. Gráfico de dispersión formulación #1………………………………………………… 84
24. Gráfico de dispersión formulación #2………………………………………………… 85
25. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #1……………………………………... 86
26. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #2……………………………………... 87
27. Equipos de control de sólidos MBM…………………………………………………. 91
28. Equipos de control de sólidos lodo base aceite en pozo BN-817……………………. 108
29. Cajas de recortes lodo base aceite en pozo BN-817………………………………….. 108
30. Tanques de lodo en pozo BN-817 …………………………………………………….. 109
31. Tanques de lodo desde adentro en pozo BN-817……………………………………... 109
NOMENCLATURA
Φ: Porosidad, %.
% Ay S: Porcentaje de agua y sedimentos.
˚API: Gravedad del petróleo.
A: Amperios, unidad de flujo eléctrico.
AC: Corriente alterna.
bpd: Barriles por día.
BCP: Bombeo de Cavidad Progresiva.
BES: Bombeo electrosumergible.
CAPEX: Costos de inversión.
CVX: Chevron.
DC: Corriente directa.
ESP: Electric Submersible Pump, Bomba Electrosumergible.
Hz: Hertz, unidad de frecuencia.
HP: Horse power, caballos de fuerza.
HSE: Health, Safety and Environment, Salud, Seguridad y Ambiente.
ID: Diámetro interno.
INTEVEP: Instituto Tecnológico Venezolano del Petróleo.
K: Permeabilidad, md.
Kv: Kilovoltios, unidad de potencial eléctrico.
LWD: Logging While Drilling, Perfilando Mientras se Perfora.
MWD: Measurement While Drilling, Medición Mientras se Perfora.
NPV: Net Present Value, Valor Presente Neto.
OD: Diámetro externo.
OPEX: Costos operacionales.
Pb: Presión de saturación, lpc.
PCP: Progressive Cavity Pump, Bombeo de Cavidad Progresiva.
PDVSA: Petróleos de Venezuela S.A.
PLT: Production Logging Tool, Herramienta de Perfilaje de Producción.
PVT: Presión, Volumen y Temperatura.
RGP: Relación gas-petróleo, pies3/bbl.
RPM: Revoluciones Por Minuto, unidad de velocidad.
TVD: True Vertical Depth, Profundidad Vertical Verdadera.
UDC: Unit Development Cost, Costo de Desarrollo por Unidad.
USD: Dólares, unidad de moneda norteamericana.
VIR: Value Investment Ratio, Tasa Interna de Retorno.
14
INTRODUCCIÓN
Desde la decisión inicial de perforar un pozo en Campo Boscán, ha existido un enfoque
de mejoramiento para seleccionar y refinar la técnica más apropiada para fluidos de perforación y
completación. El continuo proceso de optimización ha llevado al actual uso de un fluido de
perforación base agua para cada etapa como se describe a continuación: sistema de gel/agua
fresca para la sección superficial, un sistema de bajo PH y no disperso para la sección intermedia
y un fluido para la zona productora diseñado esencialmente para proporcionar el mas bajo posible
índice de filtración.
En la optimización de fluidos para la perforación de pozos, los objetivos mas importantes
tomados en consideración son los de conseguir una alta tasa de penetración, mínima ocurrencia
de inestabilidad de hoyo en la sección intermedia, evitar problemas asociados a limpieza de hoyo
y pega de tubería, y utilizar un fluido limpio y con un mínimo impacto en términos de daño a la
formación en las arenas productoras.
El objetivo de esta investigación consiste en evaluar y optimizar los sistemas de fluidos
base agua diseñados, para utilizarlos en la perforación en un perfil de pozo con arcillas reactivas.
Para tal fin se preparan fluidos con formulaciones específicas con propiedades físico-químicas
similares o mejores que una formulación de fluido base aceite comúnmente utilizado en el perfil
de estos tipos de pozos.
La investigación se encuentra estructurada en cuatro capítulos: en el primero se establece
el planteamiento del problema, incluyendo la justificación de la investigación, objetivos, alcance
y delimitación; en el segundo, se detallan los antecedentes y fundamentos teóricos de la
investigación; en el tercero se describe la metodología utilizada para llevar a cabo los objetivos
planteados. Por último se presenta el análisis de los resultados, en base a los cuales se llega a una
serie de conclusiones y recomendaciones, entre los que destacan, los méritos para la optimización
del presente sistema de fluidos de perforación en los pozos de Campo Boscán.
15
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema.
En la actualidad el mayor reto que se presenta en la formulación de los fluidos de
perforación es satisfacer las crecientes y exigentes condiciones de altas temperaturas y presiones
que se encuentran en algunos pozos profundos, desviados y de alcance extendido, y evitar, a la
vez, dañar el medio ambiente. Las operaciones en Campo Boscán no escapan de este desafío, de
aquí la radica la necesidad de mantener un mejoramiento continuo en todas las fases que
contemplan la perforación de pozos de petróleo en esta zona.
Durante las actividades de perforación, problemas de limpieza de hoyo, perdida de
circulación y pega de tubería asociados a inestabilidad de arcillas, son encontradas a lo largo de
las operaciones en las secciones superficiales, intermedia y de producción.
Debido al largo tiempo de exposición de las arcillas reactivas con el sistema de fluidos, y
aunado a las largas secciones perforadas, característica del perfil de construcción de pozos en
Campo Boscán, hace que la hidratación de las arcillas dificulte el transporte de los cortes de
perforación a la superficie y por ende afecte la correcta limpieza del hoyo ocasionando
embolamiento de la mecha, perdidas de circulación por presiones de suaveo, pega de tubería y
bajas tasas de penetración.
Los problemas ocasionados por la reactividad de las arcillas con el lodo de perforación,
originan una serie de consecuencias que se traducen en largos tiempo operacionales que a vez
afectan negativamente la rentabilidad del negocio.
Estos inconvenientes han llevado a la constante búsqueda por conseguir técnicas y
métodos con el fin de mejorar la eficiencia y la rentabilidad en las operaciones de Campo
Boscán, a través del desarrollo de un fluido de perforación que permita disminuir el grado de
reactividad de estas arcillas inestables y de esta manera garantizar una adecuada limpieza de
hoyo sin incidentes que puedan afectar la eficiencia de las operaciones y consiguiendo altas tasas
16
de penetración que a su vez disminuirán el tiempo de exposición de estas arcillas con el lodo de
perforación.
Tomando en cuenta lo expuesto anteriormente, se presentan las siguientes interrogantes:
¿Que tanto se puede minimizar el efecto de hidratación en estas arcillas reactivas?
¿Se podrá eliminar por completo los problemas de embolamiento de la mecha y
ensamblajes de fondo, que conllevan a su vez a una serie de problemas operacionales que afectan
negativamente la eficiencia y el rendimiento esperado?
Existe la necesidad de mitigar la reactividad de las arcillas con los sistemas de lodos base
agua utilizados actualmente en Campo Boscán, en virtud de este planteamiento, ¿Será posible
imitar las bondades de un lodo base aceite, en cuanto a reactividad de arcillas se refiere, en un
lodo base agua para la perforación de pozos en esta área?
1.2. Objetivos.
A continuación se presentan los objetivos generales y específicos de la investigación.
1.2.1. Objetivo General de la Investigación.
Evaluar técnica y económicamente la factibilidad de la aplicación de un fluido de
perforación base agua mejorado que permita obtener ventajas similares a las alcanzadas con lodos
base aceite en pozos perforados en el área de campo Boscán.
1.2.2. Objetivos Específicos de la Investigación.
Los objetivos específicos son planteados a continuación.
Evaluar las propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de perforación
base agua utilizados actualmente en las operaciones de Campo Boscán.
Diseñar un sistema de lodo base aceite que se adapte a las necesidades técnicas y económicas
de Campo Boscán.
17
Realizar pruebas de difracción de rayos x para caracterizar las arcillas presentes en las
formaciones a perforar en Campo Boscán.
Evaluar la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de perforación base agua
mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas y lutitas.
Realizar pruebas de retorno de permeabilidad de las formaciones en estudio al utilizar fluidos
base agua.
Determinar las limitantes de logística y ambientales del sistema base agua de alto rendimiento
en comparación con el sistema base aceite.
Realizar un estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de
fluidos de perforación.
1.3. Justificación de la Investigación.
En la explotación de hidrocarburos, el factor económico juega un papel determinante en la
planificación de todos los proyectos. Por esta razón, siempre se busca la manera de disminuir los
costos operacionales para hacer más rentable el negocio.
Por esta razón, se presenta la necesidad de mejorar y optimizar el diseño de los fluidos de
perforación y completación utilizados durante las operaciones en Campo Boscán y de esta
manera atenuar los problemas potenciales esperados en las distintas fases.
Los fluidos de perforación base aceite representan la mejor opción cuando se pretende
perforar pozos con problemas de estabilidad de hoyo y arcillas reactivas. Estos lodos tienen un
alto grado de lubricidad y tienen la habilidad de inhibir la hidratación de arcillas. Estos lodos
también son utilizados para aplicaciones especiales como por ejemplo, pozos con altas presiones
y altas temperaturas, presencia de H2S y CO2, etc. El costo (comparados con los fluidos base
agua) es la mayor desventaja cuando se considera la utilización de estos fluidos; inicialmente, el
costo por barril es mucho mas elevado que el de los lodos base agua, sin embargo, los lodos base
aceite pueden ser reacondicionados y utilizados en varios pozos. Hoy en día, debido a las
18
restricciones ambientales, el uso de estos fluidos base aceite se encuentra prohibido o bien
severamente restringido en diferentes locaciones. En algunas áreas, perforar con lodos base
aceites requiere que los recortes sean almacenados y desechados en sitios especialmente
diseñados para tal fin. Los costos de almacenamiento, transporte y desecho pueden disminuir
considerablemente la rentabilidad del uso de los lodos base aceite.
Ahora bien, al desarrollar un sistema de fluidos base agua capaz de imitar las bondades de
los lodos base aceite, en cuanto a reactividad de arcillas se refiere, se espera alcanzar mejores
tasas de penetración así como también una reducción considerable en los tiempos de taladro al
evitar problemas asociados a hinchamiento de arcillas como embolamiento de mechas y
ensamblajes de fondo, pega de tubería, limpieza de hoyo, entre otros.
Los resultados obtenidos durante este estudio proveerá opciones que van a determinar la
estrategia óptima en cuanto a la selección y formulación de un sistema de fluidos que permita
mejorar la eficiencia de las operaciones de perforación y completación lo cual se traduce en un
mayor rendimiento económico.
1.4. Delimitación de la Investigación.
La investigación será aplicada en los pozos ubicados en Campo Boscán localizado a 40
kilómetros al Suroeste de Maracaibo, y operada por la empresa mixta Petroboscan
(Chevron/PDVSA). Los estudios y pruebas serán llevados a cabo en las oficinas de Petroboscan
en Maracaibo, específicamente en el Departamento de Perforación & Completación, y en los
laboratorios de Halliburton Fluids Services en su sede de Punta Camacho en la Costa Oriental del
Lago, durante el lapso de Noviembre de 2007 y Mayo del 2008.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes de la Investigación.
En la actualidad, el mayor desafío al diseñar fluidos de perforación es poder satisfacer las
condiciones cada vez más exigentes de las altas temperaturas y presiones que se encuentran en
algunos pozos profundos y de alcance extendido y horizontal, evitando, a la vez, provocar daños
al medio ambiente.
Con esta investigación, se busca minimizar los problemas asociados con arcillas
inestables durante la perforación de pozos en campo Boscán, los cuales complican la limpieza del
hoyo y crean peligros potenciales de pega de tubería y perdida de circulación entre otros.
Es por esto que se consideraron investigaciones previas asociados a estos fenómenos para
el desarrollo de este trabajo, los mismos son presentados a continuación.
2.1.1. Contribution Of The Drilling Fluids Design To The Successful Development Of The
Boscan Field
Esta investigación fue presentada en el XIII Congreso Latinoamericano de Perforación en
la Isla de Margarita, Venezuela en el año 2002. La misma estuvo dedicada al diseño de los
fluidos base agua utilizados en la campaña de perforación en Campo Boscán llevada a cabo
durante el año 2002; el objetivo de este trabajo se enfocó en minimizar los problemas
relacionados con inestabilidad y limpieza de hoyo.
Para la optimización de los pozos a perforar en dicho campo, se busco el aumento de las
tasas de penetración (ROP), mínima ocurrencia de inestabilidad de hoyo en la sección intermedia,
y el uso de un fluido limpio para las arenas de la zona productora con un mínimo impacto en
términos de daño a la formación.
Las características geológicas son presentadas, así como también los perfiles de pozos y
las técnicas operacionales llevadas a cabo para el desarrollo de la fase de perforación y
completación de pozos.
Para el año 2002, el diseño de los sistemas de fluidos de perforación seguía un esquema
en el cual el primer intervalo era perforado utilizando un sistema de gel y agua fresca y el uso de
20
un agente viscosificante y soda cáustica para controlar la alcalinidad. Para el segundo intervalo,
se usaba un sistema disperso, básicamente formulado con un agente dispersante, agentes de
control de filtrado y un agente densificante (barita). También se usaba soda cáustica para
controlar la alcalinidad y un agente adelgazante. Esta formulación tenía el objetivo de proveer un
sistema de fácil formulación que permitiera alcanzar altas tasas de penetración y minimizar los
problemas de embolamiento de mechas y ensamblajes de fondo. Para el tercer intervalo, el de las
arenas productoras, se utilizaba un sistema en base a polímeros con el objetivo de minimizar el
daño a la formación y controlar la pérdida de fluidos. Este fluido se diseñaba con un agente
viscosificante, un agente de control de filtrado, KCl para controlar la inhibición de arcillas y un
producto en base a carbonato de calcio para densificar el sistema.
Durante el desarrollo de este trabajo se llevaron a cabo pruebas de laboratorio que
simulaban el comportamiento del yacimiento, para de esta manera se optimizaran los sistemas de
fluidos garantizando valores de retorno de permeabilidad una vez se perforaran y completaran los
pozos en cuestión.
El aporte de esta investigación reside en las técnicas y prácticas operacionales
establecidas para mejorar el rendimiento de los sistemas de fluidos base agua utilizada en la
perforación y completación de pozos en Campo Boscan así como también en la aplicación de
aditivos para reducir los problemas asociados con arcillas reactivas.
2.1.2. Evaluación Y Selección De Fluidos De Perforación En El Área La Palma Del Campo
Rosario
Este Trabajo Especial de Grado fue presentado en la Escuela de Petróleo de la Facultad de
Ingeniería en La Universidad del Zulia en Septiembre del 2005 por Jorge Hernández. El mismo,
presenta diseños de fluidos de perforación base agua, con menos de 2.500 ppm de cloruros para
ser utilizados en el área La Palma del campo Rosario; estos son capaces de perforar reduciendo
los problemas de estabilidad e hidratación de las capas de lutitas existentes en el área, principal
problema que se confronta al momento de perforar en la zona. El diseño de los fluidos de prueba
se realizó en base a la experiencia que tiene en el área tanto la compañía de servicio como la
operadora, además de la información que se tiene sobre la composición mineralógica de las
formaciones a perforar. Los fluidos diseñados fueron sometidos a las pruebas de reología a
condiciones ambientales y de fondo, pruebas de succión capilar, de erosión, de adherencia de
21
Figura 1. Campo Boscán
arcilla, de hinchamiento lineal, entre otras. En base a los resultados que estas arrojaron, se
seleccionaron las concentraciones de inhibidores y encapsuladores que debe poseer el fluido, se
diseñaron tres fluidos más con diversas concentraciones de carbonatos de calcio de variados
tamaños de partículas, a dichos diseños se le realizaron pruebas de taponamiento de partículas y
de diámetros de partículas para seleccionar cuál proporciona un mejor sello a la formación.
Seleccionado el fluido idóneo para ser utilizado en el área, se realizó la prueba de retorno de
permeabilidad con la cual se logró cuantificar el daño que ocasiona el mismo a la formación.
El aporte de investigación se presenta en el diseño establecido en los sistemas base agua
para controlar los problemas asociados al hinchamiento de las arcillas reactivas.
2.2. Reseña Histórica Campo Boscán.
Campo Boscán se encuentra localizado 40 kilómetros al sur oeste de Maracaibo, en el
oeste de Venezuela. El mismo fue descubierto por la Richmond Exploration Company en 1945
con el pozo 7-F-1, perforado hasta una profundidad de 9598 pies y con una producción inicial de
700 BPD. Desde su descubrimiento, más de 800 pozos se han perforado, en un área limitada de
600 Km2.
Las reservas iniciales se estiman en el orden de 27 billones de barriles. La producción
actual se encuentra en el orden de los 100.000 BPD, con un crudo de 10-12 °API y con una
viscosidad de 100 – 400 cps a condiciones de yacimiento.
22
Los métodos de producción actuales del campo contemplan completaciones de bombeo
electrosumergible, bombeo por cavidad progresiva y bombeo mecánico.
En la actualidad se perforan pozos tanto verticales como horizontales, con completaciones
a hueco abierto con rejillas de 6 5-8” y 7”, así como también rejillas de 5 ½” y trabajos de
empaque con grava para control de arena.
Los sedimentos más antiguos con importancia comercial fueron identificados
originalmente en el miembro de Concepción Superior (Formación Misoa, Eoceno Medio e
Inferior). En el pasado, se consideraba que el yacimiento estaba constituido por las arenas de la
parte baja de la sección del Oligoceno (Icotea Basal), que se encuentra sobre la discordancia de
Boscán, y por las arenas de la parte alta de la sección del Eoceno (Miembro Boscán). Mas tarde,
modelos petrofísicos demostraron que estas no eran arenas productoras.
Correlaciones mas recientes indican que la porción de la sección del Oligoceno (Icotea
Basal), debía ser incluida en la sección del Eoceno (Boscán Superior). De acuerdo con esto, el
yacimiento solo esta constituido por las arenas de la parte superior de la sección del Eoceno
(Miembro Boscán, Formación Misoa).
Para alcanzar los objetivos de los pozos (Formación Boscán), se debe penetrar la
secuencia estratigráfica de Boscán Superior, compuesta por arenas depositadas durante el
Eoceno, antes del levantamiento y el evento erosivo del Eoceno Superior y el Oligoceno Inferior.
Este intervalo se encuentra determinado por arenas de gran espesor, pobremente consolidadas,
porosas, de granos medio a fino, con una impregnación alta de petróleo. En la mayoría de los
pozos, Boscán Superior está compuesta por dos o tres paquetes de arenas bien desarrolladas, con
espesor estimado de 250 pies.
23
Figura 2. Columna Estratigráfica de Boscán
Arenas de Boscán
24
2.3. Fundamentos teóricos.
2.3.1. Fluidos de perforación.
Los fluidos de perforación son mezclas constituidas por dos componentes, uno líquido y
otro sólido en donde el líquido es la fase continua y el sólido es la fase dispersa. Pueden ser aire o
gas, agua, aceite y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No deben
ser tóxicos, corrosivos, ni inflamables pero si inertes a las contaminaciones de sales solubles o
minerales y estables a las altas temperaturas.
Un fluido de perforación que es fundamentalmente líquido se denomina lodo de
perforación o simplemente lodo. La parte líquida de un lodo es, normalmente agua, aceite, o una
mezcla estable de ambos. Un lodo de base aceite se caracteriza por que su parte líquida continua
es aceite. Si la porción líquida continua es el agua, se trata de una emulsión de aceite en agua y en
ese caso el lodo es de base agua.
El fluido de perforación debe cumplir con ciertas características físicas y químicas, para
remover los recortes de la formación del recinto del hoyo a través de la circulación. Además,
debe tener ciertos requerimientos de eficiencia y seguridad durante este proceso y debe mantener
sus propiedades según las exigencias de las operaciones así como ser inmune al desarrollo de
bacteria.
La formulación del lodo se realiza en base a un análisis de las formaciones que se piensan
atravesar y la experiencia de los pozos vecinos (atascamiento y arrastre de tuberías, litología,
costos y consideraciones ambientales, etc.).
Al correr de los años, la experiencia y la investigación básica aplicada han contribuido a
que las funciones y calidad del fluido de perforación puedan ajustarse a las características de las
rocas que desmenuza la mecha. Las funciones del fluido de perforación son varias y todas son
muy importantes. Cada una de estas por si mismo y en combinación, son necesarias para lograr el
avance eficiente de la mecha y la buena condición del hoyo [2].
25
2.3.2. Funciones de los fluidos de perforación.
El fluido de perforación cumple una serie de funciones que son muy importantes durante
la perforación del hoyo. Cada una de dichas funciones y la combinación de estas hacen posible
que las operaciones de perforación sean rápidas, seguras y garanticen la buena condición y
estabilidad del hoyo.
Entre estas funciones tenemos [2,3]:
Enfriamiento y Lubricación de la Mecha y la Sarta de Perforación: A medida de que
se profundiza el hoyo y la sarta de perforación rota contra las paredes del hoyo, la
temperatura en el fondo aumenta, generando un calor que será absorbido por el lodo,
ya que este debe poseer suficiente capacidad calorífica y conductividad térmica para
permitir que el calor del fondo del pozo se recoja y transporte hasta la superficie y se
disipe en la atmósfera, refrescando de esta manera la mecha. El fluido de perforación
también ejerce un efecto lubricante para la mecha, sarta y para el revestimiento
durante el proceso de perforación. Ciertas partículas contenidas en el lodo de
perforación no pueden tal vez considerarse propiamente como lubricantes; sin
embargo, la facilidad con la que se deslizan una al lado de la otra y su deposición
sobre las paredes del pozo disminuye la fricción y la abrasión (ayuda a mantener la
rotación de los elementos cortantes de la mecha). A veces se añaden materiales
especiales al lodo para mejorar sus propiedades lubricantes. Entre los posibles
beneficios se cuenta una vida mas prolongada de la mecha, una torsión y arrastre
disminuido, una menor presión de bombeo y menor desgaste por fricción en la sarta y
en el revestimiento.
Transporte de los recortes o recortes de perforación y los derrumbes del fondo del
hoyo hacia la superficie: Los recortes y derrumbes son más pesados que el lodo, por lo
tanto, al mismo tiempo que el flujo del lodo en el anular los empuja hacia arriba, están
sometidos a la fuerza de gravedad, que tiende a hacerlos caer hacia el fondo del pozo.
La velocidad con que esas partículas caen a través del lodo depende principalmente de
la densidad y la viscosidad del fluido, y del tamaño, forma y densidad de las
partículas. Sin embargo, el factor más importante es la velocidad de circulación o
26
velocidad anular, la cual dependen del caudal circulante o régimen de bombeo y de la
capacidad anular.
Dado que el fluido en el espacio anular circula hacia arriba (ver figura 3), la velocidad
a la que las partículas se elevan es la diferencia entre la velocidad anular y la
velocidad de caída de los recortes y derrumbes.
Si el pozo no se limpia en forma apropiada, el material sólido se acumulará en el
espacio anular causando un aumento en la torsión, el arrastre y en la presión
hidrostática. Falla de la tubería, una tubería aprisionada, una velocidad reducida de
penetración y la pérdida de circulación son consecuencias posibles de esa situación.
Sostén a las paredes del hoyo: A medida que la mecha penetra en una formación
subterránea, se suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del hoyo. A
menos que ese sostén se reemplace por el lodo de perforación hasta que el
revestimiento haya sido colocado, la formación caerá en el interior del pozo
(derrumbe de pozo). Los mecanismos que evitan que eso ocurra dependen de la
naturaleza de la formación. Si la formación es muy firme (caliza consolidada), se
necesita poco sostén por parte del lodo. Si la formación es moderadamente firme y
Figura 3. Transporte de los ripios hacia la superficie.
27
consolidada (lutitas), el peso del lodo puede ofrecer un apoyo suficiente. Si la
formación es débil y no consolidada (arena), el lodo debe ser suficientemente denso y
debe, además tener la capacidad de formar un revoque liso (capa delgada de partículas
sobre las paredes del pozo), delgado, flexible y lo más impermeable posible que
impida la filtración excesiva de la parte líquida del fluido hacia las formaciones.
Control de las presiones de las formaciones: El agua, el gas y el petróleo que se
encuentran en el subsuelo están bajo gran presión. Esta presión debe sobre
balancearse para evitar un flujo incontrolado de esos fluidos de formación en el
interior del pozo. El control se logra manteniendo una presión hidrostática suficiente
en el anular. La presión hidrostática es directamente proporcional a la densidad del
lodo y a la altura de la columna de lodo.
PH= 0.05200 x PROF.(ft) x PESO DEL LODO(lb/gal)
Mantenimiento en suspensión de los recortes y derrumbes, en el espacio anular,
cuando se detiene la circulación: Cuando el lodo no está circulando, la fuerza de
elevación por flujo ascendente se elimina. Los recortes y derrumbes caerán hacia el
fondo del pozo al menos que el lodo tenga la capacidad de formar una estructura de
tipo gel cuando no esté fluyendo; recuperando la fluidez, cuando se reinicie la
circulación.
Las propiedades tixotrópicas del fluido permiten mantener en suspensión las
partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación y el lodo debe, por supuesto,
recuperar su fluidez cuando se reinicie la circulación. Bajo condiciones estáticas, las
resistencias o fuerzas de gelificación, deben evitarse en fluidos pesados, la
precipitación del material densificante.
Soporte por flotación de parte del peso de la sarta de perforación y de la tubería de
revestimiento, durante su inserción en el hoyo: El peso de una sarta de perforación o
de una sarta de revestimiento puede exceder 200 ton; un peso tal puede causar una
28
gran tensión o esfuerzo sobre el equipo de superficie. Sin embargo, esas tuberías están
parcialmente sostenidas por el empuje ascendente del lodo (principio de Arquímedes),
de la misma manera que el empuje flotante del océano mantiene flotando a un buque
de acero. El peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento en el lodo,
es igual a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación. La presión
ascendente (sustentación hidráulica) depende de la presión ejercida por el fluido y de
la sección transversal sobre la que ésta presión se ejerce. A medida que aumenta el
peso del lodo disminuye el peso de la tubería.
Transmisión de la potencia hidráulica sobre la formación, por debajo de la mecha:
Durante la circulación, el lodo se expulsa a través de las boquillas de la mecha a gran
velocidad. Esta fuerza hidráulica hace que la superficie por debajo de la mecha esté
libre de recortes. Si no se remueven de allí los recortes, la mecha sigue retriturando
los viejos recortes, lo que reduce la velocidad de penetración. La remoción eficiente
de los recortes que se forman en la superficie de la mecha depende de las propiedades
físicas del lodo y de su velocidad al salir por las boquillas.
En situaciones especiales la fuerza hidráulica del lodo se emplea para hacer girar la
mecha. La mecha está conectada a un motor hidráulico en el pozo; el conjunto está a
su vez fijo al extremo inferior de la sarta. Este método se utiliza a menudo para lograr
una perforación direccional.
Figura 4. Transmisión de Energía Hidráulica.
29
Provisión de medio adecuado para llevar a cabo los registros eléctricos: La utilización
de esos perfiles requiere que el lodo sea buen conductor de la electricidad y que
presente propiedades eléctricas diferentes de las de los fluidos de la formación. Una
evaluación apropiada de la formación es difícil si la fase líquida del lodo penetra
profundamente en la formación o si el lodo ha erosionado el pozo física o
químicamente dañando las formaciones subterráneas.
Cobertura de la pared del hoyo con un revoque liso, delgado, flexible e impermeable:
El revoque es una capa delgada de partículas que se forma sobre las paredes del pozo,
que impide la filtración excesiva de la parte liquida del fluido hacia la formación. El
revoque que posee estas características ayuda a minimizar los problemas de derrumbe
y atascamiento de la tubería o su adhesión a la pared del hoyo. Este tipo de revoque se
logra incrementando la concentración y dispersión de los sólidos arcillosos
comerciales.
2.3.3. Factores a considerar durante la perforación de pozos.
Al efectuar la perforación del hoyo se deben tomar en cuenta ciertos factores que
ayudaran a minimizar los problemas que puedan presentarse durante las operaciones.
Para que los fluidos cumplan con las funciones antes mencionadas, deben minimizarse los
siguientes efectos colaterales [3]:
Daño a la formación subterránea, especialmente a las productivas.
Corrosión de la sarta y del revestimiento.
Reducción de la velocidad de penetración.
Problemas de presiones de succión, de pistón y de presión de circulación.
Pérdida de circulación.
Pega de la sarta contra las paredes del pozo.
Erosión de la superficie interna del pozo.
Retención de sólidos indeseables por el lodo en las piletas.
Desgaste de las partes de las bombas.
Contaminación con las lechadas de cemento.
Contaminación del ambiente natural.
30
2.3.3.1. Daño a formaciones Subterráneas: Casi cualquier fluido o lodo de perforación
alterará las características originales de la formación con la cual entra en
contacto, si bien algunas formaciones son más sensibles que otras; algunos
lodos causan más daño que otros. El daño a las formaciones subterráneas puede
aparecer en dos formas diferentes:
Reducción en la capacidad de una formación para producir hidrocarburos.
Reducción de la estabilidad de las paredes del pozo.
El daño a las formaciones productivas puede ser el resultado del taponamiento
físico por sólidos inertes o de una reacción química entre los componentes del
lodo y de la formación. Las paredes del pozo pueden hacerse inestables como
consecuencia de reacciones químicas (como en el caso de lutitas sensibles al
agua) o por efecto de la erosión física. Las formaciones particularmente
sensibles pueden requerir lodos especialmente tratados o aun lodos
específicamente diseñados.
2.3.3.2. Corrosión de la sarta y del revestimiento: El lodo puede determinar un
ambiente corrosivo para los tubulares de acero que se emplean debajo de la
superficie. Este efecto puede reducirse a un mínimo por medio de tratamientos
químicos adecuados del lodo a emplear o mediante la adición de una película
protectora (química o física) a la superficie del acero. Algunos lodos (aquellos
en los que predomina el petróleo) son no corrosivos. En casos especiales, el
lodo puede en la realidad proteger a los tubulares de acero de materiales
corrosivos que se encuentran en ubicación subterránea.
2.3.3.3. Reducción de la velocidad de penetración: Hay muchos factores que afectan la
velocidad de penetración, pero el más significativo se refiere a la diferencia
entre la presión hidrostática del lodo y la presión de formación. Se obtienen
velocidades menores de penetración si la densidad del fluido es mucho mayor
que el gradiente de presión de la formación. Una cantidad excesiva de sólidos y
31
una viscosidad excesiva son otros dos factores que disminuyen la velocidad de
penetración.
2.3.3.4. Presiones de succión, de pistón y presión de circulación: Los problemas de este
tipo pueden ser ocasionados por altas viscosidades, gran resistencia de gel o
exceso de sólidos. Estos problemas se agravan si el diámetro del pozo se reduce
por un revoque demasiado grueso, lo que determina un deficiente control de
pérdida de fluido. Presiones de succión excesivas aumentan el riesgo de una
surgencia y las posibilidades de un reventón. Una sobre presión o una presión
de circulación excesiva puede ser la causa de una pérdida de circulación. Un
lodo espeso con alta concentración de sólidos reduce la energía hidráulica
disponible a nivel de la mecha, y aumenta el desgaste de la bomba y, en casos
extremos, puede convertirse en imposible de bombear.
2.3.3.5. Pérdida de Circulación: La pérdida de circulación aumenta el costo del lodo, el
costo total del pozo y el peligro de un reventón. Se produce cada vez que la
presión ejercida por el lodo contra la formación excede la resistencia de la
formación. El empleo de lodos de alta densidad puede dar por resultado
presiones excesivas. La alta viscosidad y la gran resistencia de gel pueden
causar presiones demasiado elevadas en el interior del pozo durante la
circulación, al iniciar la circulación o mientras se está efectuando un viaje en el
pozo.
2.3.3.6. Pega de la sarta: El aprisionamiento de la sarta contra las paredes del pozo
puede ser la causa de costosas operaciones de pesca (métodos para recuperar
tuberías atascadas o aprisionadas-). El tipo más importante de pega relacionado
con el lodo ocurre cuando la sarta quede incrustada en un revoque grueso y la
presión hidrostática del fluido de perforación es mayor que la presión de
formación. El aprisionamiento de la sarta puede también tener como causa una
formación plástica (como sal o lutita plástica) que ha logrado penetrar en el
interior del pozo y capturar literalmente a la sarta. En este caso, la única
solución es muchas veces utilizar un fluido de alta densidad. Una acumulación
32
excesiva de derrumbe en el pozo es otra posible causa de que la sarta se
aprisione.
2.3.3.7. Erosión de las paredes del pozo: La erosión de las paredes del pozo por medios
físicos o químicos es causa de dificultades en la evaluación de los perfiles de
cable y puede dar por resultado el aprisionamiento de la tubería. La erosión
física puede reducirse a un mínimo mediante el bombeo del lodo en el anular a
una velocidad moderadamente baja. La erosión química depende de la reacción
química entre los componentes del lodo y los de la pared. La perforación de
una sección, constituida masivamente por sal, con un lodo de agua dulce, es un
ejemplo típico de una reacción química indeseable. Otro ejemplo es el caso de
perforar una lutita dificultosa con un fluido de perforación incompatible.
2.3.3.8. Retención de sólidos indeseables: La mayoría de los lodos desarrollan
suficiente estructura de gel como para suspender los recortes y
desprendimientos en el espacio anular cuando se detiene la circulación. Estos
sólidos de formación deben eliminarse del lodo antes de hacerlo recircular.
Desafortunadamente, las propiedades de gelificación del lodo dificultan esa
remoción. Algo de sedimentación ocurrirá en la pileta a causa de la gravedad,
pero esa sedimentación no es usualmente suficiente para mantener una
concentración razonablemente baja de sólidos. La eliminación química es
eficaz en unos pocos tipos de lodos, pero la mayoría de ellos requieren el
empleo de dispositivos mecánicos de control de sólidos.
2.3.3.9. Desgaste de las bombas: Los sólidos abrasivos en los lodos pueden causar
desgaste excesivo en partes de las bombas y de otro equipo que entra en
contacto con el lodo. El sólido más abrasivo es probablemente la arena que se
incorpora al lodo durante el proceso de perforación. Esta arena, o cualquier otro
sólido abrasivo, debe hacerse sedimentar en las piletas, o bien debe removerse
por medios mecánicos.
33
2.3.3.10. Contaminación de lechadas de cemento: Algunos lodos que tienen cualidades
óptimas para la perforación son incompatibles con las lechadas que se utilizan
para cementar el revestimiento. Trabajos deficientes de cementación pueden
fácilmente poner en peligro las operaciones de perforación y terminación. Los
lodos que son químicamente incompatibles con el cemento deben siempre
separarse de este por un fluido espaciador. Un deficiente control de las
propiedades reológicas, así como pérdida de fluido y lavado de las paredes
pueden causar también dificultades durante la cementación.
2.3.3.11. Contaminación del ambiente: Ciertos líquidos y sólidos, incluyendo algunos
aditivos químicos, presentan problemas ambientales en algunas regiones. A
veces es necesario usar sistemas especiales para reducir los efectos adversos
sobre las plantas o la vida marina de la zona. En otros casos se hace necesario
reemplazar algunos aditivos por otros menos económicos o menos efectivos.
Contaminación proveniente de fuentes externas: El lodo debe ser capaz de
resistir la contaminación proveniente de las formaciones penetradas, de los
líquidos y gases contenidos en las formaciones y de cualquier material
añadido al sistema durante las operaciones de rutina. El contaminante más
importante consiste probablemente en los sólidos de perforación,
especialmente si se trata de partículas de pequeño tamaño o si reaccionan
químicamente con los otros componentes del lodo. Otros factores serios de
contaminación pueden ser: cationes del agua de formación (sodio, calcio,
magnesio, etc.), materiales añadidos desde el exterior, como el cemento, y
altas concentraciones de ciertos gases (CO2, H2S, etc.) atrapados en la
formación. Cuando se produce contaminación se requieren usualmente
ciertos cambios en el tratamiento del lodo. Si la contaminación es muy
seria, el sistema debe cambiarse o llevar a cabo un desplazamiento por un
lodo que sea más tolerante.
Estabilidad a temperaturas y presiones elevadas: En algunos pozos el lodo
esta sometido a temperaturas superiores a 350°F (177°C) y a presiones por
34
encima de 15.000 psig. Muchas de las sustancias químicas que se emplean
en los lodos son susceptibles de experimentar degradación térmica,
mientras otras se hacen antieconómicas o imprácticas en sistemas altamente
densificados. El fracaso del lodo en mantener su estabilidad en las
condiciones de fondo de pozo puede ser considerablemente dañino para la
formación.
2.3.4. Propiedades de los fluidos de perforación.
Durante el transcurso de una operación de perforación es de vital importancia controlar
las propiedades del fluido de perforación dentro de los límites deseables y preestablecidos. Las
propiedades deben ser ajustadas de acuerdo al comportamiento de la perforación, para facilitar
que la operación sea rápida y segura. Estas propiedades pueden ser agrupadas como sigue:
Densidad del lodo o peso.
Viscosidad.
Propiedades Reológicas.
Perdida de Filtrado.
Contenido de sólidos.
2.3.4.1. Densidad de lodo [2,3]: La densidad es el peso por unidad de volumen.
Generalmente se le da el nombre “peso del fluido” y esta expresado en libras
por galón, libras por pie cúbico, peso específico, kilogramos por litros. Una de
las funciones, es la de mantener el gas, el petróleo y el agua, en el yacimiento
durante la perforación. Además, ejerce primordial importancia sobre la presión
hidrostática del lodo, lo cual permite tener un mejor control sobre las presiones
de las formaciones atravesadas en la perforación.
La presión ejercida por la columna de lodo debe ser proporcional a la presión
de las formaciones, para evitar en lo posible cualquier influjo de la formación
que pueda convertirse en una arremetida. El control del peso del fluido debe
estar en el limite de 0.1 a 0.2 libras por galón, con respecto a la formación.
35
La densidad del fluido depende del tipo de líquido usado y del material que se
le adicione. Unos de los fluidos más livianos es el aceite o (petróleo) que pesa
6.8 libras por galón.
El agua fresca pesa 8.33 libras por galón, algunos fluidos usados comúnmente
pueden llegar a pesar mas de 19.3 libras por galón.
La densidad máxima del lodo que se requiere en la perforación de un pozo, esta
determinada por el gradiente de presión. La presión de poro a una profundidad
dada, muy frecuentemente excede la presión ejercida por el peso de la tierra,
sobre la profundidad evaluada (presión de sobrecarga).
Para prevenir la entrada de fluidos desde la formación al hoyo, el lodo debe
proveer una presión mayor a la presión de poros encontrada en los estratos a
perforarse. Un exceso en la densidad del fluido puede ocasionar la fractura de
la formación con la consiguiente pérdida de fluido de control.
La capacidad de sostener y transportar los recortes en un lodo aumenta con la
densidad. La densidad del lodo se determina utilizando una balanza de lodo.
2.3.4.2. Viscosidad [2,3]: Es la resistencia que ofrece el fluido a fluir, es decir se refiere
al equivalente en estado dinámico de su función interna. Esta va a depender de
la concentración de los sólidos contenidos en el fluido así como también la
forma y tamaño de los mismos.
2.3.4.3. Reología [3]: Las propiedades de flujo de un lodo son en gran parte
consecuencia de la viscosidad o más fundamentalmente de la reología. La
viscosidad de un fluido es una medida de la resistencia interna al flujo. La
viscosidad se define como la relación tensión de corte – velocidad de corte para
un fluido determinado, estas son propiedades físicas abstractas que están
36
relacionadas con la deformación de la materia. La reología no es más que el
estudio de esta relación.
La reología de los fluidos de perforación permite determinar y controlar:
• Capacidad de limpieza del hoyo, o sea capacidad de arrastre.
• Propiedades de suspensión de sólidos.
• Caídas de presión producidas en la sarta y en el espacio anular.
• Presiones de surgencia.
• Tratamientos de lodos.
Los conceptos de velocidad de corte, tensión de corte, flujo laminar y flujo
turbulento son aplicable a todo flujo de fluido. Dentro del sistema de
circulación de un equipo de perforación, la velocidad (o tasa) de corte depende
de la velocidad promedio del lodo en la sección que está atravesando en ese
momento. Las velocidades de corte son muy altas en las boquillas de la mecha.
Son más bajas en la sarta, y todavía más bajas en el anular. Un cambio en la
velocidad de la bomba afectará las velocidades de corte en todo el sistema. Sin
embargo la tensión de corte encontrará una fuerza de resistencia mayor. Por
consiguiente, las tensiones de corte de la sarta son mayores que la del anular.
Viscosidad plástica: Es la contribución a la viscosidad del fluido bajo
condiciones dinámicas de flujo. La viscosidad plástica está generalmente
relacionada con el tamaño, forma y número de las partículas de un fluido en
movimiento.
El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es
indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre
todo para lograr altas tasas de penetración. Este control se obtiene
por dilución o por mecanismos de control de sólidos [3].
37
Punto cedente: Se define como la resistencia a fluir causada por las fuerzas
de atracción electroquímicas entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son
el resultado de las cargas negativas y positivas localizadas cerca de la
superficie de las partículas. El punto cedente, bajo condiciones de flujo
depende de:
a. La forma de los sólidos del lodo.
b. La concentración de los sólidos en el volumen de lodo.
c. La concentración y tipos de iones en la fase líquida del lodo.
Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes
solubles como el calcio, carbonatos, etc., y por los sólidos arcillosos de
formación. Altos valores del punto cedente causan la floculación del lodo,
que debe controlarse con dispersantes [3].
Resistencia de geles: Entre las propiedades del lodo, una de las más
importantes es la gelatinización, que representa una medida de las
propiedades tixotrópicas de un fluido y denota la fuerza de floculación bajo
condiciones estáticas.
La fuerza de gelatinización, como su nombre lo indica, es una medida del
esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel formado,
después de un período de reposo. Es una medida de la fuerza necesaria para
empezar el movimiento desde condiciones estacionarias.
La tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel.
Si esta se forma lentamente después que el lodo esta en reposo, se dice que
la tasa de gelatinización es baja y es alta en caso contrario. Un lodo que
presenta esta propiedad se denomina tixotrópico.
La resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja para:
♦ Permitir que la arena y el ripio se depositen en el tanque de decantación.
38
♦ Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una adecuada
velocidad de circulación.
♦ Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de pistón
cuando se introduce la misma en el hoyo.
♦ Permitir la separación del gas incorporado al lodo.
Sin embargo, este valor debe ser suficiente para permitir la suspensión de la
barita o la orimatita (densificantes) y los sólidos incorporados en los
siguientes casos:
♦ Cuando se esta añadiendo barita o orimatita.
♦ Al estar el lodo, estático.
Resistencia de gel @ 10 segundos: Resistencia inicial de gel de un fluido
medida como una lectura máxima (deflexión) tomada en un viscosímetro de
lectura directa después que el fluido ha estado quieto durante 10 seg. La
lectura se informa en términos de lb/100 Pie2.
Resistencia de gel @ 10 minutos: Es la resistencia de gel de un fluido al
cabo de 10 min, medida como la lectura máxima (deflexión) tomada en un
viscosímetro de lectura directa después que el fluido ha estado quieto por
10 min. La lectura se informa en términos de lb/100 Pie2.
Perdida de filtrado: La pérdida de fluido es una de las propiedades del lodo
con importancia fundamental en las operaciones de perforación o
completación. Los fluidos están formulados de manera tal que la presión
hidrostática, generada por éstos en el hoyo, sea semejante o mayor a la
presión de la formación. Esto ocasiona que el fluido de perforación se filtre
hacia las formaciones permeables, generándose, por la deposición de
partículas sólidas presentes en el fluido, un revoque en las paredes del pozo.
39
Básicamente hay dos tipos de filtración: la estática, que ocurre cuando el
fluido no esta en movimiento, y la dinámica, que ocurre cuando el lodo
fluye a lo largo de la superficie filtrante. Como es de esperarse, ambos tipos
ocurren durante la perforación de un pozo.
La invasión de filtrado en la formación es un fenómeno inevitable, y la
constitución de un revoque fino y de baja permeabilidad es necesaria para
reducir, subsecuentemente, las pérdidas de fluido, lo que ayuda a mantener
la estabilidad de las paredes del pozo y minimizar los daños a la formación.
La filtración de fluido hacia la formación depende de varios factores, como:
• La permeabilidad de la formación.
• La presión diferencial entre el lodo de perforación y la formación
permeable.
• Las características del revoque formado.
Durante el proceso de filtración estática, el revoque aumenta de espesor
con el tiempo y la velocidad de filtración disminuye por lo que el control
de este tipo de filtración consiste en prevenir la formación de un revoque
muy grueso. Por otro lado la filtración dinámica se diferencia de la anterior
en que el flujo de lodo a medida que pasa por la pared del pozo tiende a
raspar el revoque a la vez que el mismo se va formando, hasta que el grosor
se estabiliza con el tiempo y la velocidad de filtración se vuelve constante,
por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir una
pérdida excesiva de filtrado a la formación. Los factores más importantes
que afectan la filtración estática son:
a. La permeabilidad del revoque (1/32’’).
b. El área sobre lo cual se desarrolla la filtración.
c. La presión diferencial de filtración.
d. El espesor del revoque (1/32’’).
e. La viscosidad del filtrado.
f. El tiempo de filtración.
40
Contenido de sólidos: Es una medida de la proporción de sólidos presentes
en un fluido, en relación con el volumen total (sólido + líquido).
Normalmente, se expresa en porcentaje, en mg/lts ó en ppm. Los sólidos
que no son solubles en agua o ácidos se consideran indeseables, ya que su
intrusión en la formación productora reduce considerablemente la
permeabilidad original y en algunos casos, pueden ocasionar daños
irreversibles.
En un fluido de perforación existen sólidos deseables como la arcilla y la
barita, y sólidos indeseables como recortes y arena, los cuales hay que
eliminar del sistema.
Para controlar en un mínimo los sólidos perforados se utilizan varios
métodos, ya que es de suma importancia mantener el porcentaje de sólidos
en los fluidos de perforación en los rangos correspondientes al peso del
lodo en cuestión.
Los sólidos constituyen uno de los mayores problemas que presentan los
fluidos de perforación. La acumulación de sólidos de perforación en el
sistema causa la mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Un
programa adecuado de control de sólidos ayuda enormemente a mantener
un fluido de perforación en óptimas condiciones, de manera que sea posible
obtener velocidades de penetración adecuadas con un mínimo de deterioro
para las bombas y demás equipos encargados de circular el lodo.
Algunos efectos de un aumento de los sólidos de perforación son:
♦ Incremento del peso del lodo.
♦ Alteraciones de las propiedades reológicas, aumento en el filtrado y
formación de un revoque deficiente.
♦ Posibles problemas de atascamiento diferencial.
♦ Reducción de la vida útil de la mecha y un aumento en el desgaste de la
bomba de lodo.
41
♦ Mayor pérdida de presión debido a la fricción.
♦ Aumento de la presiones de pistoneo.
Aunque es imposible remover todos los sólidos perforados, con el equipo y
las prácticas adecuadas, es posible controlar el tipo y la cantidad de los
mismos en un nivel que permita una perforación eficiente.
Los sólidos de perforación se pueden controlar utilizando los siguientes
métodos:
a. Dilución.
b. Asentamiento.
c. Equipos mecánicos de control de sólidos.
2.3.5. Tipos de fluidos.
2.3.5.1. Fluidos Newtonianos. Son aquellos fluidos donde la tensión de corte es
proporcional a la velocidad de corte. El agua, el gas-oil y la glicerina, son un
ejemplo de esto.
La viscosidad de un fluido se define como la tensión de corte dividida por la
velocidad de corte. Así, la viscosidad del fluido descrito en la ecuación
anterior es m. La viscosidad de un fluido newtoniano es constante.
Figura 5. Tensión de Corte vs. Velocidad de Corte en Fluidos Newtonianos
mTensión de Corte
Velocidad de Corte
42
2.3.5.2. Fluidos no Newtonianos. Los lodos no son fluidos newtonianos, por el
contrario, son fluidos complejos que presentan una amplia variedad de
relaciones tensión de corte – velocidad de corte. La gráfica de la relación
tensión de corte – velocidad de corte para un fluido dado recibe el nombre de
reograma. La gráfica a continuación es un reograma de un lodo típico
graficado en coordenadas rectangulares.
Podemos observar dos cosas que lo diferencian de un fluido newtoniano.
Primero, la relación está dada por una curva y no por una línea recta. Segundo,
el fluido exhibe una tensión de cedencia, es decir que, para que el fluido
empiece a fluir, se debe vencer un cierto grado de resistencia interna.
Figura 6. Viscosidad vs. Velocidad de corte en Flujos Newtonianos.
mViscosidad
Velocidad de corte
Velocidad de Corte
Tensión de Corte
Figura 7. Tensión de Corte vs. Velocidad de Corte para un fluido de Perforación.
43
A una determinada velocidad de corte, el fluido tiene una viscosidad que se
denomina viscosidad aparente a cierta velocidad de corte. Es evidente que la
viscosidad aparente de un fluido no – newtoniano depende de la velocidad de
corte a la que ha sido determinada. Esta es la viscosidad que el fluido
aparentaría tener si lo hubiéramos confundido con un fluido newtoniano y
hubiéramos intentado calcular su viscosidad por medio de la determinación de
su tensión de corte a esa velocidad de corte [3].
2.3.6. Clasificación de los fluidos de perforación.
Estos se clasifican dependiendo de las formaciones que se van a atravesar en el momento
de la perforación y por lo general se preparan a base de agua, de aceite (derivados del petróleo) o
emulsiones. En su composición interactúan tres partes principales: la parte líquida, ideal para
perforar zonas de bajas presiones; la parte sólida, compuesta por material soluble que le imprime
las características tixotrópicas y por material insoluble de alta densidad que le imparte peso; y
materias químicas adicionales, que se añaden directamente o en soluciones, para controlar las
características deseadas.
La selección del fluido de perforación optimo para un pozo en particular se basa en
algunos factores, tales como las características y composición de las formaciones que han de
perforarse, temperaturas y presiones de la formación, antecedentes sobre problemas presentados
Velocidad de Corte
Viscosidad
Figura 8. Viscosidad vs. Velocidad de Corte para un fluido de Perforación.
44
durante la perforación, y el conocimiento a fondo el origen y calidad de los fluidos y materiales
usados para elaborar el fluido de perforación. La figura 9 muestra un esquema de clasificación,
también se puede utilizar el criterio basado en la fase continua del fluido, y los componentes
usados para su elaboración y mantenimiento, de esta manera, se pueden agrupar en tres
categorías: base agua, base aceite y aire, gas o espuma [3].
2.3.6.1. Lodos base agua. Son los lodos más comunes. El agua es uno de los mejores
líquidos básicos para perforar, por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el
agua debe ser de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener, como
calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades
requeridas. Por esto es aconsejable disponer de un análisis químico de las aguas
que se escojan para preparar el fluido de perforación. Además el agua
constituye el medio de suspensión para los sólidos y es la fase continua, haya o
no aceite en el fluido [3].
En una emulsión el líquido suspendido es la fase interna y el líquido dentro del
cual esa fase interna está suspendida es la fase externa o fase continua. En una
Verdaderos Inversos
BaseAceite
Orgánicos Inorgánicos
LigeramenteTratados
Nativos
NoInhibitorios
SólidosMínimos
Ca++ Na+ K+ NH4+
InhibiciónIónica
Encapsulación
Inhibitorios
BaseAgua
Aire Gas Niebla oEspuma
Neumáticos
Fluidos dePerforación
Figura 9. Clasificación de los fluidos de Perforación [3].
45
emulsión aceite en agua o simplemente en un lodo base agua, la fase continua
es el agua. La fase continua de un lodo es siempre líquida [2].
De acuerdo al efecto del lodo sobre los sólidos perforados y sobre las arcillas
de formación, podemos clasificar los lodos en dispersos y no dispersos; y estos
a su vez pueden o no estar inhibidos. En un lodo no disperso, no se utilizan
adelgazantes y las arcillas comerciales agregadas y/o incorporadas van a
encontrar su propia condición de equilibrio en el sistema de su forma natural.
El término no inhibido se refiere a la ausencia de iones de potasio, calcio o
sodio que permiten inhibir las arcillas de formación. En cambio, un lodo tiene
propiedades inhibitorias cuando contienen cationes, o agentes encapsulantes, o
ambos, en cantidades suficientes. Por eso los lodos inhibitorios de base acuosa
reducen o inhiben la interacción entre el lodo y las arcillas de formación [2].
Los lodos de bajo contenido de sólidos se utilizan, generalmente, en zonas
productoras de hidrocarburos para tratar de minimizar los daños a la formación.
Con este tipo de lodo se obtienen altas tasas de penetración. Estos sistemas no
dispersos tienden a atrapar aire con más frecuencia que los lodos dispersos, por
tener mayor punto de cedencia.
2.3.6.2. Lodos base aceite. Termino que se aplica a un tipo especial de lodo en el cual el
aceite constituye la fase continua. En ocasiones se ha utilizado crudo liviano
pero la gran mayoría de las veces se emplea Diesel u otro tipo de destilado
pesado(aceite mineral) al cual hay que agregarle asfalto para impartirle
consistencia y poder mantener en suspensión el material pesante y controlar
otras características.
Generalmente, este tipo de fluido contiene un pequeño porcentaje de agua que
forma parte de la emulsión.
Una emulsión es una mezcla en la que un líquido está suspendido dentro de
otro, en forma de glóbulos muy pequeños. El líquido suspendido (en
suspensión) es la fase interna de la emulsión; el líquido dentro del cual esa fase
46
interna está suspendida recibe el nombre de fase externa o fase continua. Un
lodo de base aceite se caracteriza porque su parte líquida continua es aceite o,
más frecuentemente, una emulsión de agua en aceite (llamada una emulsión
inversa) [3].
Los fluidos base aceite ofrecen una estabilidad mejorada del hoyo comparado
con los fluidos base agua. Como los sistemas base aceite evitan la interacción
entre el fluido de perforación y la formación, los problemas que son comunes y
frecuentes en los fluidos base agua se evita completamente. Son tolerantes a la
mayoría de los contaminantes, con excepción del agua. Ofrecen una lubricidad
más elevada y efectiva, reduciendo de una manera considerable los problemas
ocasionados por torque elevado y arrastre durante los viajes de tubería. Cabe
destacar que el uso de estos fluidos requiere de un manejo cuidadoso, tanto por
el costo, como por el aseo del taladro, el mantenimiento de sus propiedades
físicas y el peligro de incendio, además son altos contaminantes ambientales.
2.3.7. Fases de los fluidos de perforación.
Un fluido de perforación normalmente consiste de un líquido en cual se encuentran
suspendidos sólidos, y algunas veces otros líquidos y gases. El líquido suspensor se llama fase
continua del lodo, las partículas sólidas o glóbulos líquidos en él suspendidos forman la fase
discontinua del lodo.
ACEITE
AGUA
Figura 10. Emulsión aceite en agua [3].
47
Existen importantes razones, que obligan a distinguir ambas fases, por ejemplo, la
principal fuente de viscosidad en un fluido de perforación es la fase discontinua, un
incrementando en la concentración de la fase continua tiende a adelgazar ese lodo. El filtrado
proviene mayormente de la fase continua, mientras que el revoque se forma a partir de la fase
discontinua del lodo [2].
2.3.7.1. Fase continua. Como mencionamos anteriormente, la fase continua de lodos de
base agua es el agua, así mismo las sales disueltas en el agua, tales como, sodio
y calcio, son también parte de la fase continua. Las altas concentraciones de
iones calcio, sodio y potasio inhiben la hidratación de las arcillas añadidas al
lodo. Algunos de los ingredientes de los lodos son sólidos en su forma seca,
pero se disuelven cuando están en el lodo, para entrar a formar parte de la fase
continua. La sal común es un ejemplo.
La fase continua de un lodo base aceite, es el aceite [3].
2.3.7.2. Fase discontinua. La fase discontinua esta constituida por las partículas sólidas
y/o gotas de fluido suspendido en la fase continua, o fase liquida. Las gotas de
aceite en lodos base agua espesan el lodo y reducen su densidad. El aceite
puede entrar al lodo desde las formaciones perforadas, o este puede añadirse
como lubricante o reductor de filtrado [3].
2.3.8. Lutitas.
Las lutitas son rocas sedimentarias de grano fino formadas por la consolidación de arcilla,
limo o lodo, fuertemente compactadas y parcialmente deshidratadas que se caracterizan por
poseer una estructura laminar. Las lutitas están constituidas principalmente por minerales de
arcilla, en una proporción que puede variar entre 15% y 100%, minerales accesorios, como el
cuarzo, los carbonatos y los feldespatos. De esto se deduce que las lutitas cubren un amplio rango
de composiciones y pueden tener propiedades mecánicas, petrofísicas y fisicoquímicas muy
diferentes, dependiendo de dicha composición [4].
48
Las lutitas se hidratan con facilidad, lo cual afecta severamente las propiedades de la roca,
haciéndola susceptibles a procesos de hinchamiento, erosión y dispersión.
La estabilidad mecánica de las lutitas va a depender de su evolución diagénetica, lo que las hace:
• Reactiva.
• Subcompactadas.
• Compactadas.
• Sobrecompactadas.
En 1979, Walker clasificó a las lutitas en cuatro grandes grupos, de acuerdo con su
comportamiento durante la perforación [4,6]:
• Lutitas dispersables: estas arcillas se hidratan y se dispersan (desintegración de las
arcillas debido al contacto con el agua) en presencia de fluidos de perforación base
agua, incrementando el peso y modificando las propiedades reológicas del fluido, y
creando cavernas profundas en el pozo [4].
• Lutitas hinchables: cuando la lutita esta expuesta a un fluido de base agua sin una
química que permita el taponamiento de los poros, el filtrado interactúa directamente
con la lutita (adsorción de agua). Los resultados son hidratación y un aumento de la
presión de poro [6].
Son arcillas hidratadas y débilmente consolidadas que disminuyen el diámetro del
hoyo, y se adhieren a la mecha y/o a la sarta, lo que puede conducir al atascamiento de
la sarta [4].
• Lutitas desprendibles: son lutitas moderadamente hidratables, que presentan un
comportamiento dúctil. Los fragmentos se desprenden fácilmente del hoyo, pero no se
hinchan ni se dispersan, y permanecen intactos hasta llegar a la superficie. Su
acumulación en algunas secciones puede producir altos torques y arrastres [4].
• Lutitas frágiles: el comportamiento frágil de estas lutitas produce un
desmoronamiento progresivo de las paredes del pozo, que aunque no es inmediato,
puede generar grandes cavernas a largo plazo [4,6].
49
2.3.9. Arcillas.
Las arcillas son materiales plásticos, de grano fino, que ocurren naturalmente en el suelo.
Desde el punto de vista granulométrico, las arcillas se definen como sólidos coloidales, cuyo
tamaño es menor a los 2 μm. Sin embargo, esta definición no es del todo correcta desde el punto
de vista mineralógico: los minerales de arcilla pueden poseer partículas mayores a 2 μm, así
como también otros minerales de tamaño menor a 2 μm pueden estar presentes junto con la
arcilla, como el cuarzo u óxidos de titanio o hierro [4].
En su estructura, en forma de plaquetas, se encuentran comúnmente átomos de silicio, de
aluminio, de magnesio, de hidrogeno y de oxigeno. La diferente disposición de estos átomos en
las moléculas y la presencia de pequeñas cantidades de sodio, calcio u otros cationes explican la
amplia variedad de arcillas conocidas. Algunas arcillas, en particular las montmorilonitas, atraen
y retienen moléculas de agua. Estas arcillas se llaman hidrofílicas. Las arcillas que no atraen el
agua se llaman hidrofóbicas [3].
Los minerales de arcilla forman parte del grupo de los filosilicatos, que se caracterizan
por poseer láminas alternadas de tetraedros y octaedros. La estructura de la arcilla se basa en
planos de oxígeno y/o grupos hidroxilo, arreglados para formar láminas, que son tetraédricas si
los cationes internos son silicio, u octaédricas, si los cationes internos son aluminio, hierro o
magnesio [4].
a) b)
Las láminas de arcilla se arreglan de tal manera de formar capas constituidas por
combinaciones de una lámina tetraédrica y una octaédrica (estructura 1:1) o bien una tetraédrica,
Al3+
OH-
OH-
OH- OH-
O2-
O2-
O2-
O2-
Si4+
Figura 11. Ejemplo de cristales: a) tetraédrico; b) octaédrico.
50
una octaédrica y nuevamente una tetraédrica. El catión silicio presente en las láminas tetraédricas
puede reemplazarse por otro tipo de cationes de menor valencia, en un proceso conocido como
sustitución isomórfica. Igualmente, este fenómeno puede ocurrir con el catión aluminio de las
láminas octaédricas. La situación más frecuente consiste en la sustitución parcial del catión
silicio, Si4+ (presente en las láminas tetraédricas), y del catión aluminio, Al3+ (presente en las
láminas octaédricas), por cationes de similar tamaño y coordinación, pero de menor valencia.
Este proceso genera estructuras con una carga neta negativa permanente [4].
Esta deficiencia de carga positiva se encuentra balanceada por la absorción de cationes
externos del medio, que pueden o no ser intercambiables. La cantidad y localización de los
cationes intercambiables determinan las características de hinchamiento de la arcilla en agua. La
capa y el espacio entre capa forman lo que se conoce como la unidad estructural. Esta unidad
estructural, o celda unitaria, posee unas dimensiones determinadas para cada tipo de arcilla. La
longitud más característica es la distancia basal, que se puede obtener a partir de difracción de
rayos X. Durante el hinchamiento, el espacio entre capas aumenta a medida que entra el agua, lo
que se refleja en un incremento en la distancia basal [4].
CAOLINITA
0,71 nm
enlaces de van der Waals
PIROFILITA
0,9 nm
ESMECTITA
1,4nm
ILITA
1 nm
CLORITA
0,71 nm
Sustitución de Si 4 por Al 3
OxígenoSilicioHidroxiloAluminioAguaCatión intercambiable (sodio, potasio, calcio, etc)Potasio
Sustitución de Si 4 por Al 3
Figura 12. Estructura de algunas arcillas [4].
51
La sustitución de los cationes Si4+ en la capa tetraédrica por Al3+ crea una carga negativa,
que se compensa con la adsorción de cationes (Na+, Mg2+) y agua entre las capas. Este nuevo tipo
de estructura es característico de las esmectitas, entre las cuales se destacan las montmorilonitas.
La elevada área superficial de las esmectitas (entre 700 y 800 m2/g), permite la intercalación de
un gran número y variedad de cationes intercambiables, lo que se refleja en una elevada
capacidad de intercambio catiónico, característica de esta familia de arcillas. Esta alta capacidad
de intercambio catiónico es la responsable de la elevada capacidad de adsorción de agua
(hinchamiento) de las esmectitas al entrar en contacto con un medio acuoso [4].
El hinchamiento de las esmectitas depende de la naturaleza de los cationes intercambiables,
de la localización y cantidad de las sustituciones isomórficas, y del tamaño de partícula de la
esmectita [4].
2.3.10. Fenómeno de Hinchamiento-Dispersión.
Como hinchamiento se conoce el proceso mediante el cual la arcilla permite la entrada del
agua hacia el espacio entre sus capas, produciéndose la separación progresiva de éstas
(hidratación o adsorción de agua).
Se pueden apreciar dos tipos de hinchamiento:
• Cristalino.
• Osmótico.
El hinchamiento cristalino, resulta de la adsorción de capas monomoleculares de agua
sobre la superficie de las capas de arcilla, preservándose la estructura del cristal. El hinchamiento
cristalino está limitado a un máximo de 3 a 4 capas de agua, por lo cual no se observa un
aumento apreciable de volumen [4,6].
Cuando la concentración de iones entre las capas es mayor que la presente en la solución
(la concentración de cationes de sodio es mayor que en la solución), se genera un gradiente de
concentración, el cual induce por efecto osmótico la entrada de una mayor cantidad de moléculas
de agua, incrementando su espacio basal y permitiendo el desarrollo de la doble capa eléctrica
52
entre las capas de la arcilla. Este fenómeno se conoce como hinchamiento osmótico y ocasiona
un crecimiento mayor del volumen de la suspensión que el hinchamiento cristalino [4,6]
En el caso de la montmorillonita, la arcilla contiene cationes monovalentes como Li+ y
Na+, los cuales son capaces de adsorber mayor cantidad de moléculas de agua, por su radio de
hidratación o solvatación. Esta etapa del hinchamiento se caracteriza por la formación de una
doble capa eléctrica difusa entre las capas, la cual se debe a que los iones son atraídos
electrostáticamente a la superficie y simultáneamente tienden a difundirse hacia la solución. La
interacción de las capas genera una fuerza osmótica repulsiva que se opone a las fuerzas de Van
der Waals y las fuerzas friccionales de la asociación cara-arista de las capas [4].
Cuando la suspensión de arcilla se somete a agitación, el sistema pasa a una etapa, que se
caracteriza por la separación completa de las capas, sólo limitada por la cantidad de agua en el
sistema. El término usado para describir este fenómeno es dispersión (desintegración del cuerpo
de las lutitas). Generalmente, el término dispersión se usa para describir la separación completa
de partículas en una suspensión, usualmente producida por medios mecánicos [4].
Figura 13. Efecto de la doble capa eléctrica [4].
53
2.3.11. Estabilidad de arcillas.
De los muchos tipos de rocas que se encuentran en el curso de la perforación, la más
susceptible a la inestabilidad es la lutita. Las lutitas son rocas que contienen arcillas y que se
forman por la compactación de los sedimentos que van quedando poco a poco enterrados por la
acumulación progresiva de más sedimentos con el pasar del tiempo geológico. A medida que
ocurre la compactación, se exprime el agua y sale de la lutita. El grado de compactación es
proporcional a la profundidad de enterramiento de estos materiales, siempre y cuando el agua no
encuentre obstáculos para salir de la lutita. Los problemas que ocasionan las lutitas son un
resultado directo de la manera como la lutita reacciona con el agua del fluido de perforación
[5,6].
Puede ser difícil mantener la estabilidad del hoyo mientras se perforan secciones de
lutitas. El control adecuado de las propiedades de lodo, combinado con buenas prácticas de
perforación, es esencial para afrontar los problemas de lutitas.
Los problemas de estabilidad de lutitas se han descrito de diferentes formas: lutitas
hinchables, lutitas dispersables, lutitas derrumbables (dúctiles), lutitas frágiles (quebradizas), etc.
[8].
Los problemas o efectos dañinos que pueden ocurrir como resultado de la inestabilidad de
lutitas son [4, 5, 6,8]:
Inestabilidad del pozo.
Ensanchamiento de las paredes del hoyo.(estrechamiento del hoyo)
Dispersión o desintegración de los recortes o recortes.
Limpieza inefectiva del hoyo.
Atascamiento o pega de tuberías.
Aumento del torque y del arrastre.
Derrumbes de las paredes del hoyo.
Embolamiento de la mecha (menor tasa de penetración).
Mayor volumen de lodo y costos de tratamiento excesivos.
Dificultad para correr los registros.
Mala calidad de la cementación y mayores requerimientos de cemento.
54
Hasta ahora, la única manera efectiva de perforar esas formaciones, ha sido a través de
los fluidos base aceite, los cuales presentan un buen desempeño en la mayoría de los casos, pero
se encuentran seriamente restringidos a nivel mundial, debido a alto impacto que producen a
nivel ambiental y a sus costos exagerados. Por tanto, los lodos base agua representan una
alternativa viable con respecto a los problemas ambientales y de costos; sin embargo, muestran
un bajo desempeño comparado con los fluidos base aceite, cuando se perforan lutitas: baja tasa de
penetración, embolamiento de la mecha, baja lubricidad e inestabilidad térmica [15].
Los problemas de inestabilidad de las lutitas, sin embargo, son mucho más complejos y
difíciles de resolver que a través de la aplicación de fluidos base aceite, puesto que éstos pueden
inducirse tanto por esfuerzos in-situ relativamente altos como por interacciones fluido-lutita, o
una combinación de ambos [15].
Van Oort propone subdividir los fenómenos ocasionados por la inestabilidad de las lutitas
en tres categorías [15]:
Desintegración de los recortes. En este proceso, los recortes pierden su integridad
mecánica debido a dos razones. En primer lugar, debido a un mal diseño de la
hidráulica, los recortes que se acumulan en el fondo pueden ser retriturados
progresivamente por la mecha. En segundo lugar, las interacciones del ripio con el
fluido de perforación en el espacio anular, pueden debilitar el ripio al colocarlo en
tensión, hasta superar la resistencia de la cementación interna del material [15].
Para atenuar este problema de la dispersión de los recortes, se ha propuesto utilizar un
aditivo que presente alguno de los siguientes comportamientos: un inhibidor, que
disminuya la actividad del fluido de perforación, un agente encapsulante capaz de
mantener el material unido, un viscosificante del filtrado para evitar la entrada de agua
al ripio, o un agente taponante que bloquee los poros [15].
Inestabilidad del hoyo. Entre los problemas ocasionados por la inestabilidad del hoyo
se tienen: el socavamiento del hoyo, dificultades en la limpieza del hoyo,
atascamiento de tubería, aumento del torque y del arrastre, mala calidad de la
cementación, estrechamiento del hoyo y problemas en la toma de registros, entre
otros.
55
La inestabilidad del hoyo puede originarse tanto por esfuerzos in-situ, que son
relativamente altos comparados con la resistencia de la formación, o por interacciones
del fluido de perforación con la lutita, o bien por una combinación de estos dos
factores [15].
Embolamiento de la mecha. El embolamiento de la mecha ocurre cuando los recortes
arcillosos se adhieren a esta y esto dependerá de la resistencia y de la plasticidad de
los mismos, que son función del contenido de agua y de arcilla que ellos poseen.[2]
2.3.12. Principales estados de asociación de las partículas de arcilla en los fluidos de perforación.
Agregación: Condición normal de la arcilla antes de ser hidratada. Las partículas están
agrupadas cara a cara y pueden ser separadas por agitación mecánica y por hidratación
y dispersión.
Dispersión: Separación de partículas como consecuencia de la adsorción o entrada de
agua, las caras cargadas de una forma negativa se atraen con los bordes de las caras
positivas.
Floculación: Originada por la atracción excesiva de cargas eléctricas. Las partículas se
unen cara-arista y o arista-arista, en el estado floculado se incrementa la asociación
cara-borde entre las partículas y la consecuencia de este estado es una elevada
viscosidad y un descontrol en la pérdida de agua, que por lo general es alta.
Defloculación: Separación de las partículas de arcilla por neutralización de las cargas
eléctricas por los lignosulfonatos y lignitos. Las partículas pueden separarse
individualmente o en grupos de dos o tres unidades por caras.
Inhibición: Prevención de la dispersión.
2.3.13. Pega de tubería.
En operaciones de perforación, la tubería de perforación se considera pegada cuando no
se la puede hacer subir, bajar, o girar. La pega de la tubería puede ser causada por varios
mecanismos diferentes. Situaciones típicas de pega de tubería son:
56
Efectos de la presión diferencial.
Empaquetamiento.
Pozo estrecho.
Geometría del hoyo.
2.3.13.1. Pega por diferencial. La mayoría de los incidentes de pega de tubería es
causada por efectos de la presión diferencial. Las excesivas presiones
diferenciales a través de zonas permeables de menor presión pueden ser causa
de que la sarta de perforación empuje sobre la pared del pozo de sondeo donde
queda atascada. La pega diferencial se puede identificar por las siguientes
características:
La tubería queda pegada después de estar inmóvil por un período de
tiempo.
No se puede hacer girar ni mover la tubería mientras se circula.
Figura 14. Pega por diferencial.
57
2.3.13.2. Pega por empaquetamiento. Los sistemas de fluido de perforación con
características deficientes de suspensión presentan fuerte tendencia al
empaquetamiento. Los factores que pueden conducir al derrumbe de la
formación incluyen:
Desequilibrio de la presión.
Hidratación de las lutitas.
El ensamblaje de fondo del pozo daña la pared.
Figura 15. Pega por empaquetamiento.
58
2.3.13.3. Pega por pozo estrecho. La estrechez del pozo es un estado en que el diámetro
del pozo es menor que el diámetro de la barrena usada para perforar esa
sección. La estrechez del pozo puede resultar por cualquiera de las causas
siguientes:
Formaciones de fluencia plástica.
Acumulación de revoque en una formación permeable.
Lutitas que se hinchan.
Una formación de afluencia plástica es aquella que puede deformarse cuando es
forzada y que puede fluir dentro del pozo. Cuando estos tipos de formaciones
son penetrados por la barrena, el hoyo está en calibre. Pero cuando la presión
hidrostática ejercida por la columna de fluido de perforación es menor que la
presión hidrostática de la formación, se produce desbalanceo, la formación
fluye y el diámetro del pozo disminuye. La estrechez del pozo es un problema
común cuando se perfora una gruesa sección de sal con un lodo de aceite. La
sal puede fluir dentro del pozo y estrechar esa sección. Cuando existen
formaciones de sal plásticas, por lo general están a más de 5000 pies de
profundidad. El emplazamiento de agua dulce es la mejor manera de despegar
una tubería de una formación de sal plástica.
2.3.13.4. Pega por geometría del hoyo. Es una situación que se encuentra con frecuencia
en pozos desviados, en que la tubería de perforación penetra en la pared por
desgaste. La normal rotación de la sarta de perforación corta dentro de la pared
de la formación en áreas desviadas donde la tensión de la tubería de perforación
crea presión contra los costados del pozo. Se puede diagnosticar este tipo de
pega cuando la tubería de perforación puede ser movida hacia arriba y hacia
abajo dentro del alcance de las distancias de unión de herramientas, mientras
que la rotación de la tubería y la circulación continúan normales.
59
Una medida preventiva es controlar cuidadosamente la desviación superior del
pozo y la seriedad del desvío en forma de pata de perro por toda la trayectoria
del pozo de sondeo. Esta acción eliminará la fuerza que lleva a la creación del
problema de la geometría del hoyo. Una vez que se ha formado esta situación,
la mejor solución es repasar las porciones de escaso diámetro del pozo con
barrenas ensanchadoras.
Figura 16. Pega por geometría del hoyo.
60
2.3.14. Pérdida de circulación.
La pérdida de circulación o pérdida de retornos describe la pérdida total o parcial del
fluido en la formación como resultado de una excesiva caída de presión hidrostática y anular. La
pérdida de circulación se caracteriza por una reducción en el volumen de los retornos de lodo del
pozo en comparación con el volumen bombeado pozo abajo (flujo saliente < flujo entrante). Esto
da por resultado una disminución de los volúmenes en los tanques. La pérdida de circulación se
puede detectar mediante un sensor que registra la cantidad de flujo de retorno o mediante
indicadores de volumen en los tanques. Dependiendo de la magnitud del volumen de pérdida de
lodo, las operaciones de perforación pueden verse considerablemente afectadas. Si el espacio
anular del pozo no se mantiene lleno incluso cuando ha cesado la circulación de fluido, la presión
hidrostática disminuirá hasta que la presión diferencial entre la columna de lodo y la zona de
pérdida sea igual a cero. Esto puede inducir fluidos de la formación de otras zonas, controlados
anteriormente por la presión hidrostática del lodo, a fluir dentro del pozo, dando por resultado
una surgencia, reventón o reventón subterráneo. También puede causar el derrumbe al interior del
pozo de formaciones anteriormente estables. Puede ocurrir pérdida de circulación en las
siguientes formaciones:
2.3.14.1. Formaciones cavernosas. La perdida de circulación en una formación
cavernosa cavernosa/con huecos es el tipo de pérdida más grave que puede
ocurrir, porque la pérdida de lodo es inmediata y completa. Las formaciones
cavernosas están asociadas con arrecifes de piedra caliza, estratos de dolomita,
o cretas. La pérdida se produce en verdaderas cavernas o en grietas de la
formación. Este tipo de pérdida de circulación es generalmente fácil de
diagnosticar, porque la barrena puede caer varias pulgadas e incluso pies
cuando atraviesa la parte superior de la caverna.
2.3.14.2. Formaciones fracturadas. Las formaciones permeables o fracturadas pueden dar
por resultado perdida de circulación parcial o total. Las fracturas en la
formación pueden ser naturales o causadas por excesiva presión del fluido de
perforación sobre una formación estructuralmente débil. Una vez que una
fractura ha sido inducida, la fractura se ensanchará y tomará más lodo a menor
presión. Para evitar inducir fracturas se debe:
61
Mantener la mínima densidad de circulación equivalente (ECD) y peso del
lodo.
Evitar aumentos bruscos de presión.
Este tipo de pérdida de circulación está indicado por una pérdida total o parcial
de retornos y una disminución en el volumen del tanque.
Si se sospecha una fractura inducida, se puede dejar que el pozo se regularice,
recogiendo dentro de la tubería de revestimiento y esperando de 6 a 12 horas.
Después del período de espera, reanudar el trabajo en el fondo del pozo y
verificar si los retornos son completos. Si no se hubieran establecido retornos
completos, tratar las pérdidas como si fueran pérdidas por cavernas/huecos.
2.3.14.3. Formaciones permeables. Las formaciones permeables y porosas incluyen:
Estratos de gravas sueltas, no compactadas
Estratos de conchas marinas
Depósitos de arrecifes
Yacimientos agotados
Estos tipos de formaciones causan desde pérdidas por filtración hasta pérdida
completa de retornos.
Las filtraciones en formaciones permeables están indicadas por una pérdida
parcial o total de los retornos y una reducción del volumen en los tanques.
CAPÍTULO III: METODOLOGÍA
A continuación se explican detalladamente los procedimientos y técnicas a utilizar en el
muestreo y tratamiento de los datos necesarios para la ejecución de la investigación, así como
también, se describe la metodología a seguir para alcanzar cada uno de los objetivos planteados
en el estudio.
3.1. Evaluación de propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de
perforación base agua utilizados actualmente en Campo Boscan.
Para determinar las propiedades reológicas del lodo se utilizó el Viscosímetro Rotacional
FANN 35A. El viscosímetro consta de dos cilindros coaxiales, la muestra del lodo esta contenida
en el espacio anular y la camisa exterior gira a una velocidad constante, lo cual produce cierta
torsión sobre el flotante o cilindro interior. El movimiento del flotante se restringe con un resorte
de torsión y un dial conectado registra el desplazamiento del flotante a varias revoluciones por
minuto de la camisa exterior.
El instrumento esta calibrado de manera que la lectura del dial, a cualquier número fijo de
rpm (revoluciones por minutos), da la tensión de corte en lb/100 pie2 para esa velocidad de corte.
El viscosímetro tiene velocidades de 3, 6, 100, 200, 300 y 600 rpm. La resistencia de geles se
determina usando la velocidad de 3 rpm.
Las pruebas reológicas se realizaron a 120°F y presión atmosférica (según
especificaciones API).
Con las lecturas obtenidas a través del viscosímetro se determinaron las siguientes
propiedades:
Viscosidad Plástica (PV; cps)
Punto Cedente (YP; lbf/100 pies2)
Resistencia de geles (lbf/100 pies2)
Viscosidad Aparente (AV; cps)
Esfuerzo Cedente (YS; lbf/100 pies2)
El procedimiento para realizar estas pruebas se describe a continuación.
63
Recoger una muestra de fluido.
Colocar la muestra en una taza de viscosímetro termostáticamente controlada.
Sumergir la manga del rotor del viscosímetro exactamente hasta la línea marcada.
Calentar la muestra a la temperatura seleccionada.
Hacer girar la manga del viscosímetro a 600 rpm hasta obtener una lectura estable en
el dial. Registrar la lectura del dial (θ600).
Hacer girar la manga del viscosímetro a 300 rpm hasta obtener una lectura estable en
el dial. Registrar la lectura del dial θ300).
Revolver la muestra durante 10 a 15 segundos a 600 rpm, y después dejar reposar el
lodo durante 10 segundos.
Hacer girar la manga del viscosímetro a 3 rpm hasta obtener la máxima lectura en el
dial.
Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-segundos,
lbf/100 pies2.
Revolver nuevamente la muestra durante 10 a 15 segundos a 600 rpm, y después dejar
reposar la muestra sin tocar durante 10 minutos.
Hacer girar la manga del viscosímetro a 3 rpm hasta obtener la máxima lectura del
dial.
Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-minutos,
lbf/100 pies2.
Fórmulas
PV, cps = 2600 - 2300 rpm
YP, lbf/100 pies2 = 300 rpm - PV
AV, cps = θ600 rpm/2
Resistencia de Geles, lbf/100 pies2 = Máxima Lectura a 3 rpm.
YS, lbf/100 pies2 = (2*θ3 rpm) - θ6 rpm.
64
Para determinar las propiedades fisicoquímicas se realizaron las pruebas descritas a
continuación.
Determinación de Ph.
La determinación del Ph en los fluidos de perforación es de vital importancia ya que las
interacciones de arcillas y la solubilidad de aditivos es dependiente de esta medida. El
procedimiento para la determinación del mismo se explica a continuación.
Recoger una muestra de fluido.
Tomar del dispensador una tira de 1 pulgada de papel indicador.
Poner el papel indicador sobre la superficie de la muestra de fluido.
Dejar que la tira de papel absorba el fluido de la muestra hasta que el papel cambie de
color.
Hacer coincidir el color del papel con la carta de colores sobre un costado de la caja
dispensadora.
Figura 17. Viscosímetro FANN 35A.
65
Leer y registrar el valor del Ph.
Determinación de Filtrado HP/HT.
Las propiedades de control de filtrado en un fluido de perforación son de gran ayuda para
identificar los problemas asociados a hoyo apretado y perdida de fluidos hacia la formación. El
procedimiento para la determinación del mismo es el siguiente.
Recoger una muestra de fluido.
Precalentar la chaqueta de calentamiento hasta 10°F (6°C) por encima de la
temperatura de prueba deseada.
Cerrar el vástago de la válvula sobre la celda del filtro y echar en la celda una muestra
revuelta del fluido.
Colocar el papel de filtro en la celda.
Poner la cubierta sobre la celda, ajustar todos los tornillos de sujeción, y cerrar el
vástago de la válvula sobre la cubierta.
Colocar la celda en la chaqueta de calentamiento con la cubierta de la celda para
abajo. Hacer girar la celda hasta que calce.
Poner un termómetro en el hueco para termómetro de la celda.
Conectar la unidad de presión al vástago superior de la válvula y enclavar la unidad en
el sitio.
Conectar el recibidor de presión al vástago inferior de la válvula y enclavar el
recibidor en el sitio.
Aplicar 200 psi (1380 kPa) a la parte superior y 100 psi (690 kPa) en la parte inferior.
Abrir el vástago de válvula superior y mantener esta presión hasta alcanzar la
temperatura de prueba deseada.
Abrir la válvula inferior cuando la celda llegue a la temperatura de prueba deseada.
Ajustar inmediatamente la presión sobre los reguladores superior e inferior.
Filtrar durante 30 minutos mientras la temperatura es mantenida a ± 5°F (± 3°C) de la
temperatura de ensayo y manteniendo la presión.
Cerrar los vástagos de válvula superior e inferior.
Descargar la presión por el regulador superior y desconectar el sistema de presión.
Aflojar el tornillo T del regulador inferior.
Drenar con cuidado el filtrado del receptor a un cilindro graduado.
66
Esperar unos pocos segundos a que el filtrado drene al fondo del recibidor.
Ajustar despacio el tornillo T para que todo filtrado restante en el receptor se escurra
al cilindro graduado.
Descargar la presión por el regulador inferior y desconectar el sistema de presión.
Retirar la celda de la chaqueta de calentamiento y dejar que la celda se enfríe.
Mantener la celda del filtro con la tapa bajada y aflojar el vástago de válvula de la
celda del filtro para descargar la presión.
Cerrar el vástago de válvula cuando toda la presión haya sido descargada.
Mantener la celda del filtro con la tapa levantada y aflojar el vástago de válvula.
Aflojar los tornillos de sujeción y quitar la tapa.
Quitar y medir la costra de lodo con aproximación de 1/32 pulg. (1.0 mm).
Registrar el filtrado HP/HT como el doble del volumen de filtrado recogido.
Figura 18. Prueba de Filtrado HP/HT.
67
3.2. Diseño de sistema de lodo base aceite adaptado a las necesidades técnicas y económicas
de Campo Boscán.
A continuación se presenta la técnica recomendada para el diseño y la preparación del
sistema base aceite para los pozos de Campo Boscan.
3.2.1. Preparación.
Los lodos base aceite deben ser formulados para que sean resistentes a las altas temperaturas y para cumplir con las especificaciones requeridas de acuerdo a los perfiles de pozos.
La formulación inicial debe llevar el radio recomendado de agua/aceite para el programa de lodos para la densidad recomendada.
Un reporte de lodo integral debe ser preparado con una muestra representativa antes de que el mismo deje la planta de tratamiento en las instalaciones del contratista, y una copia de este reporte debe ser entregado al representante de la compañía en la locación. Este reporte debe incluir pruebas de alta presión y temperatura incluyendo lecturas reológicas.
Representantes de la contratista y la compañía deben realizar una inspección visual de todas las líneas de flujo, mangueras, etc; de los camiones donde se transferirá el lodo hacia los tanques del taladro de perforación para determinar si los mismos se encuentran libres de agua o lodo base agua que pudiera causar algún tipo de contaminación. Adicionalmente, esta información debe estar presente en el primer reporte después de la llegada del lodo al taladro de perforación.
Una muestra de los materiales para el acondicionamiento del lodo debe estar presente en la locación para el primer envío del lodo base aceite.
Antes de que el lodo sea transferido hacia los tanques del taladro, el mismo debe ser “agitado”, para asegurar una igual distribución del peso del lodo.
3.2.2. Preparación en el taladro de perforación.
Un representante de la contratista debe estar en la locación cuando el lodo llegue al taladro.
Todos los tanques de lodo, tanques de mezcla, tanque píldora y trampas de arena deben ser inspeccionados y limpiados de todos los residuos de agua o cualquier otro contaminante. Cualquier contaminación por agua de cualquier fuente debe ser presentada en el primer reporte operacional.
68
Tanques de lodo, zarandas y zanjas de lodo deben ser cubiertos para prevenir cualquier contaminación por lluvia o agua generada durante actividades de limpieza. El equipo expuesto debe ser incluido en el reporte operacional.
Todas las mangueras de agua deben ser removidas de la planchada de perforación, zarandas, zanjas de lodo y los alrededores de los tanques de lodo.
Todas las líneas de flujo deben ser circuladas con unos pocos barriles de lodo base aceite.
Se debe instruir a todo el personal de los procedimientos adecuados para el uso del sistema de fluidos base aceite.
3.2.3. Transferencia del lodo a los tanques del taladro de perforación.
El representante de la contratista debe preparar un reporte completo con una muestra representativa cuando el mismo es bombeado hacia los tanques.
Los representantes de la compañía y la contratista deben inspeccionar todas las líneas utilizadas en la transferencia del lodo.
3.2.4. Pre-tratamiento de lodo base agua.
Antes del desplazamiento, el lodo base agua debe ser circulado y acondicionado. Las
propiedades de flujo deben ser reducidas a valores tan bajo como sea práctico posible, para así
garantizar un desplazamiento exitoso. Idealmente, el punto cedente debe caer a valores entre 5 y
15 lb/100 pies2, dependiendo del peso del lodo.
3.2.5. Otros puntos a considerar para el uso de fluidos base aceite.
Una reunión pre-trabajo debe ser llevada a cabo en la locación para asegurar que todo el personal este al tanto de los “como” y “por que” del uso de los lodos base aceite.
Es importante el orden y limpieza para el uso de sistemas base aceite. Si se toman las medidas preventivas no debe haber riesgos de derrames en la locación.
Se debe asegurar que todos los equipos de control de sólidos funcionen adecuadamente.
Requerimientos para contingencia en caso de derrames; esto es de vital de importancia para estas operaciones. Todas las medidas preventivas deben llevarse a cabo para evitar cualquier derrame de lodo en la locación. El personal del taladro de perforación siempre debe estar vigilante ante cualquier situación que pueda ocasionar una perdida de fluido accidental.
69
3.2.6. Corrida de registros con lodos base aceite.
Los lodos base aceite son no conductivos a la corriente eléctrica. Control de profundidad
y evaluación de formaciones puede ser llevada a cabo, sin embargo, utilizando registros que no
dependan de la presencia de fluidos conductivos en el hoyo.
La resistividad de la formación puede ser determinada utilizando registros de inducción.
Este tipo de registros es utilizado con más efectividad en hoyos perforados con lodos base aceite
que en los perforados con lodos base agua ya que se garantiza una invasión de filtrado menor y
no hay una señal de conductividad desde el hoyo.
La porosidad puede ser indicada utilizando un registro sónico, de densidad o neutrón;
separados o combinados.
Adicionalmente, los núcleos de pared pueden ser tomados utilizando registros de rayos
gama para posicionar las herramientas.
3.3. Evaluación de la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de perforación base
agua mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas y lutitas.
Problemas operacionales tales como pega de tubería, limpieza de hoyo ineficiente,
derrumbe, empaquetamiento y hoyo apretado pueden estar asociados con la estabilidad de las
arcillas. Para determinar si las lutitas son propensas a causar problemas se realizan una serie de
ensayos que serán explicados a continuación.
Difracción de Rayos X.
La difracción de rayos-x es usada para identificar en forma cualitativa y semi cuantitativa
los minerales cristalinos que componen la roca. La misma está basada en la irradiación de una
muestra; los rayos-x son difractados dependiendo de las características de los componentes
presentes. Midiendo los ángulos y la intensidad de la difracción, por comparación con perfiles
patrones se determina el tipo y cantidad de los minerales cristalinos presentes en la muestra. El
procedimiento cosiste en pulverizar la roca colocándola compactada en un porta muestra especial.
La muestra se coloca en el equipo y es borbandeada por rayos-x y la difracción se detecta en un
registro continuo que proporciona un perfil en el cual es posteriormente comparado con los
perfiles patrones.
70
Ensayo de Dispersión de Lutitas.
Para el ensayo de dispersión de lutitas se sigue el proceso descrito a continuación.
Limpiar la lutita con alcohol 2-propanol o alcohol isopropílico (para eliminar el residuo de arcilla o arena).
Dejar secar en una estufa a 212 °F, durante 16 horas.
Triturar la muestra de lutitas y cernirla a través de tamices de malla 4 y 10, recolectar
la fracción retenida en el tamiz de malla 10.
Colocar 50 g. de la muestra en una celda de envejecimiento que contiene 350 ml del fluido a evaluar (concentración equivalente a 50 lpb), tapar la celda y presurizar con 100 psi de presión.
Luego de las 16 horas de envejecimiento, sacar las muestras del horno y dejar enfriar
a temperatura ambiente.
Pasar el fluido contenido en la celda por un tamiz de malla 30 para recuperar la lutita.
Figura 19. Prueba de difracción de Rayos X.
71
Lavar el residuo retenido en esta malla con agua (para quitarle el lodo).
Transferir el residuo en un vidrio de reloj o cápsula de porcelana, previamente pesada y dejar secar en una estufa a 215 °F durante 6 horas.
Pesar el contenido del residuo y calcular el porcentaje de Retención o de Dispersión
de acuerdo a la siguiente ecuación:
% de Retención = Peso Final lutita/Peso Inicial lutita *100
% de Dispersión = 100 - % de Retención
Ensayo de Medición de Hinchamiento Lineal.
El aparato medidor de hinchamiento lineal se usa para determinar hidratación o
deshidratación de las lutitas por medición del aumento o reducción de longitud por tiempo, de un
núcleo de lutitas reconstituido o intacto. El ensayo Hinchamiento Lineal se usa con el ensayo de
Tiempo de Succión Capilar para determinar el sistema de lodo recomendado para perforar a
través de una formación de lutitas específica. Primero se realiza un ensayo Tiempo de Succión
Capilar para determinar el inhibidor más adecuado para la lutita. Luego se hacen ensayos con una
variedad de lodos.
Los resultados del ensayo LSM son graficados para mostrar el porcentaje de
hinchamiento sobre un tiempo de hinchamiento en minutos. Los resultados del ensayo
Hinchamiento Lineal demuestran los efectos inhibitivos de estos diversos lodos sobre el
hinchamiento de las lutitas.
72
Figura 20. Hinchamiento Lineal de Lutitas.
Figura 21. Prueba de Hinchamiento Lineal de Lutitas.
73
Ensayo de Retorno de Permeabilidad
El ensayo de retorno de permeabilidad se usa para medir el efecto de un fluido de prueba
(lodo integro, filtrado de lodo, o salmuera) sobre la permeabilidad de una formación productora.
El ensayo utiliza cortes de un núcleo de muestra de formación llamado tapón, que simulando la
permeabilidad del reservorio, utiliza como fluido para determinar la permeabilidad crudo de
formación y salmuera para saturar el núcleo. Después de medida la permeabilidad básica (Ko) el
corte se expone al fluido de perforación o completación de prueba y posteriormente la
permeabilidad es medida nuevamente (Kf) después de determinado tiempo de exposición. Luego,
en base a la relación de permeabilidades inicial y final se calcula el porcentaje de retorno, donde
porcentajes de retorno cercanos a 100% indican que el fluido de prueba provoco un mínimo daño.
3.4. Determinación de limitantes de logística y ambiental del sistema base agua de alto
rendimiento en comparación con el sistema base aceite.
Las limitantes de logística fueron analizadas de acuerdo a los requerimientos de equipos
necesarios para el uso de los distintos sistemas de fluidos para el taladro de perforación F-29. Las
mismas fueron estudiadas tomando en cuenta las disponibilidades de espacio de acuerdo a los
Figura 22. Retorno de Permeabilidad.
74
requerimientos para la preparación de las localizaciones de perforación. El estudio de las
limitantes ambientales se llevó a cabo siguiendo las normas y procedimientos vigentes para el
control de residuos potencialmente dañinos para el medio ambiente en Campo Boscan.
3.5. Estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de fluidos de
perforación.
Se realizo un estudio de sensibilidad económica a través de una matriz de costos donde se
presenta una estimación de los costos que implica el uso de ambos sistemas de fluidos de
perforación.
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1. Evaluación de propiedades reológicas y fisicoquímicas de los sistemas de lodos de
perforación base agua utilizados actualmente en Campo Boscan.
A continuación se presentan los resultados de las pruebas de laboratorio realizadas en los
pozos BN-822, BN-823 y BN-824 en Campo Boscan. Dichas pruebas se tomaron en los
intervalos que han venido presentando mayores problemas operacionales en las actividades de
perforación; como pega de tubería, limpieza ineficiente de hoyo, embolamiento de ensamblajes
de fondo, etc.
Para cada intervalo a evaluar se tomaron dos muestras, una en los tanques de succión y
otra en la salida de la línea de flujo. La formulación del lodo de perforación base agua usado fue
la siguiente para un sistema bajo pH.
Concentración de Productos
Agua fresca Como sea requerido
Bactericida 0.25 – 0.50 lbs/bbl
Viscosificante 8.0 – 12.0 lbs/bbl
Agente densificante Como sea requerido
Controlador de Filtrado 1.5 – 3.0 lbs/bbl
Dispersante 2 lbs/bbl
Inhibidor de arcilla 4.0 – 5.0 lbs/bbl
Lubricante y mejorador de ROP 3% V/V
Los resultados de estas pruebas son presentados en las siguientes tablas.
Tabla 1. Concentración de productos lodo base agua.
76
Pozo BN-822.
Este pozo fue perforado verticalmente hasta una profundidad de 8115 pies. Las pruebas
de laboratorio fueron tomadas en los topes de Icotea Superior, Anhidrita y Boscan Superior.
Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Icotea Superior 5259 5259
Propiedades Reológicas Entrada Salida
Peso (lpg) 10.2 10.3
Viscosidad Plástica (cps) 12 13
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 16 16
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 8 10
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 14 15
PH 7.8 7.7
Filtrado HP/HT (cc/30’) 5 5.5
Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Anhidrita 5558 5558
Propiedades Reológicas Entrada Salida
Peso (lpg) 10.3 10.4
Viscosidad Plástica (cps) 16 17
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 17 17
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 10 11
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 15 16
PH 7.8 7.8
Filtrado HP/HT (cc/30’) 4.8 5
Tabla 2. Propiedades Reológicas Icotea Superior, BN-822.
Tabla 3. Propiedades Reológicas Anhidrita, BN-822.
77
Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Boscan Superior 6438 6438
Propiedades Reológicas Entrada Salida
Peso (lpg) 10.4 10.5
Viscosidad Plástica (cps) 18 19
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 19 20
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 11 12
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 16 17
PH 8.0 7.9
Filtrado HP/HT (cc/30’) 4.6 4.8
Pozo BN-823.
Este pozo fue perforado verticalmente hasta una profundidad de 9135 pies. Las pruebas
de laboratorio fueron tomadas en los topes de Icotea Superior, Anhidrita y Boscan Superior.
Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Icotea Superior 5967 5957
Propiedades Reológicas Entrada Salida
Peso (lpg) 10.2 10.3
Viscosidad Plástica (cps) 11 12
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 15 16
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 8 9
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 13 15
PH 7.6 7.7
Filtrado HP/HT (cc/30’) 5.2 5.3
Tabla 4. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-822.
Tabla 5. Propiedades Reológicas Icotea Superior, BN-823.
78
Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Anhidrita 6580 6580
Propiedades Reológicas Entrada Salida
Peso (lpg) 10.3 10.4
Viscosidad Plástica (cps) 15 16
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 16 17
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 9 11
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 13 15
PH 7.9 8.0
Filtrado HP/HT (cc/30’) 5 5.2
Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Boscan Superior 8560 8560
Propiedades Reológicas Entrada Salida
Peso (lpg) 10.4 10.5
Viscosidad Plástica (cps) 18 18
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 18 19
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 10 13
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 16 17
PH 7.7 7.7
Filtrado HP/HT (cc/30’) 4.8 5
Pozo BN-824.
Este pozo fue perforado verticalmente hasta una profundidad de 8667 pies. Las pruebas
de laboratorio fueron tomadas en los topes de Icotea Superior, Anhidrita y Boscan Superior. Un
lubricante se utilizo a una concentración del 3% V/V.
Tabla 6. Propiedades Reológicas Anhidrita, BN-823.
Tabla 7. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-823.
79
Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Icotea Superior 6882 6882
Propiedades Reológicas Entrada Salida
Peso (lpg) 10.1 10.2
Viscosidad Plástica (cps) 9 10
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 17 18
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 7 8
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 11 14
PH 8.1 8.0
Filtrado HP/HT (cc/30’) 4.6 4.8
Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Anhidrita 7203 7203
Propiedades Reológicas Entrada Salida
Peso (lpg) 10.3 10.4
Viscosidad Plástica (cps) 11 12
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 19 20
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 7 8
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 12 14
PH 7.9 7.9
Filtrado HP/HT (cc/30’) 4.4 4.7
Tabla 8. Propiedades Reológicas Icotea Superior, BN-824.
Tabla 9. Propiedades Reológicas Anhidrita, BN-824.
80
Intervalo de Referencia MD (pies) TVD (pies) Boscan Superior 8472 8472
Propiedades Reológicas Entrada Salida
Peso (lpg) 10.4 10.5
Viscosidad Plástica (cps) 12 12
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 19 20
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 8 9
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 13 14
PH 8.0 7.9
Filtrado HP/HT (cc/30’) 4.2 4.3
4.2. Diseño de sistema de lodo base aceite adaptado a las necesidades técnicas y económicas
de Campo Boscán.
Para el diseño del sistema de fluidos base aceite se tomó como referencia el sistema
utilizado en la perforación del pozo BN-817. Este sistema contempla el uso de un aceite mineral
que ha sido desarrollado para controlar los daños a la formación que puedan ser causados por
operaciones convencionales de perforación. El sistema contiene una concentración óptima de
agente densificante diseñada para puentear poros de roca, dando así bajos índices de filtración y
minimizando la invasión de fluido en zonas potencialmente productivas. Estos fluidos usan
emulsificantes pasivos que reducen el riesgo de crear bloqueo por emulsiones y preservan las
características de humectabilidad de las rocas del yacimiento.
La formulación y las propiedades reológicas del sistema de detalla a continuación.
Tabla 10. Propiedades Reológicas Boscan Superior, BN-824.
81
Concentración de Productos
Aceite Mineral Como sea requerido
Glicerol 3.0 – 5.0 lbs/bbl
Emulsificante Pasivo 3.0 – 5.0 lbs/bbl
Viscosificante (Arcilla organofílica) 8.0 – 14.0 lbs/bbl
Controlador de Filtrado (Leonardita organofílica) 8.0 – 14.0 lbs/bbl
Agente Densificante (Carbonato de Calcio) 38 – 76 lbs/bbl
Cal 4.0 – 6.0 lbs/bbl
Controlador de Reología 0.25 – 0.5 lbs/bbl
Propiedades Reológicas Salida
Peso (lpg) 9.8
Viscosidad Plástica (cps) 14
Punto Cedente (lbs/100 pies2) 10
Geles 10 seg. (lbs/100 pies2) 12
Geles 10 min. (lbs/100 pies2) 18
Estabilidad Eléctrica (voltios) 1400
Pérdida de Filtrado (ml) 5
El uso de un fluido con estas características permitiría la perforación de pozos con un
riesgo mínimo de problemas asociados a hinchamiento de arcillas como, embolamiento de
ensamblajes de fondo, pega de tubería, limpieza ineficiente de hoyo, entre otros. Sin embargo,
para la utilización de este sistema hacen falta otros requerimientos que complican aun más la
operación desde el punto de vista de logística, además de un incremento considerable en los
costos totales. Este punto será analizado mas adelante.
Tabla 11. Concentración de Productos lodo base aceite.
Tabla 12. Propiedades reológicas lodo base aceite.
82
7412230
7581718
0401743
7501726
8591815
7501528
CloritaCaolinitaIllitaEsmectita
Abundancia de Arcillas (%)
7412230
7581718
0401743
7501726
8591815
7501528
CloritaCaolinitaIllitaEsmectita
Abundancia de Arcillas (%)
4.3. Evaluación de la inhibición de las arcillas de los sistemas de fluidos de perforación base
agua mediante pruebas de dispersión e hinchamiento lineal de arcillas y lutitas.
Para determinar las propiedades de las arcillas se realizaron las pruebas que se describen a continuación. 4.3.1. Difracción de Rayos X.
La lutita utilizada se tomó de una muestra de núcleos realizada en el pozo BN-816 a una
profundidad de 7001 pies.
La composición química de esta lutita y la arcilla contenida en la misma se presentan a
continuación.
Tabla 13. Composición química de la lutita.
Tabla 14. Composición química de la arcilla.
2219687056
1603817066
1007837052
1214837074
1304837023
513917004
ArcillaCalcitaFesdelpatoCuarzoProf. (pies)
Mineralogía de la roca (%)
2219687056
1603817066
1007837052
1214837074
1304837023
513917004
ArcillaCalcitaFesdelpatoCuarzoProf. (pies)
Mineralogía de la roca (%)
83
En la composición química de las arcillas se encontró que la caolinita esta presente en una
mayor proporción. Esta es una de las cuatro arcillas reactivas más comunes encontradas en las
lutitas (montmorilloníta o esmectita, ilita, clorita y caolinita). [6, 7, 15]
La caolinita es una arcilla de dos capas, se encuentra en lutitas duras y en lutitas gomosas,
su estructura básica se compone de capas intercaladas de sílice y alúmina, tiene una capacidad
baja de adsorber agua por lo tanto es medianamente hinchable, pero puede dispersarse en los
fluidos de perforación base agua.
La otra arcilla reactiva encontrada en la composición de la roca fue la clorita. Esta es una
arcilla de tres capas, se encuentra en lutitas duras y en lutitas gomosas. Las cloritas no se hinchan
en su forma pura, pero puede hacerse que se hinchen ligeramente al ser modificadas.
4.3.2. Pruebas de Dispersión de Lutitas.
Para las pruebas de dispersión de lutitas se utilizaron dos formulaciones las cuales son
presentadas a continuación.
Formulación #1: Lodo Base + 3 % V/V Glicol
Muestra (gr) Fluido Inicial Final
% de Retención % de Dispersión
Base 50.0 36.0 72.0 28.0 Glicol 1 50.0 38.8 77.7 22.3 Glicol 2 50.0 36.7 73.5 26.5 Glicol 3 50.0 43.3 86.6 13.4 Glicol 4 50.0 40.3 80.6 19.4 Glicol 5 50.0 44.3 88.6 11.4
Tabla 15. Porcentajes de dispersión formulación #1.
84
Dispersion (%)
28
22.3
26.5
13.4
19.4
11.4
0
5
10
15
20
25
30
35
BASE GLICOL 1 GLICOL 2 GLICOL 3 GLICOL 4 GLICOL 5
(%)
Formulation #2: Lodo Base + 3 % V/V Glicol + 3% KCl.
Muestra (gr) Fluido Inicial Final
% de Retención % de Dispersión
Base 50.0 44.8 89.7 10.3 Glicol 1 + 3%Kcl 50.0 48.9 97.9 2.1 Glicol 2 + 3%Kcl 50.0 48.5 97.0 3.0 Glicol 3 + 3%Kcl 50.0 48.6 97.2 2.8 Glicol 4 + 3%Kcl 50.0 48.9 97.8 2.2 Glicol 5 + 3%Kcl 50.0 48.3 96.7 3.3
Figura 23. Gráfico de dispersión formulación #1.
Tabla 16. Porcentajes de dispersión formulación #2.
85
Dispersion (%)
10.3
2.13 2.8 2.2
3.3
0
2
4
6
8
10
12
14
BASE GLICOL 1 GLICOL 2 GLICOL 3 GLICOL 4 GLICOL 5
(%)
El ensayo de dispersión de lutitas permite estimar cualitativamente el grado de inhibición
de un aditivo. El porcentaje de recuperación, constituye un indicador del grado de fragmentación
o dispersión que puede presentar la lutita, cuando está sometida a la presencia de agua y
movimiento.
En la figura 22 se muestran los resultados de las pruebas para los fluidos de la
formulación #1, los valores de dispersión reflejan que los glicoles no son eficientes en ausencia
de KCl ya que se obtuvieron valores por encima de 10%.
Por otra parte, los resultados de las pruebas de la formulación #2 muestran la sinergia que
existe entre la sal y el glicol, ya que con la adición de una concentración de 3% KCl se obtuvo
una disminución en el porcentaje de dispersión para todos los glicoles.
En general, se puede observar que todos los glicoles mejoraron la inhibición con el
agregado de KCl al sistema. La lutita en presencia del lodo base sin glicol, indica la presencia de
arcillas dispersables y con la adición en un 3% V/V de glicol se logro disminuir un poco la
Figura 24. Gráfico de dispersión formulación #2.
86
dispersión, pero obteniendo resultados todavía muy altos comparados con los obtenidos en la
formulación #2.
4.3.3. Pruebas de Hinchamiento Lineal.
A continuación se presentan los resultados de las pruebas de hinchamiento lineal para
cada una de las formulaciones.
Formulación #1: Lodo Base + 3 % V/V Glicol
Fluidos Tiempo de Estabilización (min)
% Hinchamiento
Base 361.7 41.47 Glicol 1 354.5 38.17 Glicol 2 419.9 34.88 Glicol 3 891.02 38.03 Glicol 4 998.2 36.10 Glicol 5 494.1 38.17
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 200 400 600 800 1000 1200
Tiempo, Min
% H
inch
amie
nto
linea
l
Base Glicol 1 Glicol 2 Glicol 3 Glicol 4 Glicol 5
Tabla 17. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #1.
Figura 25. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #1.
87
Formulation #2: Lodo Base + 3 % V/V Glicol + 3% KCl.
Fluidos Tiempo de Estabilización
(min) % Hinchamiento
Base+3%KCl 783.2 39.80 Glicol 1+3%KCl 698.8 37.01 Glicol 2+3%KCl 1080.8 35.25 Glicol 3+3%KCl 794.4 38.22 Glicol 4+3%KCl 667.63 35.09 Glicol 5+3%KCl 1319.3 33.44
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
Tiempo, Min
% H
inch
amie
nto
Line
al
Base+3kcl Glicol 1 +3kcl Glicol 2 +3Kcl Glicol 3 +3Kcl Glicol 4 +3Kcl Glicol 5 +3kcl
En la figura 24 se muestran los resultados de las curvas de hinchamiento lineal de las
pastillas de bentonita expuestas a los fluidos de la formulación #1. Se observa como el lodo base
es el que presenta el porcentaje de hinchamiento mas alto (41.47%), esto se debe a que el lodo
base no contiene un inhibidor en su preparación.
Con el agregado de los glicoles se observa una disminución en el hinchamiento de las
pastillas, lo que indica que los glicoles solos, evitan muy poco el hinchamiento lineal. La
Figura 26. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #2.
Tabla 18. Prueba de Hinchamiento Lineal formulación #2.
88
diferencia entre el lodo base y los glicoles no es relevante, esto se muestra en la tabla 16, donde
se refleja el tiempo que se tardan los fluidos en estabilizarse y su porcentaje máximo de
hinchamiento. En esta tabla se nota cuan rápido se hinchan las pastillas, lo que indica el bajo
rendimiento de este aditivo. Las pastillas expuestas a los glicoles 3 y 4 a pesar de tener casi los
mismos porcentajes de hinchamiento de todos los glicoles, fueron los que presentaron el mejor
tiempo de estabilización, es decir, fueron los que retardaron el proceso de hinchamiento.
En la figura 25 se muestran los resultados de las curvas de porcentaje de hinchamiento
lineal de las pastillas de bentonita expuestas a los fluidos de la formulación #2. Se observa como
la curva de mayor porcentaje de hinchamiento es la del lodo Base + 3% KCl (39.8%). Con el
agregado del cloruro de potasio a los glicoles se observaron mejorías en la inhibición, pero sin
obtener resultados contundentes. En la tabla 17 se observa como mejoraron todos los tiempos de
estabilización con el agregado del cloruro de potasio. Los porcentajes de hinchamiento
disminuyeron muy poco en comparación con los resultados obtenidos en la formulación #1, pero
como los tiempos de estabilización aumentaron, se puede decir que se evitó o se retardo la
hidratación de las pastillas.
4.3.4. Prueba de Retorno de Permeabilidad.
La prueba de retorno de permeabilidad cuantifica simulando a condiciones de reservorio
el daño que ocasiona un fluido a la formación productora, en este caso se evaluó el retorno de
permeabilidad para cada fluido formulado, bajo las mimas condiciones de presiones, temperatura,
caudal y tiempo de exposición. La tabla 19 muestra los resultados para el retorno de
permeabilidad, en la misma se observa que la Formulación #1 y la Formulación #2 arrojaron
porcentajes de retorno de permeabilidad de 89,7 y 87,6% respectivamente.
La presión de levantamiento del revoque conocida como “lift-off’ es la presión que
necesita ejercer la formación para desprender el revoque y producir hidrocarburos. Los valores de
la presión de levantamiento de revoque para la Formulación #1 y 2 son 26 y 31psi
respectivamente ya que sus revoques están conformados principalmente por polímeros y
carbonato de calcio.
89
Condiciones de la prueba Formulaciones Formulación #1 Formulación #2 Presión de confinamiento 2000 psi 2000 psi Presión de sobre balance 1000 psi 1000 psi Caudal 2 ml/min (constante) 2 ml/min (constante)
Temperatura 250˚F 250˚F Tiempo de circulación del fluido 30 min 30 min Tiempo de exposición del fluido 16 hrs 16 hrs
Resultados Permeabilidad inicial 205.7 201.9 Permeabilidad final 184.5 177.0 Retorno de permeabilidad 89.7 87.6 Presión de desprendimiento de revoque (Lift-off pressure) 26 31
4.4. Determinación de limitantes de logística y ambiental del sistema base agua de alto
rendimiento en comparación con el sistema base aceite.
Las limitantes de logística fueron analizadas de acuerdo a los requerimientos de equipos
necesarios para el uso de los distintos sistemas de fluidos para el taladro de perforación F-29. Las
mismas fueron estudiadas tomando en cuenta las disponibilidades de espacio de acuerdo a los
requerimientos para la preparación de las localizaciones de perforación. El estudio de las
limitantes ambientales se llevó a cabo siguiendo las normas y procedimientos vigentes para el
control de residuos potencialmente dañinos para el medio ambiente en Campo Boscan.
Desde el comienzo de las operaciones de perforación en Campo Boscan en el año 1996
por Chevron, el sistema de fluidos base agua fue el seleccionado para realizar dichas actividades.
La selección de este sistema llevo a la contratación de un taladro de perforación (Pride 527) con
equipos adaptados solo para este tipo de sistema de fluidos. El uso de un sistema de fluidos base
aceite requeriría de equipos adicionales para dicho equipo así como también de una modificación
de la logística necesaria para dicha actividad.
Estos requerimientos son enumerados a continuación; la evaluación económica se
presenta mas adelante.
Tabla 19. Prueba de Retorno de Permeabilidad.
90
Equipo de protección personal adecuado para manejo del MBM a las cuadrillas y a todo el personal que labora en el taladro: Bragas especiales, guantes, mascarillas, cremas protectoras para irritaciones en la piel.
Adaptar procedimientos de Trabajo para el manejo de lodo mineral (MBM).
Efectuar inducción con medico ocupacional para refrescar riesgos para el manejo del
MBM.
Instalar Sellos mecánicos en las bombas centrifugas
Acondicionar bombas y sus componentes para el manejo del MBM. Utilizar pistones, asientos y empacaduras apropiadas. Instalar bandejas de recolección o algún sistema que permita evitar derrames al momento de reparaciones, etc.
Todos los componentes de goma de los equipos deben ser cambiados para manejar
sistemas de MBM.
Colocarle a las bombas una línea de desahogo de lodo, directa a un tanque de almacenamiento de fluido, para evitar derrames en la locación, al dispararse las válvulas de seguridad (clavos).
Cerrar las mangueras de agua hacia la planchada y áreas en general. El agua debe ser
añadido al lodo solo por recomendación del Ingeniero de Lodo.
Bandeja de recolección debajo de la mesa rotaria con su manguera que alimente la línea de flujo. Esto para recolectar el lodo luego de cada conexión.
Instalar un recolector de lodo para la tubería parada en cabria. Un escurridor de tubería
apropiado.
Una bota de lodo debe ser utilizada en los viajes. Una bota de lodo en buenas condiciones prevendrá serias pérdidas cuando se hale una sarta mojada. La bota de lodo debe ser conectada a la línea de flujo o en la bandeja de recolección por debajo de la mesa.
Instalación de 2 Frac Tanks adicionales para el manejo del lodo.
Pistola de rocío con línea de aire para la limpieza de las zarandas.
Cubiertas anti-resbalantes en la mesa rotaria.
Colocar (cutting box) para recolección de recortes debajo de cada equipo, uno detrás
de la bandeja del Mud Cleaner, uno detrás de cada zaranda; se deben mantener de 6 a 9 en “espera”.
91
Es recomendable mantener en el piso de perforación fibra absorbente con la finalidad de controlar derrames.
Logística necesaria para disponer el MBM en locación (desde la planta) y los camiones
para el traslado de los cajones de recortes hacia la planta de tratamiento.
Disponer de dos camiones de achique las 24 horas en sitio con el fin de responder ante algún derrame inesperado.
Colocar barreras para aislar la fosa de los tanques.
Construir un área confinada para el manejo de las cajas de cortes con su debida barricada y manto protector.
Grúa para el manejo de las cajas de recortes.
Ahora bien, para un manejo eficiente de un sistema base aceite son necesarios equipos
adicionales (suplidos generalmente por la contratista de fluidos) los cuales son presentados en la
siguiente figura. Cabe destacar que al implementar este sistema, se eliminaría la necesidad de una
grúa las 24 horas para la movilización de las cajas de recortes (cutting box).
15 m
12 m3 m
4.5 m
A
B
7 m
C
DE
FG
30 m
1.5 m
3 m
A. Tanque de recepción
B. Retroexcavador
C. Centrifugas / Stand
D. Supavac
E. Compresor de Aire
F. Secador de Ripios (Cutting Dryer)
G. Tanque Tres Caras
Figura 27. Equipos de control de sólidos MBM.
92
4.4.1. Tanque de Recepción.
Colocado para la recolección de los excedentes que puedan tenerse de recortes
impregnados con lodo.
4.4.2. Retroexcavadora.
Utilizado para el manejo de los recortes recolectados en el tranque tres caras.
4.4.3. Centrifugas.
Ayuda a extraer de manera eficiente la mayor parte de las partículas finas que el equipo
tradicional de remoción de los sólidos no puede capturar.
4.4.4. Supavac.
Es una bomba compacta, de accionamiento neumático, para recuperación al vacío y
descarga a presión. Este resistente sistema ha sido diseñado para operar bajo condiciones
peligrosas, recolectando y bombeando de forma segura materiales tales como recortes de
perforación, residuos de tanques, lodos de crudos pesados y lechadas con arenas.
4.4.5. Compresor de Aire.
Necesario para la operación del Supavac.
4.4.6. Secador de recortes.
Suministra una dramática reducción en la descarga de desechos sólidos de perforación y
en ayudar a maximizar la recuperación de fluidos de perforación, a base de aceite sintético.
4.4.7. Tanque tres caras.
Utilizado para la recolección de los recortes de perforación.
4.5. Estudio de sensibilidad económica sobre la utilización de ambos sistemas de fluidos de
perforación.
Se realizo un estudio de sensibilidad económica a través de una matriz de costos donde se
presenta una estimación de los costos que implica el uso de ambos sistemas de fluidos de
perforación.
93
En las siguientes tablas se destacan los costos para un sistema base agua.
1. – SUMINISTRO DE MATERIALES
Item Descripcion Unidad Cantidad Numero Porcion Porcion Sub-Total Sub-TotalPor Pozo Pozos US$ Bs F. US$ Bs F.
1 FLUIDOS BASE AGUABarita API (Ground barium sulfate) 100# sack 7.000 1 18,00 15,00 126.000 105.000 Bentonita API (Treated sodium montmorillonite) 100# sack 150 1 17,78 18,00 2.667 2.700 Soda caustica 50# sack 10 1 0,00 200,00 - 2.000 Asfalto refinado 50# sack 200 1 52,00 55,00 10.400 11.000 Gilsonita refinada 50# sack 50 1 20,00 17,18 1.000 859 Lignosulfonato libre de cromo 50# / sack 20 1 44,00 42,00 880 840 Anti-espumante (Silicon Defomer) 5 gal / drum 2 1 114,31 100,00 229 200 Detergente (Blend of water soluble anionic surfactants) 55 gal / drum 2 1 319,03 300,00 638 600 Biocida - ambiental (Glutaraldehyde solution) 5 gal / pail 50 1 116,07 110,00 5.803 5.500 Agente lubricador HPHT (Blend of modified fatty acids and emulsifiers) 55 gal / drum 1 1 1.100,00 1.200,00 1.100 1.200 Glicol - estabilizador de arcillas (Polyalkylene glyco) 55 gal / drum 10 1 1.200,00 1.050,00 12.000 10.500 Carbonato de calcio molido , d50 > 5 microns 50# sack 500 1 12,00 11,00 6.000 5.500 Carbonato de calcio molido, d50 > 25 microns 50# sack 500 1 12,00 11,00 6.000 5.500 Carbonato de calcio molido, d50 > 50 microns 50# sack 500 1 12,00 11,00 6.000 5.500 Carbonato de calcio molido, d50 > 150 microns 50# sack 100 1 11,00 10,00 1.100 1.000 Material anti-perdida fibroso - fino 50# sack 100 1 19,00 18,00 1.900 1.800 Material anti-perdida fibroso - medio 50# sack 500 1 15,00 12,51 7.500 6.253 Material anti-perdida fibroso - grueso 50# sack 500 1 23,00 23,21 11.500 11.604 Mica - fina 50# sack 100 1 0,00 200,00 - 20.000 Mica - media 50# sack 500 1 0,00 200,00 - 100.000 Mica - gruesa 50# sack 500 1 0,00 200,00 - 100.000 Lignito (Powdered leonardite) 50# / sack 20 1 45,00 42,00 900 840 Oxido de magnesio 50# / sack 20 1 39,00 35,00 780 700 Material PAC (Polyanionic cellulose / High molecular weight polyanionic cellulose) 50# / sack 50 1 155,00 150,00 7.750 7.500
PHPA, Liquido, Activo min 30 % (Partially hydrolyzed polyacrylamide/polyacrylate copolymer emulsion) 5 gal / pail 10
1 90,00 75,00 900 750
Closruro de potasio 110# sack 300
1 77,00 72,00 23.100 21.600 Polimero XANTHAN disperso calidad repmium para fluidos de perforacion de yacimiento 25# sack 50 1 110,00 100,00 5.500 5.000 SAPP 50# sack 10 1 0,00 - - - Cloruro de sodio 3300# sack “big bag” 30 1 420,00 390,00 12.600 11.700 Poliacrilato de sodio para control de filtrado / circulacion (Sodium polyacrylate) 50# sack 50 1 160,45 150,00 8.022 7.500 Almidon para fluidos de perforacion de yacimiento (Specially processed, stabilized nonionic starch derivation) 50# sack 150
1 56,00 54,00 8.400 8.100 Surfactante para prevenir embolamiento / mejorar tasa de penetracion 55 gal / drum 15 1 741,46 700,00 11.122 10.500 Soda ash 100# / sack 5 1 33,00 30,00 165 150 Extendedor de bentonita 25 # / sack 10 1 11,00 10,00 110 100 Fluido para pega de tuberia (spotting fluid) - ambiental 55 gal / drum 25 1 180,00 349,57 4.500 8.739 Secuentrante de oxigeno 55 gal / drum 2 1 590,00 600,00 1.180 1.200 Cal hidratada 50#/sack 20 1 0,00 40,00 - 800
Limpiador de revestidor (Surfactant, casing cleanup for water based muds / Disgracer active agents) 55 gal / drum 2 1 900,00 808,27 1.800 1.617
Goma xhantan dispersable (Dispersion-enhanced xanthan biopolymer) 25# / sack 10 1 110,00 100,00 1.100 1.000 TOTAL 1 288.646 485.351,45
Precio Sub-Totales
2. – EQUIPOS EN RENTA
Item Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Porcion Porcion Porcion Porcion Sub-Total Sub-TotalPor Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.
1 EQUIPO DE CONTROL DE SOLIDOS
Zarandas de alto rendimiento (especificaciones del anexo C) Por dia 80 3 1 250 27,00 119,32 13,50 60.000 6.480,00
D-silter de alto rendimiento (especificaciones del anexo C) Por dia 80 1 - 150 17,20 76,00 8,60 - -
Mud cleaner con combinacion de d-silter y d-sander (especificaciones del anexo C) Por dia 80 1 1 300 33,57 148,32 16,79 24.000 2.685,60
Secador de recortes para aplicacion de lodo base aceite 9rotary de vacio o similar incluyendo bomba centrifuga)
Por dia 80 1 - 900 92,02 406,62 46,01 - -
Tornillos transportadores de 12" - drive section Por dia 80 5 - 30 4,00 17,10 1,94 - -
Tornillos transportadores de 18" - drive section Por dia 80 5 - 20 4,00 17,10 1,94 - -
Bombas centrifugas 3 X 2 Por dia 80 1 - 44 4,64 20,51 2,32 - -
Bombas centrifugas 6 X 5 Por dia 80 1 - 90 11,00 44,43 5,03 - -
Bomba de diafragma Por dia 80 1 1 40 4,09 18,08 2,05 3.200 327,40
Centrifuga decantadora con estructura y lineas (tipo equivalente al modelo 2172 Brandt o la 5500 H&H o similar)
Por dia 80 2 1 500 52,09 230,17 26,05 80.000 8.334,66
Tanque de 3 caras de 50 bbls Por dia 80 6 - 45 56,00 - -
Tanque de rentencion de 5 a 10 bbls Por dia 80 3 - 20 3,00 14,25 1,61 - -
Tanque de almacenamiento de fluidos de 500 bbls (cubiertos con agitadores) Por dia 80 2 - - 0,00 - - -
Tanque de almacenamiento de fluidos de 500 bbls (cubiertos con agitadores y embudo de mezcla) Por dia 80 1 - - 0,00 - - -
Mallas para zaranda 85 mesh EA 6 1 555 55,00 3.330 330,00
Mallas para zaranda 110 mesh EA 6 1 540 55,00 3.240 330,00
Mallas para zaranda 140 mesh EA 6 1 400 50,00 2.400 300,00
Mallas para zaranda 175 mesh EA 6 1 450 50,00 2.700 300,00
Mallas para zaranda 210 mesh EA 6 1 479 54,22 2.875 325,31
Mallas para zaranda 250 mesh EA 6 1 513 58,01 3.076 348,07
Cajas de recortes (cuttings boxes) - para cierre hermetico - 25 bbls de capacidad Por dia 80 6 1 57 6,45 27.360 3.096,00
2 EQUIPO DE FILTRACION - -
Unidad de filtrado de DE Por dia 20 1 1 1.500 725,00 - 30.000 -
Unidad de filtrado tipo POD (cartuchos) Por dia 20 1 1 700 340,00 - 14.000 -
Embudo, mangueras y bombas para el mezclado de la salmuera filtrada y la transferencia Debe estar incluido
Filtro de tierra diatomacea 50#/sack 50 1 35 1.750 -
Cartuchos de filtro de 2 micrones EA 30 1 40 1.200 -
TOTAL 2 259.131 22.857,04
Tarifa Operativa Tarifa de Espera Sub-Totales
Tabla 20. Costos de materiales para servicios de fluidos base agua.
Tabla 21. Costos de equipos en renta para servicios de fluidos base agua.
94
3. – SERVICIOItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Porcion Porcion Porcion Porcion Sub-Total Sub-Total
Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 TRATAMIENTO DE SOLIDOS DE LODO
Tanque de 3 caras de 50 bbls Por dia 80 6 1 44,00 6,00 21.120 2.880,00 Cajas de recortes (cuttings boxes) - para cierre hermetico - 25 bbls de capacidad Por dia 80 9 - 60,00 8,00 - - Transporte y tratamiento de recortes de lodo base agua Por barril 200 - 56,00 8,00 - - Transporte y tratamiento de recortes de lodo base aceite Por barril 1.000 - 59,00 8,00 - - Renta de camion de vacio para transporte de lodo base aceite Por dia 10 - 1.400,00 150,50 665,00 75,25 - -
TOTAL 3 21.120 2.880
4. – PERSONALItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Tarifa Tarifa Tarifa Tarifa Sub-Total Sub-Total
Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 Ingeniero de lodos (incluye trailer / laboratorio) Por dia 80 2 1 440 90,30 70.400 14.448,00
Tecnico de control de solidos Por dia 80 2 1 460 98,93 73.626 15.829,50 Ayudante de control de solidos Por dia 80 1 1 380 80,00 30.400 6.400,00 Supervisor de filtrado Por dia 20 1 1 350 80,00 7.000 1.600,00 Ayudante de filtrado Por dia 20 2 1 310 70,00 12.400 2.800,00 Supervisor de planta de lodos Por dia 80 1 1 335 73,00 26.800 5.840,00 Ayudante en planta de lodos Por dia 80 2 1 300 66,00 48.000 10.560,00 Coordinador de Servicios Por dia 80 1 1 335 76,00 26.800 6.080,00
295.426 63.558
Tarifa Operativa Tarifa de Espera Sub-Totales
Tarifa Tarifas Sub-Totales
TOTAL 4
El costo total para un sistema base agua se presenta a continuación.
Bs F $Materiales 371885.33 166665.35Equipos en Renta 4579.71 54073.45Tratamiento de Sólidos 1246.17 11012.69Personal 17201.38 80006.40TOTAL Bs 394,912.58 $311,757.89
Costos Totales para Sistema Base Agua
Para un sistema base aceite los costos son mas elevados ya que requiere de una serie de
equipos adicionales para poder manejar eficientemente los recortes impregnados de aceite. A
continuación se presentan los costos asociados a dicho sistema.
Tabla 22. Costos de servicios y personal para fluidos base agua.
Tabla 23. Costos totales para fluidos base agua.
95
1. – SUMINISTRO DE MATERIALESItem Descripcion Unidad Cantidad Numero Porcion Porcion Sub-Total Sub-Total
Por Pozo Pozos US$ Bs F. US$ Bs F.1 FLUIDO BASE ACEITE - -
1 - Viscosificantes - - Arcilla Organofilica 50#/sack 300 1 50,00 50,00 15.000 15.000 Acido polimerico graso (reologia de bajo esfuerzo cortante y geles) 55 gal/drum 10 1 900,00 800,00 9.000 8.000 2 - Adelgazantes - - Adelgazante para lodo base aceite mineral derivado sulfonado de petroleo 55 gal/drum 10 1 890,75 820,76 8.908 8.208 Adelgazante para lodo base aceite mineral derivado de acido policarboxilico 55 gal/drum 10 1 410,00 390,00 4.100 3.900 3 - Emulsificantes - - Emulsificador pasivo (acido graso de resina liquida refinada) 50#/sack 20 1 429,99 396,20 8.600 7.924 Producto para reducir el mojado de solidos por agua (dispersion liquida de lecitina) 5 gal / drum 20 1 410,00 380,00 8.200 7.600 4 - Control de Filtrado - - Controlador de filtrado no asfaltico (leonardita organofilica) HT 50#/sack 200 1 71,94 66,29 14.388 13.257 Controlador de filtrado asfaltico 50#/sack 50 1 795,18 732,70 39.759 36.635 5 - Otros - - Cal hidratada (control PH) 50#/sack 200 1 0,00 38,83 - 7.766 Barita API (sulfato de bario) 100#/sack 500 1 16,10 14,84 8.050 7.418 Sal de cloruro de sodio micronizada 50#/sack 300 1 83,77 77,18 25.131 23.154 Agente humectante para lodo base aceite 50#/sack 10 1 409,15 377,00 4.092 3.770 Activador polar 50#/sack 10 1 702,07 646,91 7.021 6.469 Surfactante para limpieza de revestidor 55 gal/drum 15 1 890,00 808,27 13.350 12.124 Goma xanthan dispersable 25#/sack 10 1 340,00 300,30 3.400 3.003 Base de aceite VASSA LP90 Por barril 200 1 195,00 - 39.000 -
2 Barril de lodo base aceite mineral (VASSA LP90) - segun especificaciones - - Densidad menor de 8.9 ppg Por barril 100 1 240,00 - 24.000 - Densidad entre 9.0 y 9.4 ppg Por barril 2.000 1 260,00 - 520.000 - Densidad entre 9.5 y 9.9 ppg Por barril 100 1 280,00 - 28.000 -
3 Re-compra del Lodo base aceite (VASSA LP90) - credito a favor de CHEVRON - - Densidad menor de 8.9 ppg Por barril 98,00 - - Densidad entre 9.0 y 9.4 ppg Por barril 110,00 - - Densidad entre 9.5 y 9.9 ppg Por barril 150,00 - -
TOTAL 1 779.997 164.227,72
Precio Sub-Totales
2. – EQUIPOS EN RENTAItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Porcion Porcion Porcion Porcion Sub-Total Sub-Total
Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 EQUIPO DE CONTROL DE SOLIDOS
Zarandas de alto rendimiento (especificaciones del anexo C) Por dia 80 3 1 250 27,00 119,32 13,50 60.000 6.480,00
D-silter de alto rendimiento (especificaciones del anexo C) Por dia 80 1 1 150 17,20 76,00 8,60 12.000 1.376,00
Mud cleaner con combinacion de d-silter y d-sander (especificaciones del anexo C) Por dia 80 1 1 300 33,57 148,32 16,79 24.000 2.685,60
Secador de recortes para aplicacion de lodo base aceite 9rotary de vacio o similar incluyendo bomba centrifuga)
Por dia 80 1 1 900 92,02 406,62 46,01 72.000 7.361,60
Tornillos transportadores de 12" - drive section Por dia 80 5 1 30 4,00 17,10 1,94 12.000 1.600,00
Tornillos transportadores de 18" - drive section Por dia 80 5 1 20 4,00 17,10 1,94 8.000 1.600,00
Bombas centrifugas 3 X 2 Por dia 80 1 1 44 4,64 20,51 2,32 3.520 371,26
Bombas centrifugas 6 X 5 Por dia 80 1 1 90 11,00 44,43 5,03 7.200 880,00
Bomba de diafragma Por dia 80 1 1 40 4,09 18,08 2,05 3.200 327,40
Centrifuga decantadora con estructura y lineas (tipo equivalente al modelo 2172 Brandt o la 5500 H&H o similar)
Por dia 80 2 1 500 52,09 230,17 26,05 80.000 8.334,66
Tanque de 3 caras de 50 bbls Por dia 80 6 1 45 56,00 21.600 26.880,00
Tanque de rentencion de 5 a 10 bbls Por dia 80 3 1 20 3,00 14,25 1,61 4.800 720,00
Tanque de almacenamiento de fluidos de 500 bbls (cubiertos con agitadores) Por dia 80 2 1 - 0,00 - - -
Tanque de almacenamiento de fluidos de 500 bbls (cubiertos con agitadores y embudo de mezcla) Por dia 80 1 1 - 0,00 - - -
Mallas para zaranda 85 mesh EA 6 1 555 55,00 3.330 330,00
Mallas para zaranda 110 mesh EA 6 1 540 55,00 3.240 330,00
Mallas para zaranda 140 mesh EA 6 1 400 50,00 2.400 300,00
Mallas para zaranda 175 mesh EA 6 1 450 50,00 2.700 300,00
Mallas para zaranda 210 mesh EA 6 1 479 54,22 2.875 325,31
Mallas para zaranda 250 mesh EA 6 1 513 58,01 3.076 348,07
Cajas de recortes (cuttings boxes) - para cierre hermetico - 25 bbls de capacidad Por dia 80 6 1 57 6,45 27.360 3.096,00
2 EQUIPO PARA PLANTA DE ALMACENAMIENTO DE LODOS - -
Dos (2) compresores de aire (50-100 psi) Por dia 80 2 1 77 3,00 35,00 0,81 12.320 480,00
Un (1) colector de polvo. Por dia 80 1 1 22 2,00 10,00 0,23 1.760 160,00
Seis (6) tanques cerrados rectangulares de mezcla, de 500 bbls cada uno. Por dia 80 6 1 160 4,00 80,00 1,86 76.800 1.920,00
Dos (2) agitadores 15-25 HP. Por dia 80 2 1 90 2,00 40,00 0,93 14.400 320,00
Seis (6) tanques cerrados, de 500 bbls cada uno, sin agitadores para lodo base aceite. Por dia 80 6 1 90 2,09 45,00 1,05 43.200 1.004,65
Una (1) bomba de mezcla y transferencia (8"x6"x14"). Por dia 80 1 1 90 2,00 40,00 0,93 7.200 160,00
Cuatro (4) bombas de transferemcia para desplazamiento de lodo (+/- 16 ppg) a traves de una linea de 4" y 250 mts de largo, cada boba debe tener una capacidad de 200 gpm. Por dia
80 4 1 66 2,00 33,00 0,77 21.120 640,00
Centrifuga de alta velocidad (3200 rpm) Por dia 80 1 1 460,34 53,00 230,17 26,05 36.828 4.240,00
Centrifuga de baja velocidad (2400 rpm) Por dia 80 1 1 460,34 53,00 230,17 26,05 36.828 4.240,00
Mud Cleaner, 12 - 16 boquillas de 4", incluyendo la boma de alimentacion. Por dia 80 1 1 300,00 33,54 148,20 16,77 24.000 2.683,20
Trailer para oficina y laboratorio Por dia 80 1 1 160 4,00 80,00 1,86 12.800 320,00
3 EQUIPO DE FILTRACION - -
Unidad de filtrado de DE Por dia 20 1 1 1.500 725,00 - 30.000 -
Unidad de filtrado tipo POD (cartuchos) Por dia 20 1 1 700 340,00 - 14.000 -
Embudo, mangueras y bombas para el mezclado de la salmuera filtrada y la transferencia Debe estar incluido
Filtro de tierra diatomacea 50#/sack 50 1 35 1.750 -
Cartuchos de filtro de 2 micrones EA 30 1 40 1.200 -
TOTAL 2 687.506 79.813,75
Tarifa Operativa Tarifa de Espera Sub-Totales
Tabla 24. Costos de materiales para servicios de fluidos base aceite.
Tabla 25. Costos de equipos en renta para servicios de fluidos base aceite.
96
3. – SERVICIOItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Porcion Porcion Porcion Porcion Sub-Total Sub-Total
Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 TRATAMIENTO DE SOLIDOS DE LODO
Tanque de 3 caras de 50 bbls Por dia 80 6 1 44,00 6,00 21.120 2.880,00 Cajas de recortes (cuttings boxes) - para cierre hermetico - 25 bbls de capacidad Por dia 80 9 1 60,00 8,00 43.200 5.760,00 Transporte y tratamiento de recortes de lodo base agua Por barril 200 - 56,00 8,00 - - Transporte y tratamiento de recortes de lodo base aceite Por barril 1.000 1 59,00 8,00 59.000 8.000,00 Renta de camion de vacio para transporte de lodo base aceite Por dia 10 1 1.400,00 150,50 665,00 75,25 14.000 1.505,00
TOTAL 3 137.320 18.145
4. – PERSONALItem Descripcion Unidad Dias Cantidad Numero Tarifa Tarifa Tarifa Tarifa Sub-Total Sub-Total
Por Pozo Por Pozo Pozos US$ Bs. US$ Bs. US$ Bs.1 Ingeniero de lodos (incluye trailer / laboratorio) Por dia 80 2 1 440 90,30 70.400 14.448,00
Tecnico de control de solidos Por dia 80 2 1 460 98,93 73.626 15.829,50 Ayudante de control de solidos Por dia 80 1 1 380 80,00 30.400 6.400,00 Supervisor de filtrado Por dia 20 1 1 350 80,00 7.000 1.600,00 Ayudante de filtrado Por dia 20 2 1 310 70,00 12.400 2.800,00 Supervisor de planta de lodos Por dia 80 1 1 335 73,00 26.800 5.840,00 Ayudante en planta de lodos Por dia 80 2 1 300 66,00 48.000 10.560,00 Coordinador de Servicios Por dia 80 1 1 335 76,00 26.800 6.080,00
295.426 63.558 TOTAL 4
Tarifa Operativa Tarifa de Espera Sub-Totales
Tarifa Tarifas Sub-Totales
El costo total para un sistema base aceite se presenta a continuación.
Bs F $Materiales 164701.10 781319.73Equipos en Renta 8529.85 88982.44Tratamiento de Sólidos 6627.60 58569.49Personal 17201.38 80006.40TOTAL Bs 197,059.92 $1,008,878.06
Costos Totales para Sistema Base Aceite
Como puede observarse, los costos de los sistemas de fluidos base aceite son mucho
mayores que los de los sistemas base agua, esto debido principalmente a los equipos adicionales
necesarios en el taladro de perforación así como también los costos que implica la disposición de
los recortes contaminados con aceite lo cual hace este sistema no atractivo desde el punto de vista
económico.
Tabla 26. Costos de servicios y personal para fluidos base aceite.
Tabla 27. Costos totales para fluidos base aceite.
CONCLUSIONES
Las propiedades reológicas y de filtración de los sistemas base agua utilizados en la
actualidad en las actividades de perforación y completación en la zona de estudio,
demostraron ser estables a las presiones y temperaturas de yacimiento.
El diseño del sistema base aceite, adaptado a las necesidades y exigencias de Campo Boscán,
permitió establecer las directrices para alcanzar los valores de lubricidad que limitaran los
problemas de embolamiento de la mecha y el ensamblaje de fondo.
Los sistemas base agua de alto rendimiento objeto de estudio, han demostrado ser la mejor
opción, en comparación con los fluidos base aceite, aunado a un costo considerablemente
menor, por la eliminación de tratamientos y equipos adicionales de los recortes impregnados.
El uso de sistemas base agua de alto rendimiento, con aditivos que incrementen la lubricidad
del sistema, permiten la perforación de zonas arcillosas sin que las mismas reaccionen y
ocasionen problemas de limpieza de hoyo, pega de tubería, perdida de circulación, entre
otros.
Las limitantes operacionales y ambientales de los sistemas base agua base aceite fueron
analizados, demostrando así los altos costos que implica la utilización de fluidos base aceite
debido a los requerimientos y modificaciones en los taladros de perforación.
Se presentó un estudio de la incidencia económica del uso de los fluidos base agua de alto
rendimiento en comparación con los fluidos base aceite.
98
RECOMENDACIONES
El uso de un lubricante de forma preventiva en lugar de reactiva, a una concentración de
3% V/V ayudaría a reducir los problemas operacionales asociados con hinchamiento de
arcillas.
Es recomendado el uso de glicoles acompañados de cloruro de potasio para mejorar el
tiempo de estabilización de hinchamiento de las arcillas.
La selección y posterior utilización de un fluido de perforación de base acuosa diseñado
para perforar zonas que presentan lutitas altamente reactivas, no debe ser el único aspecto
a considerar para conseguir una operación exitosa. Es necesario además, optimizar otros
aspectos teles como: practicas de perforación, selección de mechas, equipos de control de
sólidos, etc., de la misma manera que el personal encargado de dicha operación debe estar
previamente documentado sobre el tipo de formación a perforar, y sus características
mineralógicas.
La evaluación económica de los sistemas de fluidos demostró que el uso de un lodo base
aceite no representa la mejor opción para estas operaciones, sin embargo, si el desarrollo
del campo requiere de taladros de perforación adicionales, el uso de este sistema debe ser
considerado y evaluado nuevamente ya que la formulación en volúmenes mas altos podría
hacer del mismo atractivo económicamente.
El acondicionamiento de las nuevas locaciones debe adaptarse para aceptar el uso de
ambos sistemas de fluidos de perforación.
99
GLOSARIO
Acidificación. Inyección de ácido clorhídrico mediante bombeo en pozos petrolíferos o gasíferos,
para disolver material calcáreo de la formación productora y facilitar el flujo e incremento de la
producción de hidrocarburos. Es una manera de aumentar la permeabilidad de la formación.
Aditivo: Sustancia química agregada a un producto para variar o mejorar sus propiedades.
Arcillas: Son minerales muy pequeños con una micro estructura en capas y un gran área de
superficie, los materiales arcillosos están formados por pequeñas partículas que son clasificadas
según su estructura dentro de un grupo específico denominado minerales arcillosos; también se
definen como silicatos de aluminio hidratados que desarrollan plasticidad cuando se mojan.
Arenisca: Roca sedimentaria clástica formada por granos de arena cuyo tamaño varía entre 2 –
0.0625 mm.
Asfaltenos. Término general que incluye cualquier bitumen sólido, de color marrón oscuro o
negro, que se presentan disueltos o dispersos en el crudo, o en forma de sedimentos. Los
asfaltenos pueden precipitarse al circular burbujas de gas a través del reservorio y puede formar
deposiciones al contacto con agua o crudo.
Balanza de lodo: Una balanza de balancín usada para determinar la densidad del lodo. Se
compone principalmente de una base, un balancín graduado con un vaso de volumen constante,
una tapa, un caballero, un cuchillo y un contrapeso.
Barril. Unidad estándar usada comúnmente en la industria petrolera, equivalente a 42 galones o
158.93838 litros medidos a una temperatura de 15.56°C/60°F.
Circulación: Recorrido que hace el fluido a través de las bombas, sarta de perforación, barrenas
y espacio anular.
100
Cabezal del pozo. También denominado árbol de navidad; es un conjunto de tubos, válvulas y
conexiones, con determinadas especificaciones de funcionamiento, que instalado en la boca del
pozo sirve para manejar y controlar la producción del mismo.
Campo. Grupo de pozos, adyacentes, separados por áreas no productoras o artificiales
delimitadas.
Cañoneo. Es el proceso de crear aberturas a través de la tubería de revestimiento y del cemento,
para establecer comunicación entre el hoyo del pozo y las formaciones seleccionadas. Las
herramientas para hacer este trabajo se llaman cañones.
Causa. Es la razón principal por la que un sistema, instalación, equipo, componente o elemento,
no funciona satisfactoriamente. Es el factor que debe ser modificado o eliminado para disminuir
la probabilidad de que el evento o falla se repita.
Colgador de tubería. Carcaza de acero que contiene cuñas. Es colocado en el cabezal del pozo,
para suspender el peso de la sarta de la tubería de producción en el pozo y proveer un sello de
presión en el tope del anular.
Completación. Operación de instalación de un equipo dentro de un pozo, luego de su
perforación y evaluación, con el propósito de producir una o más zonas.
Confiabilidad. Es la probabilidad de que un sistema opere sin fallas durante un tiempo
determinado.
Daño a la formación. Es la disminución de la productividad o inyectividad de un pozo, por
efecto de restricciones en la vecindad del pozo, en las perforaciones, en el yacimiento o en la
comunicación de las fracturas del pozo.
Densidad equivalente de circulación: Peso del fluido en la operación de perforación.
Derrumbamiento: Colapso completo o parcial de las paredes de un pozo, como resultado de las
presiones internas causadas por el hinchamiento por hidratación o por presiones de gas en la
formación.
101
Empacadura. Herramienta de subsuelo utilizada para proveer un sello entre la tubería de
producción y el revestidor del pozo, impidiendo el movimiento vertical del fluido por el espacio
anular.
Estación de flujo. Instalación utilizada para recibir y medir la producción de crudo procedente de
cada pozo, y para separar y medir el gas natural en solución con la fase líquida.
Espacio anular: El espacio alrededor de un objeto cilíndrico contenido dentro de un cilindro, en
este caso es el espacio alrededor de un tubo suspendido dentro de un pozo. Las paredes de este
espacio están compuestas por las paredes del tubo y la pared del pozo o la pared interior de
tubería de revestimiento.
Fluidos de completación. Permiten mantener las condiciones apropiadas para colocar la
completación de modo eficiente y seguro, evitando causar daños a la formación.
Fluido de perforación: Es una mezcla que consiste de gases, líquidos y sólidos distribuidos en
una fase líquida y gaseosa. Se puede describir por sus propiedades y por las propiedades de los
materiales que se han utilizados para su preparación. Puede ser a base de agua o aceite, cuyas
propiedades han sido alteradas por sólidos, naturales o de producción industrial, disueltos y/o
suspendidos. Se usa para hacer circular los recortes hacia fuera del hoyo, pero posee también
muchas otras funciones en la perforación.
Formación. Unidad geológica fundamental de la clasificación litográfica, integrada por capas o
depósitos, con características semejantes y de la misma edad.
Forro. Parte del revestidor que no se extiende hasta la superficie del pozo, sino que se suspende
por un colgador.
Gravedad API. Escala empírica para medir la densidad de los crudos y los productos líquidos del
petróleo, adoptada por la American Petroleum Institute.
Guaya. Cable que es comúnmente utilizado para bajar o subir equipo en el pozo. Generalmente
es hecha con varias tiras de alambre metálica tejida. Sus diámetros van desde 3 /16’’ hasta 3’’.
102
Historia del Pozo. Recopilación cronológica escrita de todas las incidencias referentes a la vida
de un pozo en todos sus aspectos, desde antes del inicio de la perforación hasta el abandono.
Hoyo. Hendidura de determinado de diámetro y profundidad que se hace con una barrena de
perforación en la corteza terrestre en busca de hidrocarburos. El hoyo puede estar desnudo, es
decir, sin protección interna o protegido con tuberías de revestimiento.
Inhibición: Prevención de la dispersión de arcillas y del hinchamiento.
Inhibidor: Sustancia que es considera como aditivo en fluidos de perforación, como sal o sulfato
de calcio o polímeros, para retardar una reacción química.
Inhibidor de arcillas: Toda sustancia que evita o retarda la hidratación de las arcillas de
formación.
Lutita: Roca de grano y consistencia arcillosa, en formación tipo laminar, conteniendo a veces
sustancias de origen orgánico.
Mecanismo de Falla. Es el proceso a través del cual actúa la falla dentro de un sistema.
Niple. Tubería corta, usualmente de menos de 12’’, cuyos extremos son roscados.
Se utiliza para unir elementos mecánicos, como el mandril, a la tubería de producción.
Nivel de fluido. Profundidad a la cual se encuentra el nivel de fluido (crudo) dentro del pozo.
Petróleo Bruto. Volúmenes de mezclas de petróleo y agua de formación producidos por los
pozos, y separados del gas natural a nivel de estaciones de flujo y/o múltiples de producción.
Petróleo Neto. Volumen de petróleo al cual se le ha descontado las cantidades de agua y
sedimento, para efectos de contabilización oficial a 60 °F.
103
Pescado. Herramienta, tubería, cable, empacadura o cualquier pieza de equipo que se haya caído
al fondo del pozo o se encuentre trabada en su interior. Debe ser removido antes de continuar con
cualquier trabajo de perforación.
Porcentaje de Agua y Sedimentos (% AyS). Cantidad de agua y sedimento contenido en los
fluidos producidos por el pozo, expresado en porcentaje y obtenido en el laboratorio mediante el
método de centrifugación, de acuerdo con los métodos establecidos por la American Society for
Testing Materials (ASTM).
Pozo. Hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los accesorios requeridos, para traer a la
superficie la producción de gas y/o petróleo de un yacimiento.
Presión Atmosférica. Es la fuerza ejercida sobre una unidad de área por el peso de la atmósfera.
La presión atmosférica al nivel del mar es de 14.7 lpc.
Presión de Burbuja. Presión a la cual se forma la primera burbuja de gas al pasar un sistema del
estado líquido al de dos fases. La fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal
de gas libre.
Presión de Fondo Fluyente. Presión en el fondo del pozo o a una altura establecida, cuando el
mismo está completado y se encuentra produciendo.
Presión Estática. Presión a la altura de las perforaciones o en el fondo del pozo cuando el fluido
proveniente se ha detenido y se ha producido la estabilización de la presión.
Pruebas de Producción. Determinación de los volúmenes de fluidos (petróleo neto, gas de
formación y agua), producidos por cada pozo, en un determinado período de tiempo, cuyas fases
líquida y gaseosa se miden en un tanque o separador de prueba, ubicado generalmente en una
estación de flujo.
Prueba de Presión de Fondo. Medida de la presión del reservorio, ya sea fluyente o estática, a
una profundidad específica en el pozo. La prueba se realiza bajando un medidor de presión con
una guaya.
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Reacondicionamiento de Pozos. Término general empleado para cualquier operación de
reparación en un pozo completado. Es diseñado para mantener, restaurar o mejorar la producción
de un reservorio que se encuentre en producción.
Relación Gas- Petróleo (RGP). Relación entre el gas de formación y el petróleo neto producido
por un pozo o grupo de pozos. Se expresa en pies cúbicos por barril.
Revestidor. También llamado tubería de revestimiento. Es una tubería de acero de pared delgada,
libre de fisuras, con una longitud desde 16 pies hasta 40 pies, cuyos extremos son roscados. Se
utiliza para sostener paredes del pozo, prevenir la contaminación del agua del reservorio y que los
fluidos provenientes de otras zonas diferentes a la productora entren al pozo.
Recortes: Fragmentos de rocas que se desprenden por la acción del trépano, traídos a la
superficie por el lodo de perforación.
Salmuera: Agua saturada de sal común (Cloruro de sodio) o que contiene una alta concentración
de la misma. Cualquier otra solución salina concentrada que contiene otras sales tales como:
cloruro de calcio, cloruro de potasio, cloruro de zinc, nitrato de calcio.
Sistema de Levantamiento Artificial. Aumenta la producción en los pozos que no poseen una
presión adecuada para mantener la misma, utilizando fuentes externas de energía.
Surfactante: Sustancia que reduce la tensión superficial de un líquido, y que sirve como agente
humectante o detergente.
Tixotropía: Capacidad que tienen algunos fluidos de desarrollar con el tiempo una resistencia de
gel. Propiedad del gel, al ser agitado, pasa al estado líquido, volviendo por sí mismo al estado
coloidal cuando se le deja en reposo.
Tubería de Producción. Tubería de especificaciones y diseño especiales utilizada en la
terminación del pozo para atraer la producción del fluido hasta la superficie. Las características y
propiedades de los diferentes rangos y diámetros de los tubos están especificadas en las normas
105
API. Se utiliza para suspender equipos de levantamiento artificial en el pozo, permite introducir
fluidos de tratamiento y químicos al pozo y protege al revestidor de corrosión y esfuerzos
térmicos.
Yacimiento. Unidad geológica de volumen limitado, porosa y permeable, capaz de contener
hidrocarburos líquidos y/o gaseosos.
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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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ANEXOS
Figura 28. Equipos de control de sólidos lodo base aceite en pozo BN-817.
Figura 29. Cajas de recortes lodo base aceite en pozo BN-817.
109
Figura 30. Tanques de lodo en pozo BN-817.
Figura 31. Tanques de lodo desde adentro en pozo BN-817.