TECNOLOGÍA APLICADA A LOS FLUIDOS DE PERFORACION PDF

TECNOLOGÍA BÁSICA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓNMANUAL TÉCNICO APOCA Ing. Ali Prieto O. 2007 tecnología de los fluidos de perforación El presente manual ha sido cuidadosamente elaborado para el aprendizaje, la evaluación y el mantenimiento de los fluidos de perforación y su contenido esta basado en las recomendaciones prácticas API RP-13L, primera edición, febrero 2003, para el entrenamiento de personal en fluidos de perforación. Toda información, interpretación y/o recomendaciones de este manual son presentadas solamente como guía para la consideración, investigación y verificación del usuario. En consecuencia, no se dan garantías de ninguna clase, expresas o implícitas, en relación a su contenido. . Esta obra, protegida por Derechos de Autor y/o Copyright, es propiedad de AsesorÍa Petrolera Orientada, C.A. (APOCA). Está expresamente prohibida su reproducción parcial o total por cualquier medio y restringido su uso sin la autorización de APOCA. 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Ali Prieto O. / 2007 -1- tecnología de los fluidos de perforación INDICE TEMA CONCEPTO Y FUNCIONES DE LOS FLUIDOS PROPIEDADES FÍSICAS PROPIEDADES QUÍMICAS PRUEBAS ESPECIALES • • • • • • • • REOLOGIA Y SUSPENSIÓN FILTRACIÓN DINÁMICA DISTRIBUCIÓN DE TAMAÑO DE PARTÍCULAS TAPONAMIENTO DE PERMEABILIDAD MEDICIÓN DE HINCHAMIENTO LINEAL LUBRICIDAD RETORNO DE PERMEABILIDAD COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS PÁGINA 1 8 30 33 33 34 35 38 40 41 41 42 43 48 57 70 72 74 75 77 78 81 88 90 96 99 101 104 COMPONENTES DE LOS FLUIDOS ARCILLAS PREPARACIÓN Y TRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS ADITIVOS INORGÁNICOS DE USO COMÚN ADITIVOS ORGÁNICOS PARA CONTROLAR FILTRADO CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS FLUIDOS BASE AGUA • LIGNOSULFONATOS • CALINOS • POLÍMEROS • POLIACRILAMINAS • VISCOELÁSTICOS • FLUIDOS DE BAJA DENSIDAD • FLUIDOS SALINOS • SALMUERAS INORGÁNICAS • SALMUERAS ORGÁNICAS FLUIDOS BASE ACEITE • FLUIDOS 100% ACEITE 106 123 Ing. Ali Prieto O. / 2007 tecnología de los fluidos de perforación INDICE TEMA PÁGINA CONTAMINACIÓN FORMULARIO CÁLCULOS BÁSICOS REGLAS DE CAMPO TABLAS DE CONVERSIÓN GLOSARIO 131 142 152 157 162 166 Ing. Ali Prieto O. / 2007 tecnología de los fluidos de perforación FLUIDOS DE PERFORACIÓN En las operaciones de campo se utilizan cuatro tipos de fluidos, cada uno de los cuales cumple su función de acuerdo con la actividad que se realice en el pozo, como es perforar, completar, reparar y rehabilitar. Por ello se habla de fluidos de perforación, completación, reparación y rehabilitación. Todos los fluidos ayudan a minimizar problemas y costos operacionales, pero en ningún caso ninguno de ellos constituyen la panacea de la operación. El fluido utilizado usualmente en las operaciones de perforación es una mezcla de agua y/o aceite con determinado porcentaje de sólidos que se caracteriza por no ser toxico, corrosivo ni inflamable, pero si inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a las altas temperaturas. Además, un buen fluido debe estar exento a cualquier tipo de degradación. El propósito fundamental de un fluido es contribuir al logro de una perforación rápida y segura, mediante el cumplimiento de sus funciones, tales como: • Remover y transportar desde el fondo hasta la superficie el ripio de formación. Enfriar y lubricar la mecha. Controlar las presiones de la formación. Retardar la caída de los sólidos perforados al momento de parar la circulación. Mantener la pared del hoyo en sitio. Facilitar la máxima obtención de información deseada acerca de las formaciones perforadas. • • • • • • Transmitir potencia hidráulica a la mecha Ing. Ali Prieto O. / 2007 -1- tecnología de los fluidos de perforación El transporte de sólidos desde el fondo hasta la superficie es función de dos parámetros: fluido e hidráulica. El fluido cumple ésta función a través de la viscosidad, la densidad y el punto cedente, y la hidráulica, mediante la velocidad anular. La viscosidad de un fluido no debería ser más alta que la requerida para lograr una buena capacidad de transporte y suspensión. Los fluidos con altas viscosidades, particularmente los bentoníticos, tienden a embolar la mecha, a incrementar la presión y a pegar la tubería, mientras que los de muy bajas viscosidades tienden acelerar la precipitación de los sólidos. Además, las altas viscosidades afectan la tasa de penetración al variar el peso aplicado sobre la mecha por el aumento de la flotabilidad de la sarta de perforación y del ensamblaje de fondo, y pueden llegar a tener efectos indeseables sobre el control del filtrado y sobre la eficiencia operacional de los equipos de control de sólidos. La viscosidad de las emulsiones inversas es mayormente afectada por la presión y la temperatura que la de los fluidos base agua. Estos fluidos no se comprimen perceptiblemente bajo presión;en cambio, los de base aceite se comprimen hasta cierto punto. Ing. Ali Prieto O. / 2007 -2- tecnología de los fluidos de perforación La densidad esta relacionada con la flotabilidad del fluido, es decir con la fuerza de levantamiento generada por la diferencia entre la densidad de los sólidos y la del fluido, de modo que al aumentar la densidad del fluido aumentan las fuerzas de flotación que actúan sobre los sólidos y por consiguiente aumenta la fuerza que empuja a los sólidos fuera del hoyo. Por ésta razón los fluidos mas densos tienen mayor capacidad de transporte que los menos densos. La flotabilidad es utilizada para conocer el peso de una tubería cuando esta sumergida en un fluido, basta con multiplicar su peso real por el factor de flotación. Este factor (FF) se determina de la siguiente manera: FF = 65 . 5 − D = 1 − 0 . 015 D 65 . 5 Donde: 65.5 es la densidad del acero y D la del lodo, en lb/gal El punto cedente es la propiedad reológica del fluido que atrapa al sólido en condiciones dinámicas. Esta propiedad debe mantenerse dentro de un rango de valores que no sean ni muy altos ni muy bajos, debido a que los altos punto cedente influyen en el aumento de las caídas de presión en el anular y en consecuencia aumentan la densidad equivalente de circulación (ECD) o peso real del lodo aplicado contra la formación en condiciones dinámicas. Esto puede originar una pega diferencial o en su defecto fracturar la formación y causar una pérdida de circulación, que de no controlarse a tiempo, puede convertirse en una arremetida. Ing. Ali Prieto O. / 2007 -3- tecnología de los fluidos de perforación En cambio, los puntos cedentes muy bajos causan problemas de sedimentación e incrementan las posibilidades de una pega de tubería por empaquetamiento. En los fluidos base agua el punto cedente se aumenta con sólidos reactivos y en los base aceite con arcilla organofílica y modificadores reológicos. La velocidad de sedimentación o velocidad de caída de los sólidos depende de la densidad, forma y tamaño de los sólidos y de la viscosidad, densidad y velocidad del fluido. A la vez, la velocidad del fluido es función de la velocidad anular, la cual debe ser en todo momento mayor a la velocidad de caída de los sólidos para que estos puedan ser llevados hasta la superficie. La diferencia de estas dos velocidades es la velocidad de transporte o velocidad real a la cual se transportan los sólidos. En un pozo vertical se debe cumplir que: VELOCIDAD DE TRANSPORTE = VELOCIDAD ANULAR - VELOCIDAD DE CAÍDA El transporte de sólidos resulta más difícil en los pozos altamente inclinados y horizontales que en los pozos verticales. La limpieza de estos pozos es mejorada en condiciones de flujo laminar con fluidos tixotrópicos que desarrollen altas viscosidades a bajas tasas de corte (LSRV) y en condiciones de flujo turbulento mediante la aplicación de altas velocidades de rotación y la utilización de modificadores reológicos. La tixotropía esta relacionada con la característica que tienen los fluidos de pasar al estado sólido bajo condiciones estáticas y al líquido bajo condiciones dinámicas. Enfriar y lubricar.- Durante la circulación el fluido de perforación facilita la expulsión del calor generado por la fricción mecánica entre mecha y formación. Esto permite prolongar la vida útil de: la mecha, los motores de fondo y los componentes de la sarta de perforación. Ing. Ali Prieto O. / 2007 -4- tecnología de los fluidos de perforación La lubricidad minimiza los problemas de torque y arrastre y se mide a través del coeficiente de fricción. La lubricidad de los fluidos base aceite es mayor a la de los fluidos base agua, sin embargo la lubricidad de estos fluidos se puede mejorar mediante la adición de lubricantes líquidos o sólidos Controlar las presiones.- La presión ejercida por la columna de fluido en condiciones estáticas se llama presión hidrostática. Esta presión depende de dos parámetros: densidad y profundidad. La profundidad utilizada es la vertical o verdadera del pozo (TVD) y no la que corresponde a la longitud de la sarta (TMD). Esta profundidad es usada para calcular caídas de presiones y volumen de cemento. Para calcular la presión hidrostática se usa la siguiente fórmula: PH = 0.052 x D x H (psi) Donde: 0.052: factor de conversión D : densidad del fluido, lb/gal H : profundidad vertical, pies La presión hidrostática es utilizada para controlar la presión de la formación con el fin de prevenir las arremetidas y lograr la estabilidad del hoyo. Generalmente ésta presión es mayor a la de la formación. Sin embargo, no necesariamente se debe cumplir esa condición para que un pozo esté bajo control, ya que el control de un pozo en perforación significa que no existe ningún flujo incontrolable de fluido de la formación dentro del pozo, bien sea gas, petróleo, condensado o agua. Para controlar las presiones de la formación y la estabilidad del hoyo, sin sacrificar tasa de penetración, se debe mantener el peso del fluido en el mínimo valor posible. Ing. Ali Prieto O. / 2007 -5- tecnología de los fluidos de perforación Retardar la caída. Los sólidos contenidos en el fluido se deben mantener en suspensión durante el mayor tiempo posible al momento de parar la circulación, para evitar problemas de empaquetamiento de mecha. La suspensión es función de la resistencia o fuerza de gel, propiedad reológica del fluido que retarda la caída de los sólidos, pero que no la evita. La precipitación de sólidos es mayor en pozos inclinados que en pozos verticales. En estos pozos es necesario utilizar fluidos especiales que desarrollen altas viscosidades a baja tasa de corte (LSRV), para minimizar las camadas de ripio que frecuentemente se forman en la parte del hoyo correspondiente al mayor ángulo de inclinación. Mantener la estabilidad del hoyo.- En las formaciones inestables los esfuerzos diferenciales alrededor del hoyo exceden la resistencia de la roca, originando su rompimiento o deformación y en consecuencia causando el ensanchamiento y/o reducción del hoyo. En estos casos, la tendencia a las pegas de tubería por empaquetamiento/puente o diferencial y los problemas de incremento de presión, torque, arrastres, entre otros, son evidentes. Las formaciones impermeables altamente presurizadas se logran estabilizar con peso, las permeables poco consolidadas como las arenas se estabilizan principalmente con revoques arcillosos que se caracterizan por ser lisos, delgados, flexibles, compresibles y prácticamente impermeables y las reactivas sensibles al agua con fluidos inhibidos. Las sales inorgánicas, los asfaltos, los glicoles, los polímeros, las fibras, entre otros, son aditivos químicos que resultan bastante efectivos para estabilizar formaciones reactivas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 -6- tecnología de los fluidos de perforación Facilitar la máxima obtención de información.- La calidad del fluido debe permitir la obtención de toda la información necesaria para valorar la capacidad productiva de petróleo de las formaciones atravesadas. Las características físicas y químicas del fluido deben ser tales que puedan asegurar la información geológica deseada, la obtención de mejores registros eléctricos y la toma de núcleos, especialmente cuando se trata de la zona productora. Transmitir potencia hidráulica a la mecha.- El fluido es el medio por el cual se transmite la potencia hidráulica desde la superficie hasta el fondo del pozo. Esta potencia se puede optimizar mediante un programa hidráulico y cuyo fin es el de seleccionar el caudal y los chorros de mecha más óptimos para perforar con la máxima tasa de penetración. Esta optimización esta basada en los criterios de máxima potencia hidráulica y máximo impacto hidráulico. Los fluidos viscosos y los de mayor densidad, originan mayores pérdidas de presión a través todo el sistema de circulación que aquellos fluidos que disminuyen la viscosidad con el esfuerzo de corte y contienen bajo porcentaje de sólidos. A menor viscosidad, mayor es la transmisión de la potencia hidráulica de superficie a mecha, porque el fluido ofrece menos resistencia a fluir. Las propiedades del fluido, particularmente las reológicas, ejercen influencia considerable sobre la potencia hidráulica y por lo tanto deben mantenerse en valores aceptables de acuerdo a la densidad del fluido. Ing. Ali Prieto O. / 2007 -7- tecnología de los fluidos de perforación PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION Las propiedades de un fluido son valores preestablecidos que se ajustan en el campo de acuerdo al comportamiento de la perforación. Es responsabilidad del especialista tomar muestra del lodo a la entrada y salida del pozo para comparar valores y proceder a efectuar los ajustes necesarios si la situación lo amerita. Las propiedades están en función del tipo de fluido, base agua o aceite, y son, físicas y químicas. Propiedades físicas Densidad.- La densidad, comúnmente llamada peso, significa masa por volumen unitario y se mide con una balanza de lodo (Fig.1) de suficiente precisión para obtener mediciones con un margen de error de 0.1 lb/gal. Fig. 1 Balanza de lodo La densidad puede ser registrada como peso, en lb/gal o lb/pc, como gradiente de presión, en lb/pulg2 por cada 1000 pies o como gravedad específica. La gravedad es adimensional y esta relacionada con el peso de un volumen determinado de cualquier sustancia comparada con el peso de un volumen igual de agua a la temperatura de referencia, es decir: Ing. Ali Prieto O. / 2007 -8- tecnología de los fluidos de perforación La densidad del lodo es una de las propiedades más importante a mantener durante la perforación de un pozo. A través de ella se controla la presión de poro y se evitan las arremetidas, es decir la incorporación de un flujo incontrolable de fluido de la formación dentro del pozo. Su valor correcto debe mantenerse siempre a la entrada del pozo y no a la salida, aunque el lodo esté siendo cortado por gas. Esta situación no significa necesariamente un problema de arremetida y es un error tratar de mantener la densidad a la salida, sobre todo cuando se perforan formaciones portadoras de gas. La densidad se obtiene principalmente con Carbonato de Calcio y Barita, el primero tiene una gravedad específica de 2.7 y el segundo de 4.2. Con el Carbonato de Calcio se puede llevar la densidad de los fluidos Drill-In hasta 2 lb/gal por encima de su peso original y con la Barita se alcanzan densidades hasta de 20 lb/gal. Existen balanzas convencionales y presurizadas usadas en el campo para medir la densidad de los fluidos de perforación y las lechadas de cemento, como se muestra a continuación. El uso de una balanza presurizada permite obtener mejores resultados en lodos cortados por gas. Fig. 2 Balanza convencional Fig. 3 Balanza presuriza Ing. Ali Prieto O. / 2007 -9- tecnología de los fluidos de perforación La balanza presurizada permite medir con mayor exactitud la densidad de un lodo que contiene aire o gas entrampado. Con éste tipo de balanza se miden densidades entre 6.0 y 22.5 lb/gal y con la convencional entre 6.5 y 23.0 lb/gal. Ambas balanzas deben ser calibradas frecuentemente con agua fresca a temperatura ambiente. En caso de no obtenerse lecturas de 1 g/cc ó 8,33 lb/gal. se deben agregar o quitar balines de plomo, según sea el caso. Si no es posible lograr la calibración como lo establece API, la balanza debe ser desechada. Una solución momentánea que da resultado hasta tanto se adquiera una balanza nueva, es sumar o restar la diferencia obtenida con el agua; por ejemplo, si la densidad del agua da mayor a 8.33 lb/gal, la diferencia se le resta a la densidad del lodo y si es menor, se le suma. No es recomendable golpear la taza de la balanza con la tapa para sacarle el aire al lodo, porque se puede dañar y su función de enrasar puede ser afectada. La capacidad exacta de las balanzas varía según el fabricante y puede estar entre 140 y 190 cc Viscosidad.- Es la resistencia al flujo de un fluido y se describe como la relación del esfuerzo de corte a la tasa de corte. Los siguientes términos son utilizados en el campo para describir la viscosidad de un fluido: • Viscosidad embudo • Viscosidad aparente • Viscosidad efectiva • Viscosidad plástica • Viscosidad a baja tasa de corte Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 10 - tecnología de los fluidos de perforación Viscosidad embudo.- Esta viscosidad es utilizada como parámetro referencial para detectar los cambios relativos en las propiedades del fluido. Carece de base científica y no proporciona suficiente información para determinar la reología o las características de flujo de un fluido, pero si permite detectar hasta cierto punto el grado de contaminación de los fluidos dispersos no inhibidos., tipo lignosulfonato. Estos fluidos se caracterizan por presentar un estado de floculación al ser afectados por cualquier tipo de contaminante y cuando esto sucede aumenta considerablemente su viscosidad embudo. La viscosidad embudo se mide con el embudo de Marsh (Fig. 4) y el resultado se registra en segundos por cuarto de galón. Fig. 4 Embudo de Marhs con taza El agua, como fluido newtoniano, tiene una viscosidad embudo de 26 ± 0.5 seg. a 70 º F ( 21º C). Para los no newtonianos no existe ningún valor en particular en cuanto a su viscosidad embudo; sin embargo, una guía práctica de campo que ha dado buenos resultados en los fluidos base arcilla, es mantener esa viscosidad en un valor equivalente a cuatro veces la densidad del fluido (lb/gal). Ing. Ali Prieto O. / 2007 -11 - tecnología de los fluidos de perforación Viscosidad aparente.- Es la viscosidad correspondiente a la mitad de la lectura obtenida a 600 RPM en un viscosímetro rotatorio de lectura directa (Fig. 5). Está en función de la viscosidad plástica y del punto cedente y se relaciona con la máxima concentración de sólidos arcillosos que acepta una mezcla de agua y bentonita sin alcanzar el estado de floculación. Es utilizada en el campo para determinar el rendimiento de una arcilla. En un fluido newtoniano la viscosidad aparente es numéricamente igual a la viscosidad plástica. Viscosidad efectiva.- Es la viscosidad real de un fluido bajo condiciones específicas de velocidad de corte, presión y temperatura. Esta viscosidad, a cualquier velocidad de corte, se determina con base a la siguiente fórmula: 300 x Lectura del viscosímetro VE (cP) = RPM Viscosidad plástica.- Esta viscosidad forma parte de la reología de un fluido y es una medida de la resistencia interna al flujo de fluido, atribuible a la cantidad, tipo y tamaño de los sólidos presentes en un fluido. Se calcula con dos lecturas del viscosímetro rotatorio, es decir: VP (cP) = Lectura @ 600 PRM – Lectura @ 300 RP Ing. Ali Prieto O. / 2007 -12 - tecnología de los fluidos de perforación Fig. 5 Viscosímetro rotatorio de lectura directa con envase de calentamiento (thermo-cup) Un aumento de la viscosidad plástica puede significar un aumento de sólidos, una reducción del tamaño de los ripio, un cambio de la forma de las partículas sólidas o una combinación de estos efectos. Sin embargo, en la mayoría de las veces el aumento se debe al incremento de sólidos. Esto trae como consecuencia un aumento del área superficial total de los sólidos expuestos y por consiguiente, una reducción de la tasa de penetración al aumentar la fricción mecánica entre sólidos. Ing. Ali Prieto O. / 2007 -13 - tecnología de los fluidos de perforación El valor de la viscosidad plástica no debe exceder en ningún caso el doble del peso del lodo y siempre debe mantenerse en los niveles más bajos posible para evitar, entre otras cosas, los cambios repentinos de presión que se dan sobre todo durante la perforación de pozos de diámetro reducido y de alcance extendidos. Es importante que los equipos de control de sólidos funcionen con eficiencia desde el inicio de la perforación para reducir los cambios de presión y lograr máximizar las tasas de penetración. La viscosidad plástica depende asimismo de la viscosidad de la fase líquida del fluido. De hecho, al disminuir la viscosidad del agua por incremento de temperatura, la viscosidad plástica disminuye proporcionalmente. El aceite emulsionado en los lodos base agua se comporta como sólido suspendido e influye en el aumento de la viscosidad plástica de estos fluidos. En las emulsiones inversas esta viscosidad depende de la relación aceite/agua, de modo que a mayor relación menor viscosidad plástica. Además, los emulsificantes primarios utilizados en la formulación de estas emulsiones tienen un impacto notable sobre dicha viscosidad. Los fluidos de agua dulce tienen menor viscosidad plástica que los salinos con densidades similares. Los polímeros de cadenas largas tienen mayor influencia en el aumento de La viscosidad plástica que los de cadenas cortas. El aumento resulta más evidente justo después de la mezcla inicial. Esta propiedad se estabiliza luego de varias circulaciones, por lo que se recomienda no medirla al momento de mezclar el polímero. Ing. Ali Prieto O. / 2007 -14 - tecnología de los fluidos de perforación La viscosidad plástica constituye una buena aproximación de la viscosidad a través de los chorros de la mecha. En la medida que ésta viscosidad se aproxime a la de los fluidos newtonianos, el avance de la perforación será mayor. En resumen, la baja viscosidad plástica permite: • • • • • Perforar más rápido Reducir los cambios de presión Aumentar la potencia suministrada a la mecha Mejorar el flujo del fluido en el anular Aminorar el uso y desgaste de los equipos La siguiente regla de campo permite estimar con bastante exactitud el valor de la viscosidad plástica de los fluidos particularmente densificados. VP (cP) = (W-4) 3 Punto cedente.- Propiedad reológica originada por las fuerzas de atracción entre partículas bajo condiciones dinámicas o de flujo. Constituye la fuerza requerida para iniciar el flujo de un fluido no Newtoniano. Es independiente del tiempo y generalmente está asociado con el modelo de Bingham. En un reograma de esfuerzo de corte versus tasa de corte, el punto cedente es el valor del esfuerzo de corte correspondiente a una tasa de corte de cero seg.-1. El punto cedente se relaciona con la capacidad de transporte del fluido y con las características de dilución por esfuerzo cortante, depende principalmente de la concentración volumétrica de los sólidos reactivos. En tal sentido, aumenta al aumentar la concentración de este tipo de sólido y disminuye a medida que las fuerzas de atracción son reducidas mediante el tratamiento químico. Ing. Ali Prieto O. / 2007 -15 - tecnología de los fluidos de perforación Los adelgazantes químicos neutralizan las fuerzas de atracción entre partículas y en consecuencia disminuyen el punto cedente cuando éste aumenta por exceso de sólidos reactivos, mientras que los agentes tratantes lo bajan cuando es afectado por cualquier contaminante. El agua libre contamina a los lodos base aceite y por consiguiente aumenta su punto cedente. En este caso, el punto cedente baja al emulsionar completamente el agua en el aceite. Los altos puntos cedentes en las emulsiones inversas aceite/agua. El punto cedente de los lodos dispersos es aproximadamente igual al peso del lodo y el de los no dispersos es ligeramente mayor. Esta propiedad reológica se calcula a partir de los datos del viscosímetro estándar de campo (Fig. 5), de la siguiente manera: PC (lb/100 pies2) = 2 x Lectura @ 300 RPM – Lectura @ 600 RPM PC (lb/100 pies2) = Lectura @ 300 RPM – Viscosidad Plástica Resistencia o esfuerzo de gel.- Propiedad reológica que mide las fuerzas de atracción entre partículas bajo condiciones estáticas. Se relaciona con la capacidad de suspensión que adquiere el fluido cuando se detiene la circulación; a la vez, dicha capacidad depende también de la viscosidad a baja tasa de corte (LSRV) y de la tixotropía del fluido. El esfuerzo de gel se puede medir a cualquier espacio de tiempo deseado y corresponde a la máxima lectura del dial obtenida a 3 RPM en un viscosímetro estándar. Comúnmente se mide a los 10 segundos, a los10 minutos y a los 30 minutos. Se registra en lb/100 pies2. bajan cuando se aumenta la relación Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 16 - tecnología de los fluidos de perforación El gel puede ser progresivo o plano. El primero indica acumulación de sólidos y ocurre cuando la diferencia entre el valor del gel inicial y final es amplia. En cambio, resultan planos cuando los valores son altos y casi iguales, en este caso el fluido presenta una apariencia de floculación. Los sistemas bentoníticos desarrollan geles progresivos en función del tiempo y los viscoelásticos geles planos. G E L ( lb/100 p i e2 ) Progresivos Fig. 6 Planos En cualquiera de los casos, sea progresivo o plano, el gel debe mantenerse en valores que sean lo suficientemente bajos, como para: • • • • Facilitar el asentamiento de los sólidos indeseables en la trampa de arena. Disminuir el efecto de suabeo al sacar tubería. Permitir el desprendimiento del gas. Lograr el buen funcionamiento de las bombas del taladro. El tratamiento aplicado al esfuerzo de gel es el mismo que se utiliza para el punto cedente, debido a que ambas propiedades son medidas de las fuerzas de atracción, con la diferencia de que el esfuerzo de gel esta referido a las condiciones estáticas y el punto cedente a las condiciones dinámicas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 17 - tecnología de los fluidos de perforación PROCEDIMIENTO OPERACIONAL DE UN VISCOSÍMETRO DE CAMPO DE SEIS VELOCIDADES Posición ALTA Perilla MEDIA BAJA Posición EN EL CENTRO (NEUTRA) Interruptor HACIA ADELANTE (ALTA) HACIA ATRÁS (BAJA) RPM 600 300 200 100 6 3 PERILLA Baja Baja Alta Alta Media Media INTERRUPTOR Alta Baja Alta Baja Alta Baja Ing. Ali Prieto O. / 2007 -18 - tecnología de los fluidos de perforación Reología a baja tasa de corte.LSRV expresa la viscosidad obtenida a tasas de corte de 6 y 3 RPM en un viscosímetro convencional (Fig 8 y 9 ). Esta viscosidad, según resultados de laboratorio y experiencia de campo, tiene mayor impacto sobre la capacidad de transporte y suspensión que el punto cedente en pozos horizontales y con alto ángulo de desviación. En estos pozos se utiliza como indicador de limpieza, mantener la lectura a 3 RPM en un valor ligeramente mayor al diámetro del hoyo. En un viscosímetro Brookfield (Fig. 7) la LSRV se mide a 0.3 RPM, equivalente a 0.0636 seg.-1. El Brookfield utiliza cuatro husillos cilíndricos (spindle) para medir viscosidades desde 20.000 hasta 2.000.000 de centipoises. El más utilizado es el No 2, con el cual se pueden medir viscosidades hasta 100.000 centipoises. Brookfield D-II Digital Fig. 7 Fann-35A 6 velocidades Fig. 8 Ofi-800 8 velocidades Fig. 9 Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 19 - tecnología de los fluidos de perforación Valores similares de viscosidades a 6 y 3 RPM no necesariamente indiquen el comportamiento verdadero de la LSRV (Fig. 10). Tasa de corte (seg.-1) Fig. 10 En la gráfica se puede observar que la LSRV no depende de la concentración del viscosificador, sino de su calidad. De hecho, existen viscosificadores que en sinergia con otros desarrollan altísimas LSRV que por baja movilidad ayudan a controlar el filtrado de aquellos fluidos que contienen materiales puenteantes. Esto está demostrado aún en calizas con porosidades vugulares y en arenas con permiabilidades de hasta 6 darcys. LSRYP significa punto cedente a baja tasa de corte. Este parámetro está estrechamente relacionado con la sedimentación dinámica en pozos direccionales y de alto ángulo. Para la mayoría de estos pozos, el LSRYP debería mantenerse por encima del rango de 7 a 15 lb/100 pies2. El LSRYP se calcula con base a las lecturas obtenidas a 6 y 3 RPM en un viscosímetro de lectura variable, de la siguiente manera: LSRYP (lb/100 pies2) = 2 x Lectura @ 3 RPM – Lectura @ 6 RPM Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 20 - tecnología de los fluidos de perforación El LSRYP en los lodos base agua se aumenta con arcilla y/o polímeros y en los lodos base aceite con modificadores de reología a base de arcilla, estos son mas efectivos que los productos ácidos grasos. Filtrado.- Es el volumen liquido forzado a través de un medio poroso durante el proceso de filtración. El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las formaciones permeables cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta propiedad, afectada por la presión, la dispersión, la temperatura y el tiempo, se controla en formaciones permeables no productoras con sólidos arcillosos comerciales que forman revoques finos y de baja permeabilidad y con aditivos reductores de filtrado. En formaciones productoras el control se hace con sólidos dimensionados que constituyen sellos efectivos y con agentes reductores de filtrado. La baja movilidad, producto de la alta viscosidad a baja tasa de corte (LSRV) que desarrolla algunos sistemas especiales, ayudan también a controlar el filtrado. El revoque está constituido por el material no soluble que se encuentra disperso en el fluido y por el líquido que ocupa los espacios porosos del revoque cuando se comporta como sólido suspendido, como es el caso del agua en las emulsiones inversas o el aceite en los lodos base agua. Revoque externo Zona no invadida Revoque impermeable formado por sólidos reactivos coloidales Revoque permeable formado por sólidos no reactivos agregados e incorporados de la formación. Zona invadida por filtrado Zona invadida por sólidos (revoque interno) Figura Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 21 - tecnología de los fluidos de perforación El filtrado ocurre en condiciones estáticas y dinámicas. En el primer caso la velocidad de crecimiento del revoque disminuye con el tiempo y en el segundo caso, la fuerza erosiva del fluido en circulación limita el crecimiento del revoque. En cuanto al proceso de filtrado, este se da en las siguientes etapas: • • • En la primera etapa ocurre una pérdida inicial e instantánea de fluido, conocida como Spurt loss. En la segunda etapa se forma el revoque y se reduce la velocidad de filtrado hasta alcanzar el estado de equilibrio en el tiempo. En la tercera y última etapa, el espesor del revoque como el caudal de filtrado permanecen constantes. Formación del revoque Volumen Filtrado del lodo Pérdida instantánea (spurt loss) Tiempo de formación del revoque Tiempo Figura 11 Etapas en el proceso de filtrado El filtrado altera la permeabilidad de una formación dañada por: taponamiento de sólidos, bloqueo por emulsión, incompatibilidad de fluidos y por cambios en la humectabilidad de la matriz. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 22 - tecnología de los fluidos de perforación El filtrado de los lodos base agua se corre a 100 psi de presión y temperatura ambiente, con un filtro prensa API (Fig.12) y el de los base aceite a 300ºF y 500 psi con un filtro prensa de alta temperatura y alta presión (Fig.13). La filtración dinámica se corre con equipos de alta tecnología como los que se muestran en la figuras 14 y 15. Fig.12 Filtro Prensa API Fig.13 Filtro Prensa HT-HP Fig.14 Filtro dinámico FANN 90 HT-HP Fig.15 Filtro dinámico OFITE HT-HP Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 23 - tecnología de los fluidos de perforación Contenido de arena.- La cantidad de arena en un fluido de perforación, medida en porcentaje en volumen, se determina con un kit de arena (Fig.16) compuesto de un recipiente de 2.5 pulgadas de diámetro con malla de bronce de 200 mesh, un embudo y una probeta graduada de 0 a 20% con indicación de nivel para lodo y agua. La arena es extremadamente abrasiva y causa serios problemas operacionales que ameritan un control preventivo con equipos mecánicos de control de sólidos. Fig. 16 Kit de arena Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 24 - tecnología de los fluidos de perforación Contenido de líquidos y sólidos.- Los porcentajes líquidos y sólidos de un fluido de perforación base agua o aceite, se calculan en una retorta de lodo. Existen retortas que tienen capacidad de 10, 20 y hasta de 50 cc. (Fig. 17). La de 10 cc es la que más se utiliza en el campo . El funcionamiento de una retorta se basa en un proceso de destilación que consiste en calentar la muestra de lodo hasta que se evaporen los componentes líquidos para luego pasar a través de un condensador (Fig.18). El líquido es recogido y medido en un cilindro graduado y el porcentaje de sólido, suspendido y disuelto, se obtienen por diferencia, es decir restándole a 100% el porcentaje líquido. Análisis de sólidos.Este tipo de análisis permite conocer en detalle la concentración de arcilla agregada e incorporada y los sólidos no reactivos de formación. Para ello es necesario tomar en cuenta la siguiente información: • Peso del lodo, lb/gal • Porcentaje total de sólidos, % v/v • Concentración total de sólidos arcillosos, lb/bbl El análisis de sólidos no aplica para los lodos base aceite, debido a que a estos lodos no se le corre MBT. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 25 - tecnología de los fluidos de perforación RETORTA DE 10 CC Fig.17 RETORTA DE 50 CC condensador cámara superior tubo de drenaje tapa de enrase cámara inferior Fig.18 COMPONENTES DE UNA RETORTA Lana fina de acero Colocar lubricante de alta temperatura para facilitar el desenrosque de la cámara inferior y evitar fugas a través de las roscas. Lana colocada en la cámara superior con el fin de eliminar impurezas y facilitar la clarificación de la fase liquida. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 26 - tecnología de los fluidos de perforación pH.- La abreviatura pH significa potencial del ion hidrógeno e indica el grado de acidez o basicidad de una solución acuosa. La escala de pH va de cero (0) a catorce (14), siendo siete (7) el valor correspondiente a un pH neutro. Valores menores de siete (7) son índices de acidez y mayores de 7 de alcalinidad. El pH no determina el ion o los iones responsables de la acidez o la alcalinidad del lodo, debido a que acidez y alcalinidad no es lo mismo a pesar de estar estrechamente relacionadas. El conocimiento de la relación entre pH y alcalinidad es un factor primordial en la determinación de los diferentes contaminantes de un fluido de perforación. El pH se expresa como el inverso del logaritmo base 10 de la concentración de iones de hidrógeno o, lo que es igual, al logaritmo negativo de esa concentración. Esto quiere decir que una solución de pH 11 es 10 veces mas básica que una que tenga pH 10 y es 100 veces más básica si el pH fuese de 9. Métodos para determinar pH: Colorimétrico, usa tira de papel (Fig. 20) Electrométrico, usa electrodos de vidrio (Fig. 21) El colorimétrico es un método cualitativo que sólo es confiable cuando se tiene un lodo con una composición muy simple o cuando la concentración de cloruros es mayor a 10.000 mg/L. La presencia de sólidos, sales, productos químicos y hasta el color oscuro que adquiere el lodo, afecta el valor del pH obtenido con este método. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 27 - tecnología de los fluidos de perforación El electrométrico es un método cuantitativo y preciso que proporciona valores de pH confiables porque siempre está libre de interferencias; sin embargo, el instrumento requiere de calibración constante. Es necesario reemplazar los electrodos e iniciar el procedimiento de calibración con soluciones Buffer nuevas cuando el aparato no se pueda calibrar; además, se debe mantener sumergido el electrodo en una solución Buffer de pH 7 cuando el instrumento no esté en uso. Thermo-coupla Bimetálica tipo J Botón de encedido Botón de calibración Figura 21 Electrodo de vidrio Figura 20 tira de papel pH-metro digital Propiedades químicas Algunas de las propiedades químicas más comunes de los lodos base agua, objeto de análisis, incluye: Alcalinidad.- La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de los iones solubles en agua que pueden neutralizar ácido. El hidróxido (OH⎯), el carbonato (CO3=) y el bicarbonato (HCO3⎯), son los tres iones responsables de la alcalinidad de un fluido. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 28 - tecnología de los fluidos de perforación Alcalinidad del filtrado. Pf. Es la alcalinidad del filtrado determinada con la fenolftaleína. Se define como los cc de ácido sulfúrico N/50 que se requieren, por cc de filtrado, para llevar el pH del lodo a 8.3. Mf. Es la alcalinidad del filtrado determinada con el anaranjado de metilo. Se define como los cc de ácido sulfúrico N/50 que se requieren, por cc de filtrado, para llevar el pH del lodo a 4.3. pH 10.3 OH CO3= La fenolptaleína Pf = 1.0 1 cc H2SO4 cambia de color rosado a incoloro Mf = 1.5 pH 8.3 CO3= 0.5 cc H2SO4 El anaranjado de metilo cambia de color amarillo a rojo pH 4.3 HCO3= El Pf se relaciona con los carbonatos y el Mf con los bicarbonatos. Una separación notable entre ambos valores confirma la presencia de esos iones. Los carbonatos predominan cuando el Pf es aproximadamente igual a la mitad del Mf y el pH del lodo mayor de 10.3, mientras que los bicarbonatos están presentes cuando se tiene un valor alto de Mf y el pH es menor de 10.3. Pm. Es la alcalinidad del lodo determinada con la fenolftaleína. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 29 - tecnología de los fluidos de perforación Contenido de cal. El exceso de cal en los sistemas calados es función de la alcalinidad del filtrado, de la alcalinidad del lodo y de la fracción de agua obtenida en la retorta. Exceso de Cal, lb/bbl = 0.26 ( Pm – Fw Pf ) Cloruros.Este ensayo reviste importancia sobre todo en aquellas áreas donde hay posibilidad de un influjo de agua salada o exista una contaminación por sal. Calcio.El calcio soluble es extremadamente contaminante, particularmente para los fluidos que contienen arcillas y esto ocurre a bajo pH. A pH elevados, el calcio es completamente insoluble y en consecuencia no actúa como contaminante. El calcio puede proceder del agua dura, del cemento o de la formación y se determina en el filtrado como ion solo o formando parte de la dureza total del agua. MBT.La capacidad que tiene una arcilla de tomar cationes es conocida como capacidad de Intercambio de cationes (CEC) y se expresa como los miliequivalentes de azul de metileno absorbidos por cada 100 gramos de arcilla seca. La CEC tiene ver con la calidad de una arcilla, de ahí que una arcilla rinde más cuando su CEC es mayor, porque contiene menos impurezas. De acuerdo con las especificaciones API una arcilla comercial, como la bentonita, debe tener como mínimo una CEC de 70 meq /100 gr para ser utilizada como agente viscosificante en los fluidos base agua. La CEC de la arcilla de formación esta en un valor que puede variar entre 8 y 12 meq /100 gr. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 30 - tecnología de los fluidos de perforación El valor de la CEC para la prueba de azul de metileno o MBT suministra un estimado de la capacidad de intercambio de cationes total de los sólidos arcillosos en un fluido de perforación base agua y en consecuencia, el contenido equivalente de bentonita, que puede registrarse en Kilogramos por metro cúbico o libras por barril, como se muestra a continuación: MBT (Kg/m3) = 14.25 x CEC MBT (lb/bbl) = 5 x CEC PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR UNA PRUEBA DE CEC Equipo: • Jeringa de 3 cc • Bureta de 10 cc • Frasco Erlenmeyer de 250 cc • Cilindro graduado de 50 cc • Varilla de agitación • Hornillo • Papel filtro Whatman No 1 (11 cm de diámetro) Reactivos: • Solución de azul de metileno 1 ml = 0.01 miliequivalentes • Peróxido de hidrógeno: elimina el efecto de los materiales orgánicos como el CMC, los poliacrilatos, los lignosulfonatos y los lignitos. Se solución al 3% • Ácido sulfúrico 5N usa en En un envase Erlenmeyer de 250 cc agregar: 10 cc de agua destilada Un (01) cc de lodo 15 cc de agua oxigenada Agregar 0.5cc de azul de metileno. Agitar Tomar muestra y colocar en el papel filtro Repetir los dos pasos anteriores hasta 0.5 cc de H2SO4 ( 5N ) lograr un punto central rodeado de una Calentar durante 10 minutos aureola azul bien definida, como se Completar hasta 50cc con muestra en la figura 19. agua destilada Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 31 - tecnología de los fluidos de perforación Figura 19 Nota: El colorante libre que se detecta inmediatamente después de agregar el sexto cc se absorbe luego de dos minutos e indica que el punto final aún no se ha logrado. MBT (lb/bbl) = 5 x cc de azul de metileno Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 32 - tecnología de los fluidos de perforación PRUEBAS ESPECIALES Estas pruebas se realizan con equipos de alta tecnología que por su tamaño y sensibilidad no son llevados al campo. Entre algunas de éstas pruebas, se tienen: • Reología y suspensión • Filtración dinámica • Distribución de tamaño de partículas ( PSD ) • Taponamiento de permeabilidad ( PPT ) • Medición de hinchamiento lineal ( LSM ) • Lubricidad • Retorno de permeabilidad • Compatibilidad de fluidos Reología y suspensión.- Esta prueba se corre básicamente cuando existen sospechas de decantación o insuficiente acarreo de ripios al perforar pozos altamente inclinados y horizontales con lodo base aceite. Para ello se utiza un viscosímetro HT-HP, como el Ofite 77 (Fig. 22), que trabaja a temperatura y presión hasta de 500ºF y 20000 psi. Este aparato permite medir viscosidades a tasas de corte hasta de 0.01 seg-1. Los resultados de estos ensayos son corroborados y complementados con programas hidráulicos de lodo que aplican tanto para los lodos base agua como para los base aceite, contengan o no asfalto. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 33 - tecnología de los fluidos de perforación Estos programas, como el HTHPFLOW, simulan las condiciones de fondo a altas temperaturas y altas presiones y calculan: perfiles de presión, pérdidas por fricción a lo largo de todo el sistema de circulación, parámetros n y K, ECD, capacidad de transporte y asentamiento de las partículas y comparan los resultados calculados en base a los parámetros reológicos corregidos y no corregidos, sea Bingham o Ley de Potencia. FANN 70 OFITE 77 Figura 22. VISCOSÍMETROS HT-HP Filtración dinámica Esta prueba simula el efecto del movimiento de un fluido sobre la velocidad de filtración y la deposición del revoque en el filtro, y también evalua las propiedades de filtración de un fluido circulante a través de un núcleo de cerámicade 5 a 190 mµ de diámetro. La prueba se hace con un filtro dinámico a temperatura de hasta 500ºF y presión diferencial de hasta 500 psi (figuras 14 y 15) y los resultados incluyen dos índices: filtración dinámica y deposición del revoque (CDI). El segundo se relaciona con la erosionabilidad que sufre el revoque Ambos índices son calculados con los datos recogidos después de 20 minutos. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 34 - tecnología de los fluidos de perforación Distribución de tamaño de partículas ( PSD ) El ensayo PSD ( Particle Size Distribution) permite seleccionar el tamaño de partículas más adecuado para puentear una formación productora, tomando en cuenta las siguientes dos reglas establecidas por Abrams en Mayo 1977, relacionadas con el puenteo de partículas. 1.- El tamaño promedio de las partículas puenteantes debe ser igual o ligeramente mayor a un tercio de la garganta poral de la formación. 2.- La concentración de las partículas puenteantes debe ser como mínimo el 5% del volumen total de los sólidos contenidos en la mezcla final. Nota: Cuando no se conoce el diámetro de la garganta poral del yacimiento se puede asumir éste como la raíz cuadrada de la permeabilidad. Con base a estas reglas se sacan las siguientes conclusiones:: Φ p > 1/3 Φgp Φ p < 1/7 Φ gp 1/7 Φ gp < Φ p < 1/3 Φ gp El sello no es efectivo. Hay invasión de fluido y formación de revoque externo permeable. Existe la posibilidad de un acuñamiento de partículas que podría disminuir la salida del crudo. Hay invasión profunda de fluido y sólidos El sello es efectivo. No hay invasión pero si hay formación de revoque bastante impermeable Φ p: diámetro de la partícula Φ gp: diámetro de la garganta poral Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 35 - tecnología de los fluidos de perforación El tamaño ideal de las partículas requeridas para formar un sello efectivo que minimize la invasión del filtrado en formaciones productoras de petróleo, se determina con el método basado en la dispersión y difracción de la luz. Hoy día ésta tecnología es usada por los equipos analizadores de partículas, como los que se muestran a continuación: Mastersizer Malvern Rango de tamaño 0,05 hasta 550 micrones Cilas Rango de tamaño 0,3 hasta 400 micrones Lecturas de la gráfica generada en el Mastersizer 10 Volume (%) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0.01 0 0.1 1.0 2.40 10.0 20.18 56.80 100.0 1000.0 Particle Diameter (µm.) Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 36 - tecnología de los fluidos de perforación Interpretación de las lecturas: D10 = 2.40 mµ. Significa que el 10% de las partículas tienen un tamaño menor al señalado. De hecho, los finos disminuyen en tamaño en la medida que el D10 se hace menor. D50 = 20.18 mµ. Significa que un 50% de las partículas tienen un tamaño menor al señalado y el otro 50% mayor. D50 representa la mediana, término usado para describir el tamaño de las partículas mediante un solo número. El término promedio es similar, pero no es lo mismo; por ejemplo, en la sumatoria impar de 1+5+ 7 +13+19, el promedio es 9 (45/5) y la mediana 7, y en la sumatoria par de 1+ 3 + 5+7 +13+19 , el promedio resulta ser 8 (48/6) y la mediana 6 (5+7/2). D90 = 56.80 mµ. Significa que el 90% de las partículas tienen un tamaño menor al señalado. En conclusión, el punto de corte de una partícula se expresa en base a tres porcentajes, 10, 50 y 90% y se representa como D10, D50 y D90. A la prueba de distribución por tamaño de partículas (PSD) le precede la de taponamiento de permeabilidad (PPT). PSD permite seleccionar los tamaños de partículas mas apropiados para lograr sello y PPT confirma la calidad de ese sello. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 37- tecnología de los fluidos de perforación Taponamiento de permeabilidad ( PPT ) El PPT ( Permeability Plugging Test ) es una modificación del filtro prensa standard de 500 ml. Este instrumento es útil para hacer ensayos de filtración sobre materiales sellantes, sin interferencia de la sedimentación de partículas sobre el medio filtrante, durante el calentamiento. Las presiones diferenciales típicas para este ensayo son mucho más altas que aquellas que se utilizan en el ensayo standard HT-HP y la celda de presión es operada en una forma invertida. El PPT es muy útil en la predicción de cómo el fluido puede formar un revoque de baja permeabilidad para sellar zonas agotadas, a la vez que previene la pega diferencial. El CaCO3 dolomítico de diferente granulometría y la sal son productos comunes usados para puentear. La sal debido a su clivaje forma sellos instatáneos y efectivos hasta un diferencial de presión no mayor de 1800 psi. Figura 23. Equipo para ensayo PPT Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 38 - tecnología de los fluidos de perforación 100 psi MICRONES 3 PERMEABILIDAD 400 mD 750 mD 2000 mD 5000 mD 10 D 20 D 100 D Filtro de cerámica Revoque 5 10 20 Lodo Pistón flotante Filtrado Spurt loss 2100 psi 35 60 90 Aceite Figura 24. Procedimientos de un ensayo PPT Permeabilidad al aire de filtros de cerámica comerciales 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 5 Filtrado (ml) Spurt Loss: 30 cc 17 seg Filtrado PPT: 16.6 cc/30 min. Filtrado Total: 46.6 cc Disco utilizado: 90 micrones (100 D) Presión Diferencial: 2500 psi Temperatura: 280°F 10 15 20 25 Tiempo (minutos) Resultados del PPT 30 35 Figura 25 Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 39 - tecnología de los fluidos de perforación Medición de Hinchamiento Lineal ( LSM ) La hidratación e hinchamiento de las arcillas se controla con fluidos inhibidos. Para seleccionar estos fluidos se realizan pruebas de Hinchamiento Lineal (LSM) y Tiempo de Succión Capilar (CST). La LSM utiliza pastillas de arcilla y la CST estudia las características de filtración de los sistemas acuosos, utilizando la presión de succión capilar de un papel poroso que influye en las propiedades de filtración. Realizadas estas pruebas, se procede a ensayar con fluidos de diferente formulación. En la figura 27 se muestra eL resultado de un ensayo LSM. Figura 25 Medidor del Tiempo de Succión Capilar (CST) Figura 26 Medidor de hinchamiento lineal dinámico con temperatura (Linear Swellmeter) 80 70 % DE HINCHAMIENTO 60 50 40 73,3 % Figura 26 Pastilla de arcilla usada en la prueba LSM RESULTADOS DE LA PRUEBA 30 24,9% 20 18,7% 10 0 0.0 % DE INCHAMIENTO 200.0 400.0 600.0 TIEMPO en min. 800.0 1000.0 1200.0 • Con agua: 73.3% • Fluido sin KCL: 24.9% • Fluido con KCL: 18.7% Figura 27 Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 40 - tecnología de los fluidos de perforación Lubricidad La prueba consiste en medir el torque de un bloque de hierro, mientras es presionado (150 pulgadas-lbs) con un anillo del mismo acero en rotación (60 RPM). El bloque y el anillo están calibrados de tal forma que el torque registrado en la pantalla dividido por 100 muestra el coeficiente de lubricidad de ese fluido en particular. La prueba se hace con un medidor de lubricidad que proporciona la información en cuanto al tipo y cantidad de lubricante que se requiere adicionar al fluido para minimizar los problemas de torques y arrastres durante las operaciones de perforación. Los coeficientes de fricción para el agua y el aceite son menores de 0.2 y 0.1 y son reconocidos como aceptables. Figura 28. Medidor de Lubricidad Retorno de permeabilidad Este ensayo tiene por objetivo medir el daño causado por un fluido sobre la permeabilidad (k) de una formación productora. El ensayo se hace con varios núcleos y el procedimiento se lleva a cabo en tres fases: Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 41 - tecnología de los fluidos de perforación • Preparación del núcleo y medida de la permeabilidad inicial • Exposición del núcleo al fluido de prueba, en medio de filtración dinámica o estática. • Cálculo del retorno de la permeabilidad. Compatibilidad de fluidos Esta prueba evidencia si hay o no compatibilidad del fluido con el crudo de la formación. Si son compatibles, se debe usar un desemulsificante para lograr la separación, con el cuidado de no excederse con el producto emulsificar en lugar de separar. Los pasos a seguir para realizar la prueba, son: • Mezclar volumenes iguales (50% crudo/ 50% lodo) • Centrifugar a 1000 rpm durante un minuto • Colocar en baño de maria a 180ºF por 30 minutos para evitar CRUDO LODO Figura 29. Centrífuga Electrica Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 42 - tecnología de los fluidos de perforación COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS La composición del fluido dependerá de las exigencias de cada operación de perforación en particular. La perforación debe hacerse atravesando diferentes tipos de formaciones, que a la vez, pueden requerir diferentes tipos de fluidos. Por consiguiente, es lógico esperar que varias mejoras sean necesarias efectuarle al fluido para enfrentar las distintas condiciones que se encuentran a medida que la perforación se hace cada vez más profunda en búsqueda de petróleo. En general, los fluidos no necesitan ser complicados o difíciles de preparar y prueba de ello es que para algunas operaciones de perforación, un “agua sucia” puede dar buenos resultados. En algunas áreas se puede iniciar la perforación con agua y arcillas de formación, creando así un lodo razonablemente bueno. En otras áreas pueden encontrarse formaciones como calizas, arenas o gravas que no forman lodo. Bajo tales casos será necesario agregar arcillas comerciales para suspender la baritina, aumentar la capacidad de acarreo y controlar la pérdida de agua. En su gran mayoría los lodos de perforación son de base acuosa, donde la fase continua es el agua. Sin embargo, en términos generales, los lodos de perforación se componen de dos fases: líquida y sólida. I. FASE LÍQUIDA Agua: Constituye la fase continua en los fluidos base agua y forma parte de la fase dispersa en las emulsiones inversas. Puede ser: • • • • • Fresca (dulce Salada De mar Parcialmente saturada Saturada Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 43 - tecnología de los fluidos de perforación • Agua dulce El agua es un fluido Newtoniano ideal para perforar zonas de bajas presiones. Es abundante, económica y resulta el mejor dispersante químico para controlar sólidos por dilución. El agua provee el mejor líquido en el uso de los métodos de evaluación de formaciones y requiere tratamiento químico en caso de ser dura, es decir cuando contiene calcio y/o magnesio. Estos iones disminuyen el rendimiento de las arcillas y alteran el comportamiento reológico del lodo. Por tal razón, es importante determinar su dureza antes de iniciar la preparación del lodo y en caso positivo, tratarla con soda ash para precipitar esos contaminantes. Algunas de las propiedades del agua son: • Densidad: 8.33 lb/gal, 62.4 lb/pc, 350 lb/bbl, 1.0 g/cc • Gradiente: 0,433 psi/pie a 70 °F. • Viscosidad Marsh: 26 seg./qto. gal. • Viscosidad plástica = Visc. absoluta = 1.0 • Punto cedente: O (L600 = 2 L300 = 1) • pH 7 (Neutro) • Gravedad API 100 • Peso Molecular 18 • Concentración molar 55.5 moles/It. • Incompresible. Disminuye su viscosidad con la temperatura. • Alto punto de ebullición (100°C. - 212°F) • Gran capacidad de calor y fuente de vapor. • N = 1.0 (índice de comportamiento de flujo). • Estable a altas temperaturas. • Excelente solvente para otras sustancias químicas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 44 - tecnología de los fluidos de perforación • Agua salada Generalmente se usan lodos parcialmente saturados de sal cuando se perfora costa afuera debido a la abundancia de agua salada. El agua de mar contiene aproximadamente 19000 mg/L de CI, 400 mg/L de Ca y 1300 mg/L de Mg. El agua que contenga cualquier concentración de sal, puede ser saturada agregándole más sal. El agua saturada contiene alrededor de 268000 ppm de cloruro de sodio (NaCI) y pesa aproximadamente 10 lb/gal. Se requiere ± 109 lb/Bbl de sal para saturar el agua dulce. Es aconsejable el uso de lodo saturado de sal cuando se estén penetrando secciones salinas o cuando se requiere mantener el ensanchamiento del hoyo al mínimo. A veces, ex profeso se agrega sal al lodo para tratar de controlar la resistividad y obtener mejor interpretación de los registros eléctricos. Aceite: Constituye la fase continua en los fluidos base aceite y forma parte de la fase dispersa en los fluidos base agua. El aceite como componente de los fluidos no acuosos mejora la estabilidad del hoyo y ayuda a mantener las arcillas hidratables en sitio En los fluidos acuosos incrementa la lubricidad y ayuda a minimizar los problemas de torques y arrastres. En términos generales el aceite disminuye el peso de los fluidos y aumenta la viscosidad plástica. En los lodos base agua disminuye el pH y produce espuma, especialmente cuando se está perforando con un sistema de lodo de bajo contenido de sólidos. Como regla nemotécnica se recomienda un porcentaje de aceite en los lodos base agua de 24 menos el peso del lodo en. En todo caso, no mayor del 10%. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 45 - tecnología de los fluidos de perforación II. FASE SÓLIDA Esta fase está formada por sólidos no reactivos y reactivos que pueden ser deseables e indeseables. • SÓLIDOS NO REACTIVOS DESEABLES Sólidos de alta y baja gravedad específica que se agregan al fluido para dar peso. Los de alta gravedad son: Barita, Hematita y Galena, y el de baja gravedad es el Carbonato de Calcio • SÓLIDOS NO REACTIVOS INDESEABLES. Estos sólidos se incorporan al fluido durante la perforación y son los que realmente causan serios problemas a la operación. Deben ser removidos tan pronto y eficientemente como sea posible. La arena, la caliza, el silice, la dolomita son ejemplos típicos de estos sólidos. La arena es extremadamente abrasiva y si es recirculada a través del sistema de lodo, causará daños a los pistones y cilindros de las bombas. Por esta razón, es de suma importancia tratar de mantenerla en el porcentaje mínimo posible. • SÓLIDOS REACTIVOS Son sólidos que poseen cargas eléctricas. Pueden ser agregados o incorporados. Entre los agregados se encuentran los comerciales (Bentonita) y entre los incorporados las arcillas de formación. Estos sólidos arcillosos alcanzan un tamaño menor a los dos micrones (coloides) cuando están totalmente hidratados y pueden ser removidos con una centrífuga de alta revoluciones cuando su tamaño esta entre 2 y 6 micrones (ultrafinos). Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 46 - tecnología de los fluidos de perforación COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS CONVENCIONALES Fluidos Convencionales Fase Líquida Agua Aceite Em ulsiones Inversas 100%Aceite Fase Sólida Reactivos Fresca Salada No Reactivos Parcialm ente Saturada Salinos Saturada Salm ueras Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 47 - tecnología de los fluidos de perforación ARCILLAS Las arcillas son silicatos de aluminio hidratado que desarrollan plasticidad cuando se mojan. Algunas arcillas, como la sódica, se hidratan y se dispersan o hinchan considerablemente. Otras, como las cálcicas, se hidratan pero se dispersan ligeramente. La sódica tiene mayor capacidad de dispersión que la cálcica porque el ion sodio provee un ligamento más débil que el ion calcio, lo cual da lugar a una mayor facilidad de separación entre partículas y en consecuencia a una mayor área de absorción. A mayor hidratación mayor dispersión y por lo tanto mayor rendimiento. Las arcillas nativas o de formación son ligeramente hidratables y cuando se incorporan al lodo contribuyen principalmente a la fracción inerte y muy poco a la fracción gelatinizante. El grado de dispersión o hinchamiento de las arcillas depende del área de su superficie por unidad de peso. La presencia de sales, yeso, cemento y dureza en el agua, afectan el comportamiento de las arcillas, causando su floculación. En este caso se debe tratar el contaminante para deflocular, pero cuando la floculación es causada por exceso de sólidos arcillosos se deben utilizar adelgazantes químicos y recurrir a la dilución con agua cuando sea causada por las altas temperaturas. RENDIMIENTO DE UNA ARCILLA Término usado para expresar la cantidad de barriles de 15 centipoises de viscosidad aparente que se obtienen al mezclar una tonelada de arcilla en 100 barriles de agua. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 48 - tecnología de los fluidos de perforación La viscosidad aparente indica la máxima concentración de sólidos arcillosos que puede aceptar una mezcla agua/bentonita sin tratamiento químico, es decir sin la necesidad de utilizar adelgazantes químicos. También indica si determinada bentonita cumple o no con las especificaciones API. CURVA DE RENDIMIENTO Al graficar viscosidad versus porcentaje de sólidos, se obtiene una curva de rendimiento que es características de las arcillas. Esta curva indica la cantidad de sólidos que se pueden agregar al lodo manteniendo las condiciones de bombeo. Esto va a depender de la capacidad de esos sólidos para absorber agua y del tamaño de las partículas. Si el material que se agrega es altamente coloidal, como la bentonita, el 6% de sólidos será el máximo que puede ser tolerado sin tratamiento químico y la densidad de lodo será de alrededor de 1.04 g/cc (8.6 lb/gal). Se dice que esta arcilla tiene alto rendimiento. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 49 - tecnología de los fluidos de perforación Si el porcentaje de sólidos arcillosos es bajo, el rendimiento será bajo y del 25 al 50% de sólidos puede ser tolerado con un aumento correspondiente de la densidad de 9.8 a 12 lb/gal. En todos los casos la forma de esta curva es esencialmente la misma, no siendo el aumento de viscosidad directamente proporcional al contenido de sólidos. Los sólidos suspendidos tienen poco efecto sobre la viscosidad hasta un punto crítico de aproximadamente 15 centipoises. En este punto crítico el contenido de sólidos es descriptivo del tipo de arcilla en particular, y es indicativo de su contenido en material arcilloso. Por encima del punto crítico en la curva se notará que el agregado de una pequeña cantidad de sólidos arcillosos tiene un efecto relativamente grande sobre la viscosidad. Como se verá más adelante, muy pequeñas cantidades de ciertos productos químicos reducen la viscosidad de las suspensiones de arcilla. Sin embargo, una representación similar de la viscosidad con respecto a la concentración de sólidos reactivos para un lodo con cierta fluidez, da el mismo tipo de curva, salvo que un mayor contenido de sólidos arcillosos esté presente para una misma viscosidad. Este mismo fenómeno es también válido para una arcilla nativa incorporada de las formaciones perforadas. No obstante que se use agua de buena calidad, la naturaleza de la arcilla seleccionada gobierna el rendimiento y comportamiento del lodo. Si se usan aguas duras, mineralizadas, las arcillas rinden menos y su comportamiento es pobre. La naturaleza del agua es por consiguiente importante y puede indicar la selección de la arcilla adecuada y el tratamiento químico correcto. El rendimiento de 100 Bbl/ton. equivale a una concentración de 20 Ib/bbl. Por lo tanto, una bentonita con este rendimiento permite preparar 5 barriles de lodo de 15 cps por cada saco de 100 lbs. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 50 - tecnología de los fluidos de perforación Si el agua para preparar lodos contiene más del 5% de sal, las bentonitas comunes pierden rendimiento. En este caso se debe usar una bentonita especial, como la atapulgita, cuyo rendimiento en agua salada es similar al de bentonita en agua blanda. Una clara comprensión de las características que imparten las arcillas, como se indica en la curva de rendimiento, es sumamente importante para el control del lodo. Esta gráfica muestran la conveniencia de mantener un control efectivo de sólidos que puede lograrse por tres mecanismos: asentamiento, tamizado y centrifugación. DESCRIPCIÓN MINERALÓGICA DE LAS ARCILLAS Desde el punto mineralógico, las arcillas son silicatos de aluminio de dos, tres y cuatro capas, y de acuerdo con esta definición se tiene la siguiente clasificación: KAOLINITA (SpGr 2.63): Arcilla de dos capas. Se usa en alfarería para fabricar ladrillos. Se encuentra en lutitas duras y en lutitas “Gomosas”. No es deseable como ardua para preparar lodos de perforación. MONTMORILLONITA (SpGr. 2.35): Arcilla de tres capas de alto rendimiento. Se usa en la preparación de lodos de perforación de base acuosa. Mineral que constituye la bentonita. ILITA (SpGr. 2.84): Arcilla poco expandible de tres capas. Pertenece al grupo de minerales conocido como micas. Se encuentra en la mayoría de las lutítas duras y en algunas lutitas gomosas. No es deseable como arcilla para preparar lodos de perforación . CLORITA (SpGr. 2.71) :Arcilla. de cuatro capas. Se encuentra en lutitas gomosas” y duras. No es deseable como arcilla para preparar lodos de perforación. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 51 - tecnología de los fluidos de perforación ESTADO DE ASOCIACIÓN DE PARTÍCULAS ARCILLOSAS 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 las partículas como consecuencia de la absorción o entrada de agua. Las caras cargadas de una forma negativa se atraen con los bordes de las cargas positivas FLOCULACIÓN: Originada por la atracción excesiva de cargas eléctricas. Las partículas se unen cara-arista y/o aristaarista. 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. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 52 - tecnología de los fluidos de perforación ARCILLAS COMERCIALES BENTONITA SÓDICA Esta arcilla contiene un porcentaje mínimo del 85% de montmorillonita. Tiene gran capacidad de hidratación y dispersión. En agua dulce se hincha hasta tal punto que su volumen final esde diez veces su volumen lumen original. HIDRATACIÓN DE LA BENTONITA La bentonita tiene mayor porcentaje de partículas finas que cualquier otra arcilla y da revoques de baja porosidad, permeabilidad y alta comprensibilidad. Se recomienda agregarla en forma prehidratada para lograr mayor rendimiento, especialmente cuando se tiene un lodo altamente tratado o inhibido. Además, en esta forma se obtiene un mejor control del filtrado y una mayor resistencia a las altas temperaturas. Por el contrario, cuando la bentonita se agrega en forma seca, su dispersión es inhibida por la acción de los lignosulfonatos. La alcalinidad del lodo influye notablemente en el comportamiento de las arcillas. A bajos valores de pH los bordes rotos de las partículas arcillosas tienen más cargas positivas que negativas. Todo lo contrario sucede cuando se tiene altos valores de pH. Por ello es muy importante mantener un pH por encima de 7 para asegurar que las partículas de arcilla se encuentren cargadas negativamente. De esta forma se mantiene la interacción electrostática a un mínimo. Un pH menor a 7 va a incrementar la asociación cara-borde. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 53 - tecnología de los fluidos de perforación La bentonita tiene pH 8 y SpGr 2.35. (Nota: se asume SpGr de 2.6 por ser sólido de baja gravedad). Una mezcla de agua con 20 lb/bbl de bentonita da un peso de 8.6 lb/gal y una viscosidad embudo de 36 seg./qto.gal. Las arcillas de formación tipo gumbo causan serios problemas de embolamiento de mecha, que se logran minimizar aplicando los siguientes procedimientos: • Bombeando píldoras de detergente con gas oil o de detergente con soda cáustica. • Agregando detergente directamente por el interior de la tubería durante las conexiones. • Rociándole directamente al conjunto de fondo un detergente especial que forma una película que minimiza la adherencia de la arcilla. Esta operación debe hacerse antes de proceder a bajar la sarta de perforación y se debe esperar el secado del producto para lograr su efectividad. • Agregando continuamente cal diluida par convertir las arcillas sódicas a cálcicas, de este modo disminuye su hidratación y en consecuencia su dispersión. La bentonita se usa como aditivos de los lodos base agua dulce para: • Formar revoque de calidad en formaciones permeables no productoras de petróleo, a fin de reducir la pérdida de agua. • Mejorar la capacidad de acarreo y suspensión del fluido Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 54 - tecnología de los fluidos de perforación • BENTONITA CÁLCICA O SUB-BENTONITA . Arcilla de bajo rendimiento. Su capacidad de hidratación y dispersión es baja. En agua fresca rinde la mitad de que rinde la bentonita. Puede ser tratada con Soda Ash (Na2CO3) para remover el exceso de calcio y mezclarla con polímero para mejorar sus características como viscosificador. • ATAPULGITA Arcilla para agua salada. Generalmente se usa cuando el agua contiene una concentración de sal mayor de 35000 ppm. La atapulgita posee únicamente capacidad de suspensión y no controla la pérdida de agua por su estructura en forma de aguja. • HECTORITA Arcilla de agua dulce a base de silicato de magnesio. • SEPIOLITA Arcilla de agua salada que resiste más temperaturas que la atapulgita. • ARCILLA ORGANOFÍLICA Estas arcillas son capaces de desarrollar buenos geles en sistemas base aceite. Mediante un proceso de intercambio catiónico, la arcilla, que es hidrofílica, reacciona con sales de amina, formando un producto que se dispersa en aceite. Este tipo de arcilla requiere la ayuda de un activador polar para lograr su mayor rendimiento. Precipita al contacto con el agua. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 55 - tecnología de los fluidos de perforación ESPECIFICACIONES API Bentonita • Humedad menor del 10% • No dejar más del 4% de residuo al pasar por un tamiz de 200 mesh. • Una suspensión de 22.5 gramos en 350 mililitros de agua debe dar una lectura, a 600 rpm, de por lo menos 30. • El filtrado de la misma mezcla debe ser menor de 15 mililitros. • La relación entre el punto cedente y la viscosidad plástica no debe exceder de tres. La viscosidad, el punto cedente y el filtrado se determinaron a 75 °F y a una concentración de 22.5 lb/bbl de bentonita (22.5 gramos de bentonita en 350 centímetros cúbicos de agua). Atapulgita • Contenido máximo de humedad del 16% • Residuo de un tamiz de 200 mesh no más del 8% • Una suspensión de 20 gramos en 350 mililitros de agua de cloruro de sodio saturada, luego de una mezcla de 20 minutos, debe dar una lectura mínima de 30 a 600 RPM. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 56 - tecnología de los fluidos de perforación PREPARACIÓN Y TRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Como consecuencia de los adelantos realizados en los últimos años en el campo de la tecnología de lodos, se ha desarrollado cierta tendencia a considerar esa tecnología el curalotodo de los problemas de perforación. Esta es una idea errónea porque los efectos de un buen lodo pueden anularse por una práctica de perforación equivocada. Hacer hoyo es todavía una función del perforador y sus mejores herramientas son aún la barrena, lá tasa de bombeo, la rotación de la mesa y el peso sobre la barrena. El lodo adecuado es un adjunto o auxiliar importante de la perforacion y el mantenimiento del fluido significa que todo lo que a ello concierne debe manejarse tan inteligentemente como sea posible y no anular sus efectos con prácticas erróneas. En la selección de un fluido se deben tomar en consideración ciertos criterios, como: inestabilidad del hoyo, daño a la formación y contaminación ambiental y en su preparación y tratamiento: tiempo, tipo de formación y tasa de penetración. La densidad, la presencia de gas, la clase de bombas, la capacidad de los tanques, los equipos de mezcla, el ciclo del lodo, la dureza del agua, entre otros, son factores influyentes en la escogencia del material a mezclar. Igualmente, el orden de mezcla es importante, particularmente cuando se preparar emulsiones inversas o se prehidrata bentonita. El orden a seguir para prehidratar la bentonita es diluir primero la soda cáustica en el agua libre de calcio y magnesio y luego agregar la bentonita. Si se procede al contrario, es decir, primero la bentonita y luego la soda cáustica, se produce una floculación instantánea. Este procedimiento sólo es recomendable cuando se desean preparar píldoras viscosas. En el campo la bentonita se debe agregar en forma prehidratada y no seca, para lograr su mayor rendimiento. Es imprescindible mantener una buena agitación durante el tiempo máximo posible para lograr su hidratación y dispersión total. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 57 - tecnología de los fluidos de perforación El tratamiento de un fluido pueden ser: • • Químico Mecánico El tratamiento químico consiste en agregar sólidos y/o líquidos para ajustar propiedades y mantener las condiciones del fluido. Además del agua, la arcilla y del material de peso, hay aditivos químicos que son parte integral de casi todos los lodos de base acuosa. Muchos de estos aditivos tienen la misma composición y sólo difieren en el nombre comercial. Por lo general, se agrupan en diferentes categorías y tienen como función principal la de proveer: • • • • • • • • • • Densidad Viscosidad Control de filtración Control de reología Control de pérdida de circulación Modificación de la tensión interfacial Lubricación Floculación Estabilización de Lutitas Protección contra la corrosión Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 58 - tecnología de los fluidos de perforación ADITIVOS QUÍMICOS DENSIFICANTES Son materiales no tóxicos ni peligrosos de manejar que se usan para dar y mantener la densidad del fluido. Con la densidad se controla la presión de la formación y en consecuencia los derrumbes en áreas que han sido tectónicamente activas. Cualquier sustancia que posee una densidad más alta que e! agua y se puede agregar a un sistema, sin afectar en forma adversa sus propiedades, puede ser utilizado como un densificante. MATERIA FÓRMULA QUÍMICA GRAVEDAD ESPECIFICA Galena Hematíta Magnetita Barita Siderita Dolomita Calcita SPb Fe2Q3 Fe304 SO4Ba CO3Fe CO3Ca CO3Mg CO3Ca 7.477 4.9-5.3 5.0-5.2 4.2-4.5 3.7-3.9 2.8-2.9 2.6-2.8 VISCOSIFICANTES Estos productos mejoran la capacidad de acarreo y suspensión de los fluidos. Sin embargo, no todos los viscosificadores potenciales van a brindar un acarreo efectivo y económico del hoyo y tampoco se hallan totalmente a salvo de las interferencias mecánicas y químicas del medio ambiente. Los materiales más utilizados son las arcillas y los polímeros. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 59 - tecnología de los fluidos de perforación CONTROLADORES DE FILTRADO Estos son agentes que disminuyen la cantidad de agua que pasa hacia la formación permeable cuando el lodo es sometido a una presión diferencial. El filtrado se controla a través de dos mecanismos diferentes: mecánico y químico. El mecánico consiste en formar un revoque poco permeable con bentonita o un ponteo o sello con carbonato de calcio y el químico, en incrementar la viscosidad de la fase líquida con almidones o polímeros. MATERIALES DE CONTROL REOLÓGICO La reología se logra controlar mediante la concentración del viscosificante primario que se utiliza en el sistema. Sin embargo, cuando no se puede lograr un control efectivo de la reología mediante el uso de estos productos, se deben, utilizar materiales adelgazantes, dispersantes o defloculantes. Estos materiales son aniónicos y se adhieren a las partículas de arcilla haciéndolas más negativas. El efecto es el reducir las fuerzas de atracción, incrementar la dispersión, y por lo tanto, reducir la resistencia al flujo. La función secundaria de estos materiales es la de reducir la filtración, disminuir el espesor del revoque, contrarrestar el efecto de las sales disueltas en el sistema y minimizar el efecto del agua en las formaciones que se están perforando. También pueden ayudar al emulsionar el aceite y el agua y estabilizar las propiedades del lodo a las elevadas temperaturas del fondo. Los materiales más frecuentemente utilizados son los lignitos y los lignosulfonatos. Los los lignitos son bastante efectivos para controlar filtrado a altas temperaturas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 60 - tecnología de los fluidos de perforación MATERIALES ALCALINOS Son materiales que se utilizan para mantener un rango de pH que asegure el máximo desempeño de los otros aditivos empleados en la formulación de los lodos acuosos. El control exitoso de un fluido de perforación base agua depende en gran medida del pH del medio ambiente. La detección de muchos contaminantes, el cemento entre ellos, depende del control y conocimiento de los valores de alcalinidad y del pH del lodo. Esto afectará la solubilidad o la precipitación de materiales tales como polímeros, lignosulfonatos entre otros. Entre los materiales más frecuentemente usados para controlar pH están la soda cáustica (NaOH) y la potasa cáustica (KOH). MATERIALES PARA CONTROLAR PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN • Estos materiales son utilizados para minimizar o anular las pérdidas de fluido que pueden producirse en una operación. SURFACTANTES Son materiales que modifican la tensión interfacial entre dos medios, que puede ser sólido/sólido, sólido / líquido, entre otros, y pueden actuar como emulsificantes, humectantes, detergentes, antiespumantes, entre otros. Muchos de los surfactantes tienen doble función como por ejemplo emulsionar y cambiar la humectabilidad. LUBRICANTES Hay una gama muy amplia de materiales que se utilizan con el propósito de reducir el arrastre y el torque en las operaciones de perforación. Existen lubricantes químicos y mecánicos. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 61 - tecnología de los fluidos de perforación Estos productos se incorporan en el revoque o cubre las superficies metálicas con una película protectora. Esta modificación reduce de una manera efectiva la fricción entre la sarta y la pared del hoyo. FLOCULANTES Estos materiales encapsulan los sólidos del sistema haciendo más efectiva su remoción. Mediante el descarte de estos sólidos se pueden controlar las propiedades reológicas de los fluidos. La cal, los asfaltos, los polímeros, entre otros, son algunos floculantes usados en perforación. ESTABILIZADORES DE LUTITAS Se utilizan agentes especiales para estabilizar formaciones de lutitas sensibles al agua mediante la inhibición de las características de hidratación y la dispersión de los minerales arcillosos en el sistema. La hidratación de las arcillas y el alivio de las tensiones residuales de las mismas contribuyen a la inestabilidad y derrumbe del hoyo. La hidratación y dispersión de los sólidos arcillosos causan altas viscosidades. Dependiendo de la naturaleza de cada formación hay un número de productos diferentes que se pueden utilizar. Entre los materiales más frecuentemente usados para estabilizar lutitas se incluyen asfaltos, cloruro de calcio, polímeros naturales o sintéticos de alto peso molecular. ANTICORROSIVOS La corrosión de la sarta de perforación ocurre a consecuencia de la acción de agentes como oxígeno, CO2 y H2S. También existen otras substancias químicas que pueden crear un potencial eléctrico espontáneo. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 62 - tecnología de los fluidos de perforación El oxígeno se halla siempre presente en los fluidos de perforación, introduciéndose en el sistema durante la mezcla y el mantenimiento del mismo. Un contenido de unos pocos ppm puede causar una severa corrosión si no se toman las precauciones necesarias. Hay áreas donde el oxígeno se concentra formando cavidades de corrosión conocidas con el nombre de pitting. El minimizar la entrada de aire en la superficie es el mejor método para combatir la corrosión por oxígeno. Para ello se recomienda el uso de mezcladores que estén sumergidos para asegurar que la descarga del equipo de control de sólidos sea por debajo del nivel de flujo. Si hay problemas de oxígeno se deben usar secuestradores para poder removerlo de una manera efectiva. Los agentes más utilizados son sales solubles de sulfito y de cromato. Si no es posible el uso de los secuestradores se pueden utilizar agentes que forman una película fina sobre la superficie del acero evitando un contacto directo entre el acero y el oxígeno. La remoción del H2S se logra con materiales de zinc los cuales forman sulfuros insolubles. BACTERICIDAS Los organismos microscópicos como bacterias, algas y hongos pueden existir en los lodos bajo diversas condiciones de pH. Como la mayoría de los fluidos de perforación contienen materiales orgánicos que son susceptibles a la degradación, la aplicación de estos productos va a inhibir o eliminar la reproducción y el crecimiento de bacterias y hongos. Los bactericidas se dividen en dos grandes categorías que son: oxidantes y no oxidantes. Los no oxidantes son los que se utilizan en los fluidos de perforación. Entre ellos se hallan los siguientes: sulfuros orgánicos, aminas cuaternarias, aldehidos. De estos, el más usado es el aldehido. Su concentración normal es de 1-5 galones por cada 100 barriles de lodo. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 63 - tecnología de los fluidos de perforación PRECIPITANTES Son aditivos que se agregan al sistema con el propósito de remover componentes solubles mediante una reacción que los convierte en un precipitado insoluble. Los carbonatos se remueven de los fluidos de perforación mediante la adición de cantidades calculadas de cal o yeso. El calcio, a su vez, se trata con adiciones controladas de soda ash. El magnesio se remueve elevando el pH a más de 10 con soda cáustica. MINERALES Estos materiales se explotan como minerales y se utilizan prácticamente sin modificación, sin otro procedimiento que su clasificación, secado y molienda. Esto es en contraste con los otros productos que requieren modificación o deben ser especialmente manufacturados. Entre ellos están la Barita, la Bentonita, etc Barita Es Sulfato de Bario (BaSO4) natural, contiene generalmente 65.7% de BaO y 34.3% de S03. La gravedad específica de la barita comercial se ve reducida por la presencia de impurezas como cuarzo, calcita, anhidrita etc. Al tener la barita contaminación con un mineral de hierro, la gravedad específica tiende a aumentar El color del mineral varia de gris claro a marrón. La barita se origina en ambientes sedimentarios y en rocas ígneas y metamórficas. Los depósitos comerciales de barita se encuentran como depósitos residuales, llenando cavidades o como formaciones. Una vez que se identifica un yacimiento se debe hacer un estudio intensivo para determinar sus propiedades. Una barita comercial debe tener una gravedad específica de por lo menos 4.2 y contener menos de 250 ppm calcio. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 64 - tecnología de los fluidos de perforación Como la barita pura tiene una gravedad específica de 4.2 el mineral puede permitir una contaminación de hasta 15% sin disminuir su gravedad específica por debajo de 4.2. El mineral es insoluble en agua y no reacciona con los otros componentes del fluido de perforación. El tipo y cantidad de los contaminantes es lo que va a determinar si puede ser usada en la formulación de un fluido de perforación. La presencia de minerales de arcilla causan viscosidades excesivas. El yeso y los carbonatos también pueden impedir su uso comercial. Los minerales como ¡a pirita pueden oxidarse y formar sales solubles que afectaran en forma adversa las propiedades del fluido. Para contrarrestar los efectos de los posibles contaminantes se mezcla, a veces, la baritina con pequeñas cantidades de fosfatos tales como TSPP o SAPP. Esta operación se realiza durante el proceso de molienda. El TSPP es básico (pH 10) y tóxico, mientras que el SAPP es ácido (pH 4.8) y no tóxico. Algunas empresas consideran que la barita está contaminada por carbonatos cuando contiene más de 3000 ppm. Sin embargo, API no establece ninguna especificación al respecto. La barita se utiliza para lograr densidades de hasta 20 lb/gal tanto en lodos base agua como en lodos base aceite. Al lograrse densidades de ± 19 lb/gal, los valores reológicos resultan muy elevados, debido al alto contenido de sólidos. Por ello, resulta bastante difícil controlar la viscosidad del lodo. En este caso es recomendable utilizar hematita en lugar de barita. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 65 - tecnología de los fluidos de perforación MINERALES DE HIERRO Este grupo incluye a todos los minerales que contienen hierro como el componente dominante. Entre ellos podemos mencionar: hematita, magnetita, siderita CARBONATO DE CALCIO El carbonato de calcio se utiliza como densificante y como agente para controlar pérdida de circulación en formaciones productoras de hidrocarburos. El producto no daña la formación y es completamente soluble en ácido clorhídrico al 15%. El tamaño de las partículas varía de 130 micrones, siendo su gravedad específica de 2.7. Este producto procede del mármol molido a diferente granulometría. Se dispersa con mayor facilidad que la barita en lodos base aceite. La máxima densidad que puede lograrse con este material es de 2 lb/gal por encima del peso original. El carbonato de calcio dolomítico tiene propiedades similares al carbonato de calcio de origen cálcareo, pero es más resistente a la degradación (atricción) y de mayor gravedad especifica. SULFURO DE PLOMO Galena (SPb) con una gravedad específica de 7.4 - 7.7, se utiliza solamente para preparar píldoras de alta densidad con el fin de controlar presiones muy altas, siendo este producto caro y muy tóxico. La máxima densidad que se puede obtener es de 30 lb/gal y se requieren 1200 libras de galena para preparar un barril del fluido. SALES SOLUBLES Se utilizan en la formulación de las salmueras, que son fluidos libre de sólidos. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 66 - tecnología de los fluidos de perforación Algunas de las sales tales como el cloruro de potasio y el cloruro de calcio tienen el doble propósito de incrementar la densidad e inhibir las formaciones lutíticas sensibles al agua. TANINOS Son productos solubles en agua de muy bajo pH . (3.8) y peso molecular, se extraen del quebracho por medio de agua caliente a presión. El agua se evapora y se recupera una pulpa espesa, la cual se mezcla con arcilla o carbonato de calcio para evitar que el material se solidifique. La estructura del material es compleja y cambiante. LIGNOSULFONATOS Son aditivos mucho más versátiles, los cuales trabajan bien en todos los lodos de base acuosa y a todos los niveles de pH. Estos aditivos resisten temperaturas de 400 a 500 oF. (204 a 260 oC) cuando se exponen durante cortos períodos de tiempo. De lo contrario, no resisten más de 300 °F (149 °C). En este caso se degradan y dan lugar a la formación de C02 y H2S. (gases ácidos). El pH natural de los lignosulfonatos es 7. Sin embargo, se logra aumentar el pH a 10.5 pretratándolos con soda cáustica, de esta manera disminuye la necesidad de usar soda cáustica en la formulación del lodo. Estos productos desfloculan a los lodos base agua al neutralizar las cargas eléctricas de las arcillas, o sea, se adhieren a las partículas de bentonita incrementando la carga superficial de las mismas a niveles de pH entre 9 y 10, lo cual causa una repulsión entre esas partículas y en consecuencia una desfloculación del lodo. Los lignosulfonatos de bajo peso molecular tienen mayor acción adelgazante que los de alto peso molecular, pero son menos efectivos en el control del filtrado y viceversa. Sin embargo, ambos resultan solubles cuando contienen un mínimo de 3.5% de sulfonato. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 67 - tecnología de los fluidos de perforación LIGNITO Su función principal es la de controlar filtrado y servir como estabilizador de las propiedades de! lodo base agua a altas temperaturas. Este material es un lignito oxidado y su nombre se aplica a todos los lignitos oxidados que tienen un contenido del 80% de. ácido húmico. Este ácido se halla estrechamente asociado a compuestos de carboxil. Los pesos moleculares varían entre 300 y 4000. El mineral se explota en cielo abierto dejándolo secar para que su contenido de humedad sea reducido a un 15 ó 20%. Finalmente se muele el producto. Los lignitos son menos solubles que los lignosulfonatos por carecer del grupo sulfonato. Sin embargo, su solubilidad ha sido mejorada pretratándolos con soda cáustica en una relación de 6/1. Esto hace que los lignitos se disuelvan en una forma más completa que los lignosulfonatos. Los lignitos son solubles a un pH entre 10.5 y 11, mientras que los lignosullonatos se disuelven de una manera más lenta pero sobre un rango de pH más amplio. Los lignitos pueden ser sencillos o complejos. Los sencillos son poco solubles y se usan por lo general en lodos de bajo pH. Los lignitos complejos eran pretratados con cromo para extender el rango de temperatura y se usaban en combinación con los lignosulfonatos para completar su efectividad y compensar los efectos nocivos de la temperatura sobre las propiedades del lodo. Sin embargo, el cromo está fuera de uso por el peligro que representa para la salud. El lignito es naturalmente ácido (pH 5) y no posee buenas propiedades adelgazantes en lodos con elevado contenido de calcio. Tampoco adelgaza lodos salados debido a la ausencia de grupos funcionales fuertes como sulfonato o sulfato. Su estabilidad a altas temperaturas es mejor que la de cualquier adelgazante. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 68 - tecnología de los fluidos de perforación Las altas temperaturas ayudan a la solubilidad del lignito. De hecho, cuando se agregan en altas concentraciones (10-15 lb/bbl) se origina un sistema coloidal que forma un revoque impermeable. Los lignitos se usan, por lo general, en sistemas de pH de normal a alto y en lodos de cal. El producto es compatible con todo tipo de adelgazante y los fluidos tratados con lignito muestran una mayor tolerancia a los influjos del agua salada Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 69 - tecnología de los fluidos de perforación ADITIVOS INORGÁNICOS DE USO COMÚN Hidróxido de Sodio o Soda Cáustica. - NaOH - pH 13. Se usa para dar y mantener pH. Disminuye la solubilidad de la mayoría de las sales de calcio. Es irritante fuerte y delicuescente, absorbe humedad. Bicarbonato de Sodio. - NaHCO3 - pH 8.4. Se utiliza para tratar contaminaciones de cemento en lodos base agua. Carbonato de sodio o Soda Ash. - Na2CO3 - pH 11.6. Se usa para tratar el calcio de formación y eliminar la dureza del agua. Hidróxido de Potasio o Potasa Cáustica KOH – Se utiliza para el control del pH de los lodos base potasio. Da Ph y suministra potasio, utilizado como un inhibidor de lutitas. Cloruro de Potasio. - KCI Se usa para formular lodos a base de KCI y salmueras hasta 9.7 lb/gal. Además, da inhibición a través del ion potasio. Cloruro de Sodio. - NaCI Sal cristalina. Se utiliza en sistemas salados o saturados y en la preparación de fluidos de completación con una densidad hasta 10 lb/gal. Cloruro de Calcio. - CaCI2 Se aplica principalmente en los fluidos de completación con una densidad hasta 11.6 lb/gal. Se utiliza en las emulsiones inversas para lograr un balance de actividad entre el lodo y la formación, cuando se perforan lutitas sensibles al agua. Es delicuescente por absorber vapor de agua del aire y disolverse en él. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 70 - tecnología de los fluidos de perforación Bromuro de Calcio. - CaBr2 Su principal aplicación se encuentra en la preparación de salmueras de alta densidad. (15.1 lb/gal). Se usa en combinación con CaCI2. Bromuro de Zinc.-Zn Br2 Usado en combinación con CaCI2 y CaBr2 para preparar salmueras pesadas (19.1 - lb/gal). Hidróxido de Calcio o Cal Hidratada - Ca(OH)2 - pH 12 Es un irritante de la piel. Se aplica en la preparación de lodos calados y en el tratamiento de contaminaciones de Carbonatos y Bicarbonatos. Óxido de Calcio o Cal Viva. - CaO Es un fuerte irritante de la piel y produce un calor intenso cuando se mezcla con agua. Se utiliza en los lodos base aceite para formar jabones cálcicos. Sulfato de Calcio o Yeso. - CaSO4 2H20 . pH 6 Es un polvo cristalino soluble en agua. Se Utiliza para preparar lodos a base de yeso y para tratar, al igual que la cal, las contaminaciones de CO3 y HCO3 Bisulfito de Amonio. - NH4HSO3 Se usa disuelto en agua como un secuestrador de oxígeno. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 71 - tecnología de los fluidos de perforación ADITIVOS ORGÁNICOS USADOS PARA CONTROLAR FILTRADO CMC (Carboxi-Metil-Celulosa) Polímero aniánico que dísminuye la pérdida de agua al formar una película o envoltura alrededor de las partículas de arcilla, a las cuales se adhiere con facilidad. Una limitación del CMC es que su efectividad disminuye al aumentar la salinidad del lodo (50000 ppm CI) y se precipita con calcio y magnesio al incrementar el pH del sistema. Entre las ventajas que ofrece este producto están la de no sufrir degradación bacteriana como el almidón y la de ser estable a temperaturas cercanas a los 250 °F. No obstante, se degrada en ambiente ácido con pH inferior a 6 y temperatura por debajo de los 140 °F. En el mercado existen tres grados de CMC: el técnico o de-baja viscosidad, el regular o de viscosidad media y el puro o de alta viscosidad. El de baja viscosidad se utiliza para reducir la pérdida de agua en lodos pesados. El CMC es un polímero muy versátil y ampliamente utilizado. Requiere un rango de pH entre 8.5-9.5 para lograr su óptima solubilización. El CMC se mezcla a través del embudo a razón de 30 a 45 minutos por saco, aproximadamente. CYPAN Poliacrilato de sodio. Este producto no sufre degradación bacteriana y es termalmente estable a temperaturas de 250 °F. Sin embargo, es afectado adversamente si el calcio soluble es aproximadamente igual a 100 ppm. Esta limitación impide su uso en lodos a base de cal, yeso, agua salada o cualquier otro tipo de lodo donde la concentración de calcio soluble sea alta. Todo poliacrilato de sodio está limitado por el ion calcio. Por esta razón, se debe utilizar soda ash para controlar cuidadosamente el calcio en solución y tratar de mantenerlo por debajo de 100 ppm. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 72 - tecnología de los fluidos de perforación DRISPAC Polímero celulósico polianiánico que se dispersa fácilmente en los lodos de base acuosa. Está disponible en dos grados de viscosidad: Regular y Superlo. El primero es de cadenas largas que da viscosidad en lodos con alto contenido de sólidos, mientras que el segundo es de cadenas más cortas, por lo cual produce menos viscosidad. Este polímero controla la pérdida de agua con un aumento mínimo de la viscosidad en comparación con el Drispac Regular. Por lo general, la viscosidad de un lodo con un alto contenido de sólidos difícilmente disminuye cuando se agrega un polímero. Sin embargo, si se agrega primero una pequeña cantidad de Drispac Superlo a un lodo con un alto contenido de sólidos, se puede agregar el Drispac Regular con un aumento mínimo de la viscosidad. ALMIDÓN Polímero natural no iónico cuya función primaria es la de proveer control de filtración, especialmente en lodos salados y en sistemas catiónicos. Como función secundaria está la de proporcionar viscosidad. El almidón sufre degradación por: temperatura, agitación y ataque bacteriano. Además, precipita con calcio al ser agregado al mismo tiempo que se esté adicionando soda cáustica. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 73 - tecnología de los fluidos de perforación CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN FLUIDOS DE PERFORACIÓN FLUIDOS CONVENCIONALES FLUIDOS NO CONVENCIONALES BASE AGUA BASE ACEITE AIRE NEBLINA AIREADO ESPUMA Los convencionales son usados para perforar formaciones donde las densidades varían entre 6 y 20 lb/gal y los no convencionales cuando es necesario perforar con una densidad menor de 6 lb/gal, equivalente a un gradiente de presión subnormal menor a 0.312 psi/pie. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 74 - tecnología de los fluidos de perforación FLUIDOS BASE AGUA fase continua: agua formación aceite sólido Un fluido base agua es aquel cuya fase continua es agua. El aceite adicionado a un fluido base agua forma parte de la fase dispersa, se comporta como sólido suspendido. Los fluidos base agua pueden disperso, no disperso, inhibidos y no inhibidos. Los dispersos contienen adelgazantes químicos y los no dispersos no. Los inhibidos tienen iones inhibidores de lutitas y los no inhibidos no. De hecho, un lodo disperso no inhibido es aquel que contiene adelgazantes químicos, pero no tiene ningún tipo de ion inhibidor. El potasio (K) es el ion más usados para inhibir arcillas, por su reducido tamaño y su baja capacidad de hidratación. La fuente suplidora de potasio más común es el Cloruro de Potasio (KCL). Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 75 - tecnología de los fluidos de perforación FLUIDO BASE AGUA NO DISPERSO NO INHIBIDO INHIBIDO NO INHIBIDO DISPERSO INHIBIDO AGUA-GEL POLIMÉRICOS/KCl LIGNOSULFONATO CÁLCICOS EXTENDIDOS MMH/KCl CALINOS POLIMÉRICOS POLIGLICOLES/KCI SISTEMA DE BAJA DENSIDAD CON KCl SALINOS PERFORAR COMPLETAR SISTEMAS DE SALES SELECCIONADAS POR TAMAÑO (SISTEMA DRILL-IN) SALES DE FORMIATOS SALMUERAS (SODIO) (POTASIO) (CESIO) (SODIO) (POTASIO) (CALCIO) Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 76 - tecnología de los fluidos de perforación FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA DE USO COMÚN Lignosulfonatos Calinos Polímeros Viscoelásticos Baja densidad Salinos FLUIDOS LIGNOSULFONATO Estos fluidos son dispersos no inhibidos a base de bentonita, la cual es agregada en forma prehidratada para lograr mayor capacidad de transporte y suspensión y obtener revoques de calidad, es decir, delgados, flexibles, poco permeables y altamente compresibles que resultan muy efectivos en el control del filtrado. Los fluidos lignosulfonatos se utilizan para perforar formaciones superficiales deleznables altamente permeables que se estabilizan con revoque y peso. Estos fluidos se formulan con soda cáustica, bentonita y adelgazantes químicos, lignosulfonatos y lignitos.Trabajan a alto pH, por lo que requieren del agregado diario de soda cáustica para mantenerlo entre 9.5 y 11.5 y se caracterizan por ser muy sensibles a la acción de cualquier contaminante. En condiciones normales de perforación, estos fluidos funcionan bien en una relación de concentración de 2 a 1, es decir que por cada dos libras de lignosulfonato se agrega una libra de lignito, pero a medida que aumenta la temperatura y con el fin de lograr un mejor control del filtrado, es aconsejable invertir la relación. Estos productos son poderosos adelgazantes, al extremo de que un exceso de lignosulfonato inhibe por completo al sistema y causa la formación de espuma. En estos casos el fluido adquiere un color bastante renegrido y al igual que el filtrado. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 77 - tecnología de los fluidos de perforación FLUIDOS CALINOS Estos fluidos son dispersos inhibidos a base de cal. Se utilizan para perforar arcillas hidratables del tipo gumbo y se caracterizan por: a) presentar viscosidades mas bajas que un fluido disperso de la misma densidad b) ofrecer mayor tolerancia a los sólidos que cualquier sistema disperso. De acuerdo al Pf y al exceso de cal, pueden ser: Alcalinidad Baja Intermedia Alta Pf (cc) 0.8 @ 2.0 2.0 @ 5.0 5.0 @ 10 Exceso de cal (lpb) 0.8 @ 2 2.0 @ 5 5.0 @ 15 El exceso de cal se calcula con base a la siguiente fórmula: Exceso de cal (lb/bbl) = 0.26 (Pm – Fw Pf) Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 78 - tecnología de los fluidos de perforación Este tipo de fluido se desempeña muy bien en temperaturas de 250ºF-300 ºF, y si en su formulación contiene un estabilizador térmico podrá soportar hasta 400 ºF, conservando así la cadena de polímeros y controlando la invasión del fluido a la formación. El sistema se obtienen mediante el proceso de “breakover” convirtiendo la arcilla sodica a cálcica. El calcio, por ser bivalente tiene mayor energía de enlace que el sodio, de modo que durante el reemplazo de iones, sodio por calcio, las plaquetas de arcillas se mantienen unidas y el agua adsorbida se libera. De esto resulta una reducción en el tamaño de las partículas y un aumento en el volumen del agua libre, con la correspondiente reducción en la viscosidad. Este fenómeno permite mantener mayor cantidad de sólidos con una viscosidad y una resistencia de gel mínimas. Los lodos tratados con calcio tienen varias ventajas y desventajas con respecto a los lodos convencionales de agua dulce y bajo pH. Ventajas 1.- Por sus características inhibitorias son capaces de mantener baja viscosidad resistencia de gel con alta tolerancia de sólidos. Esto los hace particularmente aplicables a los sistemas de lodos densificados. Se pueden tener así densidades máximas con mínimas viscosidades. 2.- Estos lodos permiten perforar hoyos más estables a través de formaciones de lutitas difíciles, disminuyendo los problemas de hoyos inestables y de lutitas desprendibles. El incremento en los sólidos de baja gravedad se minimiza también, debido a la característica inhibitoria del ambiente cálcico. 3.- Son resistentes anhidrita. a las contaminaciones habituales: sal, cemento y 4.- El problema de hinchamiento de arcillas disminuye y en por lo tanto disminuye el daño a la formación. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 79 - tecnología de los fluidos de perforación Desventajas 1.- El aumento de viscosidad del lodo durante la conversión puede causar daño en el pozo. 2.- Antes de la conversión, la concentración de sólidos debe ser baja. Esto pone cierto límite a la conversión de lodos de elevadas densidad, a menos que se haga por etapas. 3.-Las temperaturas superiores a 300oF pueden causar una seria gelificación, pudiendo llegar a la cementación. Esta es causada por alta alcalinidad, calcio soluble y sólidos elevados que forman un cemento alúmino-silíceo. Para lograr la estabilidad en estos sistemas, se recomienda: • Mantener pH del con soda cáustica (NaOH) entre 11.8 y 12.4 • Mantener el calcio entre 180 – 300 mg/L • Prehidratar el lignosulfonato en el tanque de píldora, antes de agregarlo al sistema. Esto mismo aplica para la cal en el barril químico • Mantener exceso de Cal entre 6 a 8 lpb, dependiendo si el fluido es de medio o alto rango de alcalinidad. POLÍMEROS Son coloides orgánicos de cadena larga que se utilizan para viscosificar, controlar filtrado, adelgazar o encapsular sólidos. Son sustancias compuestas por unidades estructurales o monómeros que se repiten en cadena mediante un proceso de polimerización. Estos monómeros pueden ser iguales o diferentes. Si son iguales el producto es un homopolímero, pero si son diferentes el producto es un copolímero. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 80 - tecnología de los fluidos de perforación El peso molecular es proporcional al grado de polimerización y corresponde al número de monómeros en el polímero. Tanto las propiedades físicas como las químicas son controladas principalmente por el peso molecular y dependen, además del tipo de monómero, de la cantidad de ramificaciones y del tipo de modificaciones químicas de los diferentes grupos de polímeros. Estructuralmente, el polímero puede ser lineal o ramificado. Los lineales son más susceptibles a la degradación mecánica que los polímeros ramificados pero son más resistentes a la degradación termal. Los polímeros constituyen, por lo general, sistemas no dispersos y se clasifican de acuerdo a su origen, estructura y utilidad. POLIMERO ORIGEN ESTRUCTURA UTILIDAD NATURAL MODIFICADO SINTETICO QUIMICA FISICA VISCOSIFICANTES ALMIDON HEC PHPA IONICO NO IONICO FLOCULANTES SIMPLES COMPLEJOS ESTABILIZANTES ANIONICO ANIONICO REDUCTORES DE FILTRADO CATIONICO CATIONICO ADELGAZANTES ANFOTERICO Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 81 - tecnología de los fluidos de perforación Según su origen, los polímeros se clasifican en: • • • Naturales Modificados Sintéticos • Naturales.- Estos polímeros se originan de una forma natural y no requieren de cambios químicos en el proceso de manufactura. Se usan ampliamente, debido a consideraciones económicas. Generalmente, son hidrocoloides, es decir, polímeros que no forman una solución verdadera. Estos, en lugar de hacerse solubles en el agua, se hidratan e hinchan. Almidón, Goma Guar y XCD son ejemplos de este grupo. • Modificados.- Los polímeros modificados son alterados químicamente con el fin de mejorar su tolerancia a la sal, su solubilidad y su estabilidad térmica. El HEC es un buen ejemplo de este grupo. Este polímero es no iónico, ideal para viscosificar salmueras. Posee excelentes propiedades tixotrópícas y de adelgazamiento, pero carece de punto cedente y fuerza de gel. • Sintéticos.Estos polímeros son elaborados haciendo reaccionar un monómero repetidas veces para poder formar un homopolímero. También se pueden hacer reaccionar-monómeros diferentes para formar un copolímero. Las posibilidades de formar polimeros sintéticos son limitadas, pero muchas veces el costo es prohibitivo. Los poliacrilatos y las poliacrilaminas son polímeros sintéticos típicos solubles en agua. Hay que tomar en cuenta que el Almidón es más barato que el HEC y éste, a su vez, es más barato que los poliacrilatos pero, los polímeros sintéticos son más baratos libra por libra. Desde el punto de vista de su estructura química existen dos grupos: los que se derivan de la celulosa y los que se derivan de los alcoholes y de acuerdo con su estructura física se tienen los iónicos y no iónicos. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 82 - tecnología de los fluidos de perforación Los polímeros iónicos son los que poseen cargas eléctricas. Estos grupos se ionizan en agua y el tipo de carga que van a desarrollar va a determinar su utilidad. A su vez, los polímeros iónicos pueden ser: • • • Aniónicos Catiónicos Anfotéricos Los aniónicos tienen cargas negativas y los catiónicos cargas positivas. La mayoría de los polímeros utilizados en perforación son aniónicos, como CMC ( Carboxi – Metil - Celulosa), PAC (Celulosa – Poli - Aniónica). Los polímeros catiónicos tienen cargas positivas y con frecuencia son del tipo amina.. Estos polímeros tienden a flocular a las arcillas y tienen mayor capacidad para encapsular que los aniónicos. Se adhieren a las superficies o caras de las arcillas, donde predominan las cargas negativas, desplazando algunos cationes y moléculas de agua. La adsorción es rápida e irreversible. Estos polímeros precipitan instantáneamente cuando se mezclan con polímeros aniónicos y sus principales limitaciones son: estabilidad térmica, costo y control de reología. Entre algunos polímeros catiónicos comerciales, se tienen: POLY KAT, CAT-I, MCAT Los polímeros anfotéricos poseen cargas positivas y negativas, a bajo pH funcionan como catiónicos y a alto pH funcionan como aniónicos. El KLA CURE II y el CLAY SEAL son algunos ejemplos de polímeros anfotéiicos de bajo peso molecular. Estos polímeros se derivan de las poliaminas y son poderosos deshidratadores y/o supresores de arcillas que trabajan con baja concentración de bentonita, por lo tanto requieren menor dilución. Son compatibles con polímeros aniónicos y catiónicos y normalmente se mezclan en concentración de 6 lb/bbl. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 83 - tecnología de los fluidos de perforación Los polímeros anfotéricos floculan los lodos con altos valores de MBT, causando excesiva viscosidad, de allí que solo se deben agregar cuando el lodo contenga baja concentración de sólidos reactivos; es decir, mínima cantidad de bentonita prehidratada (MBT < 12 lbIBbl). Esta limitación obliga a prestar mayor atención al control del filtrado, cuando se estén utilizando polímeros anfotéricos. ACCIÓN INHIBIDORA DE LOS POLÍMEROS ANIÓNICOS Y CATIÓNICOS La inhibición de las arcillas por los polímeros aniónicos y catiónicos depende en gran parte del tiempo, y es afectada por la degradación por corte que sufren los polímeros al pasar por las boquillas de la barrena. La atracción entre las cargas negativas del polímero aniónico y las cargas positivas existentes en los bordes de las plaquetas de arcilla, es ayudada por las fuerzas de Van der Waal’s. Estas fuerzan ayudan a mantener a las plaquetas de arcilla lo más cerca posible, evitando de esta forma que éstas se abran por la introducción de sales solubles provenientes de la fase acuosa, de manera que la capacidad de hidratación de las arcillas disminuye considerablemente. Los polímeros catiónicos poseen mayor densidad de carga que cualquier polímero aniónico y el mecanismo de inhibición depende prácticamente de un intercambio de iones permanente, es decir, las cargas positivas del polímero sustituyen a las cargas negativas localizadas en las caras o lados de las plaquetas de ardua, de modo que estas se vuelven completamente inertes, disminuyendo, por consiguiente, la demanda por agua. El potencial de hidratación de las partículas arcillosas, tanto en el caso de los polímeros aniónicos como en el caso de los polímeros catiónicos, es función del tiempo. En el caso de los polímeros aniónicos, las fuerzas de Van der Waal’s reducen la velocidad de hidratación y en el caso de los polímetros catiónicos la reducción obedece a que no todos los sitios negativos de las plaquetas de arcilla son neutralizados. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 84 - tecnología de los fluidos de perforación La mayoría de los polímeros aniónicos y catiónicos son sumamente sensibles a las temperaturas y se degradan con facilidad a temperaturas superiores a los 2500F, siendo prácticamente imposible controlar el filtrado. Los sistemas catiónicos utilizan en su preparación una salmuera, un viscosificador no iónico y un agente controlador de filtrado, que por lo general es un almidón modificado. Estos sistemas requieren alto mantenimiento debido a la rápida adsorción en las superficies de las partículas arcillosas, y tienen una toxicidad marina relativamente alta. Resultan más tóxicos cuando están libres que cuando son adsorbidos sobre las partículas sólidas. Los polímeros no iónicos no poseen cargas eléctricas o estas son muy débiles. No se ionizan pero se dispersan en el agua con facilidad, ya que son bastante hidrófilos, es decir, funcionan por hidratación e hinchamiento, desarrollando viscosidad y control de filtrado. Su solubilidad se verá afectada por la fuerza iónica o contenido electrolítico del medio. Algunos polímeros no iónicos contienen material sellante que puede ser soluble en ácido o en Hidrocarburos que ayudan al control del filtrado. Otros son puros y efectivos para viscosificar salmueras (sistemas libre de sólidos). Ejemplo típico de estos polímeros: HEC (Hidroxi-Etil-Celulosa), almidón. Polibrine, Perflow, Baravis, Galactasol, Xanvis, etc., FUNCIÓN DE LOS POLÍMEROS La función de los polímeros depende de su peso molecular De hecho, los de alto peso molecular viscosifican, encapsulan y estabilizan, los de peso molecular intermedio controlan filtrado y los de bajo peso molecular dispersan. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 85 - tecnología de los fluidos de perforación FACTORES QUE AFECTAN LAS PROPIEDADES Y LA ESTABILIDAD DE LOS POLÍMEROS Entre los principales factores que afectan las propiedades y la estabilidad de los polímeros se pueden destacar los siguientes: • Concentración y distribución de grupos funcionales ionizables A mayor número de grupos funcionales ionizables, mayor es la estabilidad del polímero en el agua. • Concentración del polímero Los polímeros necesitan agua libre para poder hidratarse. La falta de agua inhibe su habilidad de hidratarse y también su estabilidad sobre un largo período de tiempo. • Sales de solución La sal disuelta en el agua reduce la habilidad del polímero para dar viscosidad. Es decir, la adición de una sal a un polímero totalmente hidratado causa la reducción de la viscosidad. La sal deshidrata al polímero. Los polímeros altamente aniónicos son ineficaces para desarrollar viscosidad en aguas saladas. El calcio y el magnesio causan una precipitación rápida de los polímeros aniónicos con grupos carboxílicos mientras que, los polímetros escasamente aniónicos como el XCD se pueden utilizar en sistemas con calcio y magnesio. Los polímeros no iónicos, tales como el HEC y el POLY-SAL toleran más concentraciones de iones divalentes (Ca). Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 86 - tecnología de los fluidos de perforación • pH de la Solución El rango óptimo para la solubilización de los polímeros aniónicos es entre 8.5 y 9.5 La mayoría de los polímeros se degradan por acidez o bajo pH. Al aumentar el pH por encima de 9.5, se introducen más cargas negativas, lo que trae como consecuencia una repulsión electrostática que alarga al polímero disminuyendo la viscosidad. El pH del medio controla de una manera significativa la solubilidad de los polímeros como el HEC, ya que estos no tienen cargas eléctricas. Por lo tanto, los polímeros no iónicos encuentran una buena aplicación en los sistemas de salmueras. DEGRADACIÓN DE LOS POLÍMEROS • Las altas temperaturas causan en los polímeros alteraciones estructurales irreversibles. Las cadenas lineales favorecen la estabilidad termal pero son más susceptibles a la degradación mecánica. Las cadenas altamente ramificadas poseen más sitios para ataque y se degradan con una mayor facilidad. Los polímeros de mayor estabilidad termal son los de alto peso molecular. • Los polímeros sufren degradación mecánica por corte cuando pasan a través de las boquillas de la barrena y/o a través de los equipos de control de sólidos. El polímero XCD es considerado como el de mayor disminución de viscosidad por corte, entre la gran variedad de polímeros existentes. • La combinación de oxígeno. y altas temperaturas degradan en forma rápida las cadenas de los polímeros. Se hace necesario utilizar secuestradores de oxígeno para prevenir esta situación. Se recomienda correr anillos de corrosión para determinar en forma precisa la cantidad de aditivo a utilizar. • Ataques biológicos. Los polímeros naturales como los almidones no poseen una resistencia alta al ataque bacterial. Sin la presencia de bactericidas, los polímeros pueden ser totalmente degradados en un par de días. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 87 - tecnología de los fluidos de perforación SISTEMAS POLIMÉRICOS A BASE DE POLIACRILAMIDAS (PHPA) Las poliacrilaminas son polímeros sintéticos aniónicos de alto peso molecular. Se utilizan a bajas concentraciones para dar viscosidad y a alta concentración para estabilizar o encapsular. La acción encapsulante facilita la remoción del ripio de formación y minimiza el efecto de embolamiento de la mecha y la adhesión de las arcillas plásticas al ensamblaje de fondo (BHÁ). En la preparación inicial de los sistemas poliméricos a base de poliacrilamida ocurre un aumento rápido de viscosidad, presentando el lodo una apariencia de floculación. Esto es normal, pues resulta difícil lograr la conversión en una sola circulación. De todas maneras se debe continuar agregado poliacrilamida, aunque la viscosidad en los tanques sea alta. Para minimizar este problema se aconseja premezclar la poliacrilamida con gasoil antes de agregarla al sistema. Durante la perforación es posible que el lodo se flocule por exceso de sólidos arcillosos. En este caso se recomienda agregar algún adelgazante polirnérico en lugar de utilizar lignito o lignosulfonato. Los poliacrilatos aniónicos concentrados de sodio (SPA) son muy efectivos en estos casos. Cuando se trabaja con un lodo estable a base de poliacrilamida se cumplen por lo general las siguientes observaciones: • La reología entrando debe ser igual o invertida. Por el contrario , saliendo debe ser invertida (PC > VP). La viscosidad entrando debe ser mayor a la viscosidad de retorno. Sobre la zaranda los sólidos muestran una apariencia brillante. El filtrado debe ser viscoso y gomoso. • • • Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 88 - tecnología de los fluidos de perforación Estos resultados se obtienen siempre y cuando la concentración de poliacrilamida en el lodo sea la requerida. Por ello, de recomienda aplicar el método de extracción del amoniáco como único medio existente para conocer con exactitud esa concentración. La capacidad inhibitoria de las Poliacrilamidas se incrementan con el agregado del ion potasio. La combinación de la poliacrilamida con potasio es muy efectiva para perforar lutitas inestables con un alto contenido de arcillas hidratables. El ion potasio posee mayor capacidad inhibitoria que los iones de sodio, calcio o magnesio, por su baja energía de hidratación y por su reducido tamaño jónico (2.65 °A). Se demuestra que el ion potasio es efectivo tanto en el desplazamiento de cationes monovalentes (sodio) como de cationes divalentes (calcio). Esto es muy importante, ya que la mayoría de las lutitas hidratables son montmorillonitas sódicas. Como fuente primaria de potasio se utiliza KCL en concentración del 2% al 5% por peso. También se utiliza el K-52, fuente de potasio sin cloruro. El KOH suministra potasio y controla pH. Los lignitos potásicos K-17 y K-Lig se pueden usar para controlar filtrado, especialmente a altas temperaturas. Algunas poliacrilamidas contienen 30% de componente activo y 70% de aceite mineral. El 30% del componente activo es acrilato y el 70% acrilamida. SP-101 es un tipo de PHPA que contiene 70% de acrilato y 30% de acrilamida, mientras que el TAKLE contiene 100% de poliacrilato de sodio (SPA). VENTAJAS DE UTILIZAR POLÍMEROS LIQUIDOS 1.- Se pueden agregar por cualquier sitio donde exista agitación. 2.- Se acorta el tiempo de estabilización del lodo por su estado de solubilidad. 3.- Son más efectivos a corto tiempo. 4.- Hay menos pérdida por almacenamiento y manejo del producto. 5.- Se evitan la formación de los ojos de pescado 6.- No se requiere disponer de un obrero permanente para agregarlo Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 89 - tecnología de los fluidos de perforación SISTEMA POLIMÉRICO VISCOELÁSTICO Los fluidos viscoelásticos, conocidos también con el nombre de fluidos de reología específica o fluidos biopolimérícos, son fluidos pseudoplásticos, es decir fluidos cuyo comportamiento es independiente del tiempo y se caracterizan por tener propiedades viscoelásticas, son viscosos como un líquido y elásticos como un sólido. La viscoelásticidad es difícil de obtener en el campo y es el grado de deformación o esfuerzo elástico alcanzado por un fluido antes de iniciar su transformación de un estado casi sólido a un estado líquido, de ahí se tiene que un fluido viscoso se deforma o fluye al aplicarle tanto un esfuerzo como una deformación, pero no se recupera cuando se suspende la fuerza, mientras que un fluido elástico recupera su forma original al remover el esfuerzo, siempre y cuando la deformación no exceda el límite elástico del material. El aceite es un material puramente viscoso, en cambio las soluciones poliméricas presentan ambos componentes pero su grado de elasticidad es significativo., especialmente al sometérsele a bajas tasas de deformación, que es cuando realmente se necesita obtener un comportamiento pseudo - sólido para lograr suspensión. La mayoría de los fluidos utilizados en perforación tienen propiedades tanto pseudo - sólidas (elásticas) como pseudo - líquida (viscosas), pero solamente aquellos que tienen un esfuerzo cedente real junto con un alto grado de elasticidad relativa, son los que en verdad imparten alta viscosidad y alta capacidad de arrastre. Los fluidos víscoelásticos se caracterizan por dar altas viscosidades a bajas tasas de corte y desarrollar altos geles instantáneos pero frágiles y de fácil ruptura; además, ofrecen baja resistencia al flujo con mínima presión de bomba y exhiben un esfuerzo verdadero de cedencia elevado que indica la transición del estado casi sólido al estado casi líquido bajo condiciones de corte mínimo. Este esfuerzo es diferente al punto cedente de Bingham, el cual se obtiene por extrapolación y en base a las lecturas obtenidas a 600 y 300 RPM en un viscosímetro de campo. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 90 - tecnología de los fluidos de perforación Es evidente que los fluidos se desplazan en el espacio anular a velocidades menores de 60 RPM. Por ese motivo, el modelo plástico de Binghan no describe su comportamiento reológico a bajas tasas de corte. Los fluidos viscoelásticós se utilizan para perforar pozos direccionales y horizontales por su gran capacidad de acarreo y suspensión. Su capacidad de suspensión es tal que aún en condiciones estáticas minimiza la formación de lechos de ripio o camadas, que se forman usualmente en el punto de máxima desviación del pozo. Esta propiedad es medida a bajas tasas de corte con un viscosímetro Brookfield, instrumento que mide viscosidades a tasas inferiores a 3 RPM (5.1 seg.-1) y permite correlacionar las propiedades de suspensión de los sólidos con la viscosidad determinada a una velocidad de corte de 0.3 RPM (0.06 seg.-1.). Además de la LSRV existen otros procedimientos para determinar la capacidad de acarreo y suspensión de los fluidos viscoelásticos. Estos procedimientos están basados en : • Reogramas • Factores “n” y “K” • Tiempo de regresión Los reogramas son gráficas que relacionan el esfuerzo de corte con la tasa de corte para describir el comportamiento reológico de los fluidos a través del anular. Los factores “n” y “k” están relacionados con el perfil de flujo y la consistencia del fluido. De hecho, el factor “n” indica la habilidad pseudoplástica del fluido, se relaciona con el perfil de flujo del fluido en el anular y depende de la calidad del viscositicador, mientras que el factor “k” es el índice de consistencia o esfuerzo cortante de la viscosidad de un fluido correspondiente a una tasa de corte de un segundo reciproco. Este factor da una idea de la viscosidad del lodo y de la capacidad de acarreo a bajas velocidades de corte. Los fluidos pseudoplásticos se caracterizan por dar valores bajos de “n” y altos de”k” a bajas velocidades de corte. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 91 - tecnología de los fluidos de perforación El uso de los fluidos viscoelásticos, requiere mantener valores de “n” lo más bajo posible y al mismo tiempo mantener valores de “k” lo suficientemente alto como para proveer una buena capacidad de acarreo. Pruebas de campo y laboratorio,corridas a 100 y 3 RPM han determinado que para una concentración de 2 lb/bbl de biopolímero es posible obtener viscosidades Brookfleld por encima 40000 cP., valores de “n” menores de 0.2 y valores de “k” mayores de 10 dinas-seg-n/ 100 pies2. El procedimiento basado en el tiempo que tarda una muestra de lodo en regresar a cero o en permanecer estática luego de obtener los valores de viscosidad, también da una idea de la capacidad de acarreo y suspensión de los fluidos viscoelásticos. Este procedimiento llamado medida de relajamiento aplica para los viscosímetros de velocidades múltiples y señala que los fluidos con tiempo de relajamiento largo tienen mayores esfuerzos cedentes y por consiguiente tienen mayor capacidad de suspensión y acarreo. Esta afirmación puede ser corroborada posteriormente en el laboratorio con un viscosímetro Brookfield. Los fluidos viscoelásticos son sistemas sencillos y fáciles de preparar. Se preparan con agua fresa o salmuera no saturada y pocos aditivos químicos. Antes, de su preparación es preciso conocer las limitaciones y compatibilidades de sus componentes, para poder lograr un fluido estable. La salmuera se puede preparar con cualquier tipo de sal, todo dependerá del peso requerido y de la acción de inhibición deseada. El uso de la salmuera en la preparación de los fluidos viscoelásticos ofrece múltiples ventajas; en primer lugar no daña la formación por carecer de sólidos suspendidos, en segundo lugar aminora la pérdida de viscosidad que sufren los polímeros como consecuencia de las elevadas temperaturas y en tercer lugar, evita la precipitación del viscosificador cuando se hace necesario complementar la acción inhibitoria del fluido con una acrilamida catiónica. Es obvio el uso de antíespumante cuando se usa sal como componente del sistema. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 92 - tecnología de los fluidos de perforación En la preparación de los fluidos viscoelásticos no se utilizan arcillas comerciales como agente viscosificante y de control reológico sino un biopolímero no iónico tipo escleroglucan soluble en agua, producto de la fermentación aeróbica de un carbohidrato por el hongo “sclerotium filamentum”, que actua como viscosificador primario y un polímero de alto peso molecular que funciona como viscosificador secundario. Estos dos productos en sinergia desarrollan altísima viscosidades a bajas tasas de corte que incrementan significativamente la capacidad de acarreo y suspensión del fluido. La baja movilidad, producto de la alta viscosidad, ayuda a controlar el filtrado. La viscosidad embudo de este fluido es inmedible y sin embargo las pérdidas de presión a través del sistema de circulación son mínimas, lo que permite perforar con baja presión y alto caudal.. En consecuencia, el fluido viscoelástico mejora el rendimiento del motor de fondo y las tasas de penetración. Su estabilidad térmica está por encima de los 300oF y es mejorada con Mea (mono-etanol-amina), extendedor de temperatura que actúa como antioxidante, El sistema tolera la acción de los cationes monovalentes (Na+, K+) y bivalentes (Ca++.Mg++) pero se degrada cuando permanece estático por largos períodos de tiempo, por lo que es aconsejable usar algún tipo de bactericida durante la preparación y mantenimiento del lodo. Durante las operaciones de cementación se deben tomar todas las precauciones del caso para evitar el contacto del cemento con el fluido. El filtrado se controla con almidón modificado. Este producto está sujeto a degradación por temperatura, bacterias y fuerte agitación; además, precipitan con calcio al ser agregados al mismo tiempo que se esté adicionando soda cáustica. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 93 - tecnología de los fluidos de perforación Usualmente el pH de los sistema poliméricos se mantiene entre 8.5 y 9.5, debido a que variaciones por encima de 9 o por debajo de 7 causarían pérdida de viscosidad, y en consecuencia la disminución de la capacidad de acarreo y suspensión del fluido. No obstante, los sistemas viscoelásticos del tipo ecleroglucan trabajan con pH por encima de 10, mantenido con una solución Buffer que por lo general es oxido de magnesio (MgO). En los sistemas viscoelásticos el gel inicial, corrido a 3 RPM, esta alrededor de 5 en lodo sin peso y mayor de 15 en lodo pesado. Cuando el sistema es estable, se cumple que el gel a los 10 minutos no debe exceder al inicial en una cantidad mayor a tres veces su valor, de lo contrario se tendría una indicación de un problema de contaminación con sólidos de perforación. Es importante tomar en consideración el posible daño a la formación, por lo que se recomienda utilizar equipos adecuados para mezclar en forma continua y homogénea cada componente del sistema. Se debe tratar de lograr una hidratación completa que evita la formación de los llamados “ojos de pescado” y por consiguiente el posible taponamiento de la formación. Los fluidos viscoelásticos son ideales para perforar zonas depletadas donde se requieran mínimas densidades y para perforar calizas que tengan fracturadas naturales o presenten porosidades vugulares. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 94 - tecnología de los fluidos de perforación PROPIEDADES REOLÓGICAS OBTENIDAS CON 1.0, 2.0 Y 2.5 LIBRAS POR BARRIL DE BIOPOLIMERO Concentración biopolímero, Ib/BbI 600RPM 300RPM 200RPM 100RPM 6RPM 3RPM Viscosidad plástica (cps) Punto cedente (Ib/100 pie2) Geles (0/10 sec/10 mim) na (100 y 3 RPM) Ka(100 y 3 RPM) np (600 y 300 RPM) Kp(600 y 300 RPM) Viscosidad Brooktield a 0.06 sec-1 1.0 17 13 12 10 5 4 4 9 3/4/4 0.26 279 0.39 1.24 4010 2.0 36 30 27 23 14 13 6 24 12/14/19 0.16 10.64 026 6.21 46100 2.5 48 39 35 30 17 15 9 30 17/19/26 020 1159 0.30 6.43 91800 FLUIDOS DE BAJA DENSIDAD Fluidos diseñados para perforar, completar y/o rehabilitar pozos en yacimientos con bajos gradientes de presión (zonas agotadas). Dos de estos fluidos son: • • INTEFLOW MICROBURBUJAS Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 95 - tecnología de los fluidos de perforación INTEFLOW El Inteflow es una emulsión de fase continua agua, con densidades entre 7 y 9 lb/gal y relación aceite agua que puede variar entre 80/20 y 40/60. Esta emulsión usa un surfactante no tóxico y biodegradable en concentración de 15 a 20 lb/bbl. Componentes Primarios Agua (fase externa) Surfactante no ionico Aceite mineral (fase interna) Secundarios Estabilizador de temperatura Inhibidor de arcilla Adelgazante Reductor de filtrado Controlador de pH (Mono-etanol-amina) Agente puenteante Ventajas del sistema • • • • • • • Alta estabilidad térmica ( ± 300°F ) Proporciona buena lubricidad Alta tasa de recuperación del fluido ( > 80% ) Maximiza la producción Fácil de preparar y mantener Tolera la presencia del H2S Mínimo daño a la formación ( fluido Drill–In ) En un sistema inteflow estable, el 90% de las gotas emulsionadas deben estar por debajo de los 10 micrones; por tal razón, es importante realizar pruebas de distribución de tamaño de partículas para mantener un mejor control sobre la calidad del fluido. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 96 - tecnología de los fluidos de perforación MICROBURBUJAS Fluido usado para perforar formaciones de muy bajas presiones y altas permeabilidades. Este tipo de fluido encapsula aire o gas, formando microburbujas, comúnmente conocidas como afrones Las microburbujas se generan con un surfactante y en sitios donde existan condiciones de turbulencia y cavitación, principalmente a nivel de mecha. Este aditivo usado en concentración de 1.5 lb/bbl genera aproximadamente entre 8 y 10% v/v de afrones y 12 lb/bbl genera entre 12 y 14% Las microburbujas están conformadas por un núcleo de aire o gas, rodeadas por delgadas capas de agua y mantenidas por la tensión interfacial desarrollada por el surfactante Características resaltantes de las microburbujas • Ejercen fuerzas de Laplace que les permiten expandirse en las regiones de baja presión • Desarrollan altas viscosidades a bajas tasas de corte ( LSRV ) • Permiten mantener bajas densidades ( 6.8 – 7.8 lb/gal ) • Son estables y recirculables • No coalescen ni pierden su configuración cuando son sometidas a esfuerzos de compresión y expansión Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 97 - tecnología de los fluidos de perforación • Por su reducido tamaño resultan difícil de ser removidas por los equipos de control de sólidos. • El 70% de los afrones tienen un tamaño entre 70 y 100 μ y el 30% alrededor de 150 micrones. • No interfieren con ninguna herramienta de fondo ni afectan los resultados de los registros eléctricos. • Actúan como agentes puenteantes porque tienen la capacidad de expandirse y atraerse mutuamente en las regiones de baja presión. Limitaciones del sistema microburbujas • • • • Trabaja en un rango de pH entre 9.5 y 10 Debe prepararse con agua potable o agregarse algún bactericida como medida preventiva. Requiere el uso de un estabilizador térmico para evitar la degradación de los polímeros. El sello no resiste más de 1600 psi de presión diferencial. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 98 - tecnología de los fluidos de perforación FLUIDOS SALINOS Fluidos drill-in no dispersos inhibidos utilizados usualmente para perforar zonas productoras en pozos horizontales o con alto ángulo de inclinación. . Se dice que se trata de un lodo de agua salada cuando contiene más de 10000 ppm de sal y no ha sido convertido a algún otro tipo de lodo. Los lodos de agua salada se clasifican a su vez de acuerdo a la cantidad de sal presente y/o a la fuente de agua utilizada en su preparación. En consecuencia, los lodos salinos contienen 10000 ppm de sal pero no están saturados. La saturación se alcanza a una concentración de 268000 ppm de NaCI. El agua dulce, para saturar, requiere una concentración de 109 libras de sal por barril de agua. Los lodos salinos no saturados son, generalmente, el resultado de agua de mar o agua salobre o de tolerar la sal que se encuentra durante la perforación. La sal actúa como un contaminante en los sistemas de agua dulce. Cuando se encuentra, aún en muy pequeñas cantidades, produce un aumento de la viscosidad, resistencia del gel y pérdida de filtrado. Sin embargo, muchas veces se agrega sal a un lodo de agua dulce con el fin de controlar resistividad. Los lodos salinos requieren de adiciones mayores de soda cáustica para mantener el pH entre 11-11.5, aunque en algunas áreas no se controla el pH sino que se deja a su evolución natural obteniéndose valores aproximados entre 6 y 7. Estos sistemas tienen tendencia a formar espuma superficial con mucha frecuencia, causar problemas de corrosión y dar altos filtrados. La espuma se puede controlar aumentando la alcalinidad, espolvoreando bentonita o utilizando un antiespumante mezclado con aceite para bajar la tensión interfacial que rodea la burbuja y facilitar la salida del aire que se halla entrampado. La corrosión con inhibidores de corrosión y manteniendo alto pH, usualmente entre 11-11.5 y el filtrado, utilizando almidón modificado. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 99 - tecnología de los fluidos de perforación En los lodos salinos resulta bastante difícil emulsionar aceite para bajar peso o lograr lubricidad. En estos casos se requiere usar un emulsionante químico en una proporción equivalente al 2% o 3% del volumen total del aceite empleado para poder lograr una emulsión satisfactoria. CLASIFICACIÓN FLUIDOS SALINOS PERFORAR COMPLETAR SISTEMA SALINO DE SALES SELECCIONADAS POR TAMAÑO (SISTEMA DRILL-IN) SALMUERAS ORGÁNICAS DE FORMIATOS DE SODIO, POTASIO, CESIO SALMUERAS INORGÁNICAS DE SODIO, POTASIO ,CALCIO FORMULACIÓN Y ORDEN DE MEZCLA Salmuera Almidón modificado Goma Xántica clarificada Solución Buffer Surfactante Sal seleccionada por tamaño Fase Contínua Controlador de filtrado Viscosifante Agente alcalino Lubricante Puenteante (30-60 lb/bbl) Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 100 - tecnología de los fluidos de perforación Ventajas de los fluidos salinos: • Reducen el lavado del hoyo • Previenen la dispersión de los sólidos perforados • Permiten obtener suficiente densidad con bajo contenido de sólidos RECOMENDACIONES GENERALES AL PERFORAR CON FLUIDO SALINO • Sellar completamente las líneas de agua • Cubrir los tanques de lodo para evitar el agua de lluvia • Utilizar recolector de lodo durante la sacada de tubería • Mantener durante la preparación del sistema un pH entre 9 y 10 para evitar que se rompan las cadenas del polímero • Filtrar la salmuera para remover el posible material insoluble remanente • Diluir con salmuera previamente preparada y almacenada en tanques de reserva • Utilizar espaciador viscoso preparado con polímero no iónico para el desplazamiento del cemento Sal Una sal es el resultado de la combinación de un ácido con una base. La sal puede ser ácida, neutra o básica, según las fuerzas relativas de los iones o grupos respectivio. En consecuencia, se tiene: • Ácido fuerte con una base débil forma una sal ácida • Ácido fuerte con una base fuerte forma una sal neutra • Ácido débil con una base fuerte forma una sal alcalina Ácidos fuertes: ácido clorhídrico (HCI) y ácido sulfúrico (H2SO4) Ácidos débiles: ácido cabónico (H2CO3) y ácido cítrico (H3C6H507) Base fuerte: soda cáustica (NaOH), potasa cáustica (KOH) y cal [Ca(OH)2 ] Base débi: carbonato de sodio ( Na2CO3) Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 101 - tecnología de los fluidos de perforación SALMUERAS INORGÁNICAS Una salmuera es una mezcla de agua con sal que puede prepararse con una o varias sales diferentes, dependiendo de la densidad requerida, dado que su densidad es función del tipo y cantidad de sal que puede disolverse en determinada condición de trabajo. Las salmueras son sistemas libre de sólidos no disueltos que se utilizan generalmente como fluido de completación y/o rehabilitación de pozos. La densidad es el factor principal a considerar en la selección de una salmuera. Como soluciones absolutas, las salmueras son especialmente vulnerables a los cambios de densidad con la temperatura y la presión. Al aumentar la temperatura, el fluido se dilata, y la densidad del fluido disminuye. En consecuencia, nunca se debe calcular la densidad de una salmuera sin considerar el efecto de la temperatura, porque un subestimado de la densidad podría causar una arremetida y un sobreestimado una pérdida de circulación. Es costumbre expresar las densidades a una temperatura de referencia, estimada en 60ºF, dado que la densidad de la salmuera varía con la temperatura del ambiente en superficie. Por ello se debe medir la densidad, el volumen y la temperatura actual del fluido y aplicar una corrección de densidad para temperatura, usando el coeficiente de expansión volumétrica correspondiente. En consecuencia, la salmuera debe ser formulada de forma tal que quede compensada la reducción de densidad causada por la temperatura del pozo. Se dice que una salmuera está saturada cuando, a determinada temperatura, sólo entra en la solución una limitada cantidad de sal. Si se eleva la temperatura de la solución se puede agregar más sal; pero si se reduce la temperatura, parte de la sal disuelta saldrá de la solución formando cristales en los tanques de mezcla. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 102 - tecnología de los fluidos de perforación Esta limitación de temperatura se conoce con el nombre de punto de cristalización, el cual debe ser tomado muy en cuenta sobre todo cuando se estén preparando salmueras pesadas. Turbidez La turbidez es una función de la claridad de la salmuera y se expresa en unidades NTU (Unidades de Turbidez Nefelométrica). Valores bajos de NTU son obtenidos por limpieza del fluido que se logra a través de cartuchos, utilizando filtros prensas de tierra diatomeas ó salmuera nueva debe ser menor de 40. ambos. El NTU de una Turbidímetros para medir las NTU de una salmuera Rango de densidad de salmueras preparadas con una sal específica: Cloruro de Potasio (KCl) Cloruro de Sodio (NaCl) 8.4 9.7 8.4 - 10.0 8.4 - 11.6 10.0 - 12.5 11.7 - 15.1 15.2 - 19.2 11.1 13.1 19.2 Ing. Ali Prieto O. / 2007 Cloruro de Calcio (CaCl2) Bromuro de Sodio (NaBr) Bromuro de Calcio (CaBr2) Bromuro de Cinc (ZnBr2) Formiato de Sodio (NaCOOH) Formiato de Potasio (KCOOH) Formiato de Cesio (CsCOOH) - 103 - tecnología de los fluidos de perforación SALMUERAS ORGÁNICAS Este tipo de salmuera se prepara con sales alcalinas metálicas solubles en agua que proceden del ácido fórmico, conocidas como formiatos. Existen formiatos de sodio (NaCOOH ), potasio ( KCOOH) y cesio (CsCOOH) Las salmueras de formiato proveen soluciones salinas de altas densidades y bajas viscosidades. No son dañinas al medio ambiente y se biodegradan rápidamente. Son antioxidantes poderosos que ayudan a proteger a los viscosificantes y a los polímeros reductores de filtrado contra la degradación térmica hasta temperaturas de por lo menos 300 °F Este tipo de salmuera es compatible con las aguas de formación que contiene sulfatos y carbonatos, por lo tanto reducen la posibilidad de dañar la permeabilidad por la precipitación de sales. Son sumamente costosas. Ventajas • Ausencia total de sólidos suspendidos • Mayor descarte de sólidos en las zarandas como resultado de la poca degradación que sufren los sólidos por la acción inhibitoria del fluido. • Mayor aprovechamiento de energía en el fondo por su baja viscosidad. • La carencia de sólidos para densificar hace posible el uso de mallas más finas • Son reusables porque pueden filtrarse Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 104 - tecnología de los fluidos de perforación COMPARACIÓN DE DENSIDADES OBTENIDAS CON LOS FORMIATOS CONCENTRACIÓN DE FORMIATO DESCRIPCIÓN Formiato de sodio Formiato de potasio Formiato de Cesio Bromuro de Cinc % en peso 45 76 83 DENSIDAD A 20°C gr esp/lb/gal 1.34/11.2 1.60/13.3 2.37/19.8 2.37/19.8 VISCOSIDAD a 20°C centistokes 7.1 10.9 2.8 23.0 - Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 105 - tecnología de los fluidos de perforación FLUIDOS BASE ACEITE Un fluido base aceite es aquel cuya fase continua, al igual que el filtrado, es puro aceite. Aceite: fase continua Gota de agua emulsionada, formando parte de la fase dispersa Sólido: fase dispersa AGUA SÓLI DO Los fluidos base aceite son utilizados principalmente para perforar: Formaciones Pozos Profundos Direccionales Horizontales de alcance extendido Slim Hole Reactivas Geotérmicas Productoras de gases agrios Subnormales Salinas Altamente inclinadas Además, se usan para tomar núcleos y como fluidos de completación,empaque y rehabilitación de pozos. Estos fluidos pueden ser del tipo: Emulsión inversa 100% Aceite Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 106 - tecnología de los fluidos de perforación Emulsión Una emulsión es un sistema disperso formado por dos líquidos inmiscibles, uno de ellos constituye la fase dispersa distribuida en forma de pequeñas gotas y el otro la fase continua o medio de dispersión. Para lograr la emulsión se requiere la adición de un agente emulsificante y suficiente agitación de mezcla. El tipo de emulsión se determina fácilmente por medición de la conductividad eléctrica y se identifica por la fase que esté en contacto con la formación y no la que esté en mayor proporción. Existen emulsiones directas e inversas. • Directas - Aceite en Agua (O/w) • Inversas - Agua en Aceite (w/O) La inversa se usa generalmente para perforar formaciones de lutítas sensibles al agua, aplicando el concepto de actividad balanceada. Esta se logra cuando en el fluido se tiene la misma concentración de sal que contiene la formación, en este caso el agua no pasa del hoyo hacia la formación ni de la formación hacia el hoyo. La actividad varía de acuerdo con la concentración y tipo de sal disuelta en la emulsión, recordando que la sal disminuye la actividad y el agua la aumenta. En consecuencia, se tiene: • • • Aw = 1.00 Aw (NaCl) = 0.75 Aw (CaCl2) = 0.30 Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 107 - tecnología de los fluidos de perforación 1.0 0.9 0.8 0.7 ACTIVIDAD DE LA SOLUCIÓN DE CaCl2 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 10 15 20 25 30 35 40 45,5% DE CaCl2 SATURADA A= 75°F 45 % POR PESO DEL CaCl2 EN SOLUCIÓN Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 108 - tecnología de los fluidos de perforación % DE AGUA POR VOLUMEN (RETORTA) Lb/bbl DE SAL GRÁFICO DE SALINIDAD FASE AGUA PARA DETERMINAR EL % DE SAL EN VOLUMEN Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 109 - tecnología de los fluidos de perforación Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 110 - tecnología de los fluidos de perforación En las emulsiones inversas la relación aceite/agua puede variar entre 90/10 y 60/40 y la concentración del emulsificante va en función del contenido de agua; es decir, a medida que aumenta el porcentaje de agua debe haber suficiente emulsificante para formar una película alrededor de cada gota de agua, de modo que no se fusionen y en consecuencia no coalescan; de lo contrario, la emulsión pierde estabilidad. La coalescencia es el proceso responsable por la separación definitiva de las fases y ocurre cuando dos gotas de agua se unen para formar una sola. En una buena emulsión no debe haber tendencia de separación de fases. Una emulsión es mas estable en la medida que las gotas de agua se hacen mas pequeñas y uniformes y los sólidos agregados o incorporados se mantienen humectados por aceite. Cuando se aumenta el porcentaje de aceite se logra estabilidad porque la separación entre las gotas de agua se hace mayor y la viscosidad de la emulsión disminuye. El agua genera viscosidad, resistencia de gel y contribuye con el controlar del filtrado porque las gotas se comportan como sólidos suspendidos. TIPOS DE EMULSIONES INVERSAS • Convencional.Emulsión muy fuerte con alta estabilidad eléctrica y filtrado HP-HT 100% aceite, que por lo general es menor de 10 cc . El filtrado API es cero. • Filtrado relajado Este tipo de emulsión usa un emulsificante que no requiere cal y comparada con una convencional es más débil y de menor estabilidad eléctrica. Su filtrado HP-HT resulta mayor y es normal que contenga agua, el API puede ser medible. Su ventaja es la de proporcionar mayor ROP con ciertos tipos de mechas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 111 - tecnología de los fluidos de perforación ADITIVOS USADOS PARA PREPARAR UNA EMULSIÓN INVERSA Aceite mineral Emulsificante Cal Humectante Agua Arcilla organofílica Activador polar Sal Material densificante Aceite mineral El aceite mineral es un líquido no polar y no acuoso que no conduce la corriente eléctrica ni disuelve los compuestos iónicos como la sal. Características: • • • • • Bajo contenido de aromáticos ( < 1% v/v ) Bajo coeficiente de fricción Limpios Biodegradables Bajo contenido de azufre ( < 20 ppm ) ( < 0.15 ) Algunas de las desventajas que ofrece el aceite mineral es su retricción en áreas muy sensibles a la contaminación y su incompatibilidad con algunos aditivos químicos Aceites minerales: Vassa LP; Biodoil; KL- 55; LVT- 200; Escaid -110 Aceite mineral VASSA- LP Este aceite, fabricado por la Empresa Venezolana de Aceites y Solventes, S.A (VASSA), viene siendo usado en la preparación de los fluidos base aceite desde 1998. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 112 - tecnología de los fluidos de perforación PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL ACEITE MINERAL VASSA-LP El VASSA- LP se obtiene a partir de un proceso de refinación durante el cual se trata al crudo con hidrógeno y componentes aromáticos. ácido para eliminar, en varias etapas, sus ACEITES MINERALES VASSA- LP LP–70 utilizado en la preparación de los fluidos de baja densidad. LP–90 representa un grado intermedio para completar una amplia gama que satisfaga los requerimientos de la mas diversa variedad de condiciones de perforación. LP–90E viscosificado con Intoil P (Polímero de estireno-butadieno) LP–120 usado cuando se tienen altas temperaturas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 113 - tecnología de los fluidos de perforación PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICA Propiedad Densidad @ 15oC, gr/l Punto de Anilina, oC Punto de Fluidez, oC Punto de Inflamación, oC LP-70 0.80 70 -15 65 1,80 20 0,75 LP-90 0.82 82 -9 80 2,90 20 0,75 LP-120 0.83 82 -9 95 3,50 20 0,75 Viscosidad @ 40oC, cST Cont. de Azufre, ppm Cont. de Aromáticos Aceite sintético Los aceites sintéticos no contienen componentes aromáticos y en su mayoría están compuestos principalmente por esteres, eteres y poli-alfa-oleofinas (PAO). Los mas utilizados están compuestos por alfa-oleofinas lineales internas (IO) y parafinas lineales (LP) por ser menos costosos y viscosos y por exhibir menores viscosidades plásticas y densidades equivalentes de circulación (ECD). Ensayo de toxicidad ( 96 HR CL50 ) Este ensayo permite conocer el grado de toxicidad o concentración letal de un aceite, en otras palabras, determina las ppm de aceite que causa la muerte del 50% de la especie marina, luego de una exposición de 96 horas. Esta prueba se hace en la mayoría de los casos con camarones. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 114 - tecnología de los fluidos de perforación ESCALA DE TOXICIDAD DE LA EPA CONCENTRACIÓN, PPM GRADO DE TOXICIDAD Cl50 > 10000 Cl50 entre 1000 y 10000 Cl50 entre 100 y 1000 Cl50 < 100 No tóxico Baja toxicidad Toxicidad moderada Alta toxicidad Emulsificante Un emulsificante es un surfactantes, es decir, un compuesto tensio-activo que disminuye la tensión interfacial entre dos medios y cuyas moléculas poseen dos grupos, polar y no polar . El polar tiene afinidad con el agua por ser hidrofílico y el no polar con el aceite, es lipofílico (organofílico). De acuerdo con la relación o balance de estos dos grupos (HLB) el emulsificante se hace soluble en agua o aceite. Cuando el HLB es alto, el emulsificante es soluble en agua y forma emulsiones directas y cuando es bajo se hace soluble en aceite, formando emulsiones inversas. Los emulsificantes puede ser aniónicos, catiónicos o no iónicos, ejemplo: ácidos grasos. Emulsificante de agua en aceite AGENTE HUMECTANTE DETERGENTE EMULSIFICANTE DE ACEITE EN AGUA LIPOFÍLICO HIDROFÍLICO 0 3 6 9 BALANCE HLB 12 15 18 En una emulsión inversa debe haber suficiente emulsificante para estabilizar todas las gotas de agua y emulsificar cualquier cantidad adicional de agua que pueda encontrarse durante la perforación. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 115 - tecnología de los fluidos de perforación GRUPO POLAR HIDROFÍLICO GRUPO NO POLAR LIPOFÍLICO Molécula de un surfactante EMULSIÓN DIRECTA EMULSION INVERSA Distribución de las moléculas de un emulsificante de acuerdo al tipo de emulsión CARACTERÍSTICAS RESALTANTES DE LOS SURFACTANTES Reducen la tensión interfacial cuando se concentran en las interfases de dos medios, sea líquido-gas, líquido-líquido, líquido-sólido o gas-sólido, facilitando la emulsificación. Se pueden usar como emulsificantes, espumantes, antiespumantes, lubricantes humectantes, detergentes, e inhibidores de corrosión. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 116 - tecnología de los fluidos de perforación Cal Este producto es utilizado en las emulsiones inversas como fuente de calcio y alcalinidad. • Como fuente de calcio forma jabones cálcicos cuando reacción con los ácido grasos. Estos jabones son insolubles en agua y se usan como emulsificantes principales en las emulsiones inversas. • Como fuente de alcalinidad actúa como secuestrador de gases ácidos (H2S/CO2 ). Generalmente se usan de 3 a 5 lb/bbl de cal en las emulsiones inversas y de 5 a 15 lb/bbl en los fluidos 100%. Humectante Los humectantes son agentes tensio-activos que reducen la tensión interfacial y el ángulo de contacto entre un líquido y uno sólido, facilitando la extensión del líquido sobre la superficie del sólido. Se utilizan generalmente en concentración de 0.1 a 1.0 gal/bbl y no requiere cal para ser activados. En los lodos no acuosos los sólidos siempre deben estar humectados al aceite y no al agua, para evitar que se agregen y precipiten. Humectabilidad.- Proceso relacionado con la preferencia que tiene un sólido de ser humectado por un líquido: ejemplo, si dos líquidos inmiscibles como el aceite y el agua son colocados separadamente sobre una superficie sólida, aquel cuya tensión interfacial sólido/líquido sea menor, tiene preferencia para mojar esa superficie. . Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 117 - tecnología de los fluidos de perforación La humectabilidad se determinar según el ángulo de contacto formado entre el líquido y la superficie sólida. En base a esto se tienen tres estados de humectación: • Sí, el ángulo de contacto es < 90° el líquido moja parcialmente al sólido y si es = 0° lo moja completamente. • Sí, el ángulo de contacto es = 90° el sólido no está siendo mojado de forma preferencial ni por el agua ni por el aceite. • Sí, el ángulo de contacto es > 90° el líquido no moja al sólido. líquido no humectante líquido humectante Sólido no humectado de forma preferencial líquido humectante líquido no humectante aceite Sólido agua aceite agua aceite agua Sólido Sólido Nota: El ángulo de contacto bajo facilita la extensión del líquido y el alto la evita (el líquido se embola en vez de extenderse). INDICADORES DE HUMECTACIÓN POR AGUA • Los sólidos son gomosos, pegajosos y blandos, se agrupan de tal manera que pueden sedimentarse y asentarse. Se puede observar asentamiento de barita en la taza de calentamiento, en los tanques de lodo y en la taza Marsh. • Los sólidos tienden a adherirse a las superficies metálicas y a recubrir las mallas de las zarandas Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 118 - tecnología de los fluidos de perforación • El fluido pierde su brillo, adquiere un color mate y un aspecto granuloso • La estabilidad eléctrica disminuye • El filtrado HT-HP aumenta y puede contener agua libre • La reología aumenta PRUEBAS PRÁCTICAS PARA RECONOCER LA MOJABILIDAD DE UN SÓLIDO POR UN LÍQUIDO Colocar una muestra de fluido base aceite en un envase de vidrio que contenga agua y agitar. • • Si los sólidos son mojados por agua se dispersan Si los sólidos son mojados por aceite floculan y precipitan Colocar la muestra de fluido base aceite en un envase de vidrio y someterla a rolamiento por varias horas a 150°F . • • Si los sólidos son mojados por agua se adhieren al vidrio Si los sólidos son mojados por aceite no se adhieren al vidrio PRUEBA DEL TRAPO ROJO Limpiar una espátula cubierta de lodo base aceite con un trapo rojo mojado por agua. • • Si los sólidos son mojados por agua el lodo permanece encima del trapo Si los sólidos son mojados por aceite queda una mancha oscura en el trapo Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 119 - tecnología de los fluidos de perforación Agua En las emulsiones inversas el agua emulsionada facilita la solubilidad de la sal usada para lograr el balance de actividad entre hoyo y formación. En cambio, el agua libre precipita el material de peso por humectabilidad y causa incrementos de viscosidad y reología. Arcilla organofílica Este tipo de arcilla, tratada con aminas (R-NH2), desarrolla viscosidad cuando se hidrata en aceite. Sin embargo, requiere de un activador polar (agua o alcohol) para incrementar su rendimiento, sobre todo cuando la relación aceite/agua aumenta. Las arcillas organofilica logran un rendimiento más rápido cuando el esfuerzo de corte y la temperatura aumentan, de modo que durante su preparación se debe agregar una concentración de arcilla menor a la requerida en el transcurso de la perforación, porque una vez alcanzada las condiciones reales de temperatura y esfuerzo de corte en el pozo, el sobre tratamiento causaría la floculación del lodo. Activador polar EL metanol, la glicerina y el carbonato de propileno son activadores polares que incrementar el rendimiento de las arcillas organofílicas en los lodos base aceite. Sal Las sales inorgánicas se utilizan en las emulsiones inversas para lograr el equilibrio de actividad entre el fluido y la formación. Esto es posible, debido a que las sales desarrollan presiones osmóticas a través de la membrana semipermeable originada por la cal. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 120 - tecnología de los fluidos de perforación La actividad de un lodo base aceite cuya fase acuosa no contiene sal es 1.0. La sal en la fase acuosa reduce la actividad en tal forma que saturada con cloruro de sodio es de 0.75 y con cloruro de calcio, también a nivel de saturación, es de 0,30._El equilibrio de actividad se logra cuando la salinidad de la fase acuosa del lodo es exactamente igual a la salinidad de la formación. Para aumentar la actividad del lodo se agrega agua y para disminuirla se agrega sal. Para evitar la sobresaturación con cloruro de calcio se debe mantener la actividad del lodo . sobre 0.30 o mantener en la fase acuosa del lodo un porcentaje de cloruro de calcio menor al 35% por peso. Para medir la actividad tanto del lodo (Awm) como la de la formación (Aws) se utiliza el HIGRÓMETRO, el cual mide la humedad relativa al aire en equilibrio con muestras de lodo o lutita, contenidas en un recipiente pequeño. A partir de una curva de calibración versus actividad, se determinan las correspondientes actividades. Sin embargo, en el campo se utiliza la titulación para determinar la concentración de cloruros en los lodos base aceite. Esta prueba es más simple y exacta que el higrómetro. Con este instrumento resulta difícil determinar la actividad del agua (Aw) “in situ”, porque generalmente el ripio de formación ha sido alterado. Por ello, la prueba con el higrómetro se considera suplementaria y no realista. Es importante señalar que aún no existen normas API para determinar la concentración de cloruros en los lodos base aceite. La mayoría de las empresas de servicio utilizan el método de ruptura de la emulsión para conocer la concentración de sal en el lodo. Sin embargo, este método conduce a resultados erróneos, ya que se cometen errores al tomar la muestra, al medirla, al manipularla, etc. Además, la separación aceite/agua no se logra en un 100%, lo que trae consigo un margen de error. También es importante resaltar que la variación de una gota, equivalente a 0,05 cc, puede representar una diferencia en la medida de los cloruros de aproximadamente 2.5%, de igual forma, un volumen equivalente a la punta de la jeringa que se quede al tomar la muestra, origina errores de más o menos 50000 ppm de cloruros en el mismo lodo. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 121 - tecnología de los fluidos de perforación La sal mas utilizada es el Cloruro de Calcio (CaCl2), debido a que desarrolla mayor presión osmótica. A nivel de saturación esta sal desarrolla una presión de 24400 psi , mientras que la sal común ( NaCl ) desarrolla 5800 psi Material densificante Usado para dar peso. Usualmente se usa Carbonato de Calcio, Barita y Orimatita, dependiendo del rango de densidad deseada. RECOMENDACIONES DE CAMPO AL USAR EMULSIONES INVERSAS • Mantener suficiente agitación. • Disolver la sal en agua antes de agregarla al sistema. • Adicionar humectante después de haber agregado el material de peso. • Mantener el punto cedente por encima de 10. • Agregar surfactante y cal cuando la estabilidad eléctrica sea menor de 500 voltios. • Mantener la salinidad por debajo de 350000 ppm. • Evitar las altas velocidades anulares. • Evitar el uso de materiales celulósicos o fibrosos para controlar pérdidas de circulación. • Mantener la relación aceite/agua según el rango de densidad establecido. Densidad ( lb/gal ) 7–9 10 – 11 11 – 14 14 – 16 16 – 19 > 19 Relación aceite/agua 60/40 65/35 70/30 75/25 80/20 90/10 Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 122 - tecnología de los fluidos de perforación FLUIDOS 100% ACEITE Estos fluidos se preparan con puro aceite y con un surfactante débil que tiene la habilidad de absorber el agua de la formación y emulsionarla de manera efectiva. Los surfactantes fuertes disminuyen la permeabilidad de la zona productora por bloqueo, alterando su humectabilidad. Estas alteraciones pueden causar errores en la predicción y evaluación del yacimiento en base a los datos obtenidos de los núcleos y además, pueden disminuir la producción del pozo después de su completación. Los lodos 100% aceite son utilizados usualmente para recobrar núcleos en su estado original y perforar zonas de lutítas sensibles al agua. Estos lodos pueden tolerar hasta un 15% v/v de agua de formación, pero se recomienda convertirlos a un sistema de emulsión inversa cuando el porcentaje de agua alcance valores entre 5 y 10% en volumen. El costo de mantenimiento de estos lodos es bajo y al igual que las emulsiones inversas no son afectados por contaminantes comunes, dan hoyos en calibre y minimizan problemas de torque y arrastre, entre otros. DESVENTAJAS DE LOS FLUIDOS 100% ACEITE • Mayor contaminación ambiental • Menor tasa de penetración • Mayor densidad equivalente de circulación • Baja reología Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 123 - tecnología de los fluidos de perforación Formulación standard de un fluido 100% aceite Aditivos Aceite mineral, bbl/bbl Arcilla organofílica, lb/bbl Activador polar, bbl/bbl Emulsificante débil, lb/bbl Cal, lb/bbl CaCO3 o Barita, lb/bbl Concentración 96 – 92 8 – 12 0.015 – 0.02 1–2 1–2 Según el peso PROBLEMAS Y SITUACIONES COMUNES AL PERFORAR CON FLUIDOS BASE ACEITE Problemas • Contaminación con agua • Precipitación del material de peso • Disminución de la eficiencia operacional de los equipos de control de sólidos Situaciones • Desplazamiento • Pérdida de circulación • Cementación • Arremetidas Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 124 - tecnología de los fluidos de perforación Desplazamiento Durante el desplazamiento del lodo base agua por el lodo base aceite ocurre, por lo general, contaminación por agua. En este caso se debe usar un espaciador y descartar la parte más contaminada del lodo base aceite. Es muy recomendable hacer el desplazamiento dentro del revestidor y mantener en movimiento la tubería. El lodo base agua se debe adelgazar antes de iniciar el desplazamiento. Es importante verificar el filtrado y la estabilidad eléctrica después del desplazamiento, para detectar cualquier posible comienzo de humectabilidad por agua. Pérdida de circulación El tipo más común de pérdida de circulación que ocurre cuando se perfora con lodo base aceite es el fracturamiento, ya que este tipo de lodo se usa, por lo general, después de correr el revestidor intermedio. Para controlar este tipo de pérdida no se deben emplear materiales celulósicos o celofán, porque se degradan con el aceite. En caso de pérdida de circulación de mayor magnitud, es aconsejable preparar una píldora forzada de arcilla organofilica de alto filtrado y usar un espaciador entre ésta y el lodo. La píldora al igual que el espaciador, se prepara con agua. El espaciador deberá tener un peso cercano al del lodo y un punto cedente próximo al de la píldora. Cementación Cuando una emulsión inversa se mezcla con una lechada de cemento se produce una contaminación que resulta en un incremento de la viscosidad. Si el lodo contiene una alta concentración de cloruro de calcio se origína una deshidratación del cemento en la interfase dejándolo seco y fraguado. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 125 - tecnología de los fluidos de perforación Es imprescindible utilizar una espaciador compatible con ambos fluidos, el cual se prepara con gas oil, emulsificante, agua y barita. Durante la cementación es importante reciprocar el revestidor y mantener el punto cedente del cemento por encima del punto cedente del lodo. Arremetidas Las arremetidas con lodo base aceite son difíciles de detectar, por el hecho de que el gas se solubiliza en el lodo cuando es sometido a altas presiones y altas temperaturas. Cuando el gas entra en solución, se comporta como cualquier fluido en el anular y ningún cambio ocurre en la superficie durante la circulación, lo que da una falsa señal cuando se para la circulación para observar el pozo. El gas se manifestará cuando salga de solución y se expanda, situación que ocurre por lo general entre 1000 y 2000 pies de la superficie, y esto se debe a la reducción de ¡a presión y la temperatura a medida que el gas asciende hacia la superficie. OBSERVACIONES VISUALES Aunque no sean cuantitativos, los datos visuales, desde un punto de vista práctico, son muy importantes en el control del lodo base aceite. Por ejemplo, el asentamiento.de barita en los tanques es Indicativo de bajas fuerzas de gel o de problemas de humectabilidad de la barita por agua. Esta situación amerita el uso de un gelificante o de un humectante de acuerdo al caso. Otra observación visual son los anillos de dispersión que se forman sobre la superficie del lodo. En un buen lodo base aceite, estos anillos son agudos y obscuros, y la superficie del lodo es brillante. Los anillos difusos indican un problema potencial, y en este caso, el lodo debe ser sometido a análisis para poder determinar sus condiciones. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 126 - tecnología de los fluidos de perforación Análisis físicos / químicos según las normas API-13B-2 Los análisis para los fluidos base aceite que difieren de los fluidos base agua son: • • • • • • Reología Filtrado HPHT Sólidos y Líquidos (Retorta) Estabilidad eléctrica Alcalinidad Salinidad Reología La reología de los lodos base aceite es menor que la de los lodos base agua, a pesar de que estos fluidos por lo general son viscosos y de hecho, la viscosidad de un fluido retarda la caída de los sólidos, aunque no la evita. En los lodos base aceite la viscosidad disminuye con la temperatura y aumenta con la presión. El asentamiento de sólidos indica bajas fuerzas de gel o problemas de humectabilidad. Esta situación se detecta primero en el tanque de lodo más caliente o en la copa térmica del viscosímetro. Esta propiedad es controlada con arcillas organofílicas y mejorada con modificadores reológicos y normalmente se corre a 120 o 150ºF con un viscosímetro de lectura directa. Cuando se desean simular condiciones reales de fondo se utiliza un viscosímetro HPHT Filtrado HPHT Esta propiedad se mide a 500 psi y 300ºF y por lo general debe estar por debajo de los 10 cc. La presencia de agua en el filtrado indica la ruptura de la emulsión y posible pérdida de peso por humectabilidad. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 127 - tecnología de los fluidos de perforación Sólidos y Líquidos (Retorta) El análisis de retorta sirve de guía para controlar la relación aceite / agua en los lodos base aceite. El procedimiento de preparación y destilación es exactamente igual al utilizado para los lodos base agua, pero el tiempo de destilación en este caso es mayor. Estudios realizados han demostrado que la tasa de evaporación del agua es diez veces mayor a la del aceite. Para determinar estas tasas se utilizan las siguientes ecuaciones: LODO BASE AGUA LODO BASE ACEITE % Rw (ο ) 0. 006 e 0 .0344 T F 0 . 18 0 .0344 T ( F ) 0. 006 e 0.006 ο Donde: Rw: % de agua determinado en la retorta T (ºF): Temperatura en la línea de flujo Estabilidad eléctrica La estabilidad eléctrica de un lodo base aceite es indicativa de que tan bien emulsionada se encuentra el agua en el aceite y se mide con un probador de onda sinusoidal (fann 23-D). El procedimiento consiste en aplicar gradualmente un voltaje a través del electrodo sumergido en el lodo hasta lograr un pase de corriente entre las gotas de agua. El voltaje se registrará como estabilidad eléctrica. Gota Gota Gota Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 128 - tecnología de los fluidos de perforación La estabilidad eléctrica no indica necesariamente que el lodo esté en buenas o malas condiciones, pero si da una indicación de la tendencia que tiene a mejorar o a empeorar. Por ejemplo, una caída repentina en el voltaje indica una posible entrada de agua que puede ser corroborada con un análisis de retorta (1 al 2% es normal), pero si baja lentamente es indicativo de que las gotas de agua se están acercando y la emulsión se está debilitando. Generalmente una EE de 400 voltios es aceptable para densidades hasta 12 lb/gal y de 500 a 2000 para densidades mayores. PROBADOR DE ESTABILIDAD ELÉCTRICA CÁLCULOS DE LA RELACIÓN ACEITE / AGUA Para calcular la relación aceite/agua de un lodo base aceite es necesario, primero, determinar por análisis de retorta el porcentaje por volumen de aceite y agua presente en el lodo. Usando estos porcentajes, la relación aceite/agua se calcula como sigue: % aceite % ACEITE EN FASE LÍQUIDA = x 100 % aceite + agua % agua x 100 % agua + % aceite Ing. Ali Prieto O. / 2007 % AGUA EN FASE LÍQUIDA = - 129 - tecnología de los fluidos de perforación % aceite en fase líquida RELACIÓN ACEITE/AGUA = % agua en fase líquida Ejercicio práctico. Calcular la relación aceite/agua de 150 bbl de lodo y el volumen de aceite para cambiarla a 85/15. El análisis de retorta dió los siguientes resultados: 68 % aceite, 18 % agua y14 % sólidos. Resp. • La relación aceite/agua existente es: 68 % ACEITE EN FASE LÍQUIDA = x 100 = 79 % 68+ 18 18 RELACIÓN: ACEITE/AGUA = 79/ 21 % AGUA EN FASE LÍQUIDA = x 100 = 21 % 68 + 18 • Volumen de aceite y agua en 150 bbl de lodo Aceite: 150 x 0,68 = 102 bbl. Agua: 150 x 0,18 = 27 bbl Total líquido 129 bbl • Volumen de aceite requerido para obtener la relación 85/15 102 + Vo 0,85 = 129 + Vo Desarrollando la ecuación se tiene: 51barriles de aceite (Vo) Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 130 - tecnología de los fluidos de perforación CONTAMINACIÓN Un contaminante es cualquier elemento, sea líquido, sólido o gas, que cause cambios indeseables en las propiedades del fluido. Este elemento puede ser contaminante para todo tipo de fluido o solamente para un fluido en particular. El contaminante puede ser introducido desde la superficie, ser parte integral de la formación o puede ser el producto de un sobre tratamiento. Todo contaminante causa floculación, aumenta la reología y la pérdida de agua y en todos los casos, con excepción del cemento, disminuye el pH. Algunos contaminantes, como el tratamiento. • Contaminantes comunes 1.- Sólidos 2.- Calcio 3.- Sales solubles 4.- Gas 5.- Temperatura 6.- Oxígeno 7.- Bacterias 8.- Carbonatos/Bicarbonatos 1.-Sólidos Los sólidos afectan a todo tipo de fluido y son los únicos contaminantes que están presentes desde que se inicia hasta que finaliza la perforación. Estos contaminantes causan serios problemas a las operaciones de perforación, como: disminuyen la tasa de penetración, aumentan la viscosidad plástica, aumentan el torque y el arrastre, disminuyen la eficiencia volumétrica de las bombas y aumentan el espesor del revoque. Su control se hace con equipos mecánicos, que desde el punto de vista económico, tiene el mayor impacto sobre el costo del lodo que cualquier otro procedimiento utilizado para tratar contaminaciones. Ing. Ali Prieto O. / 2007 cemento y el agua dura, son predecibles y pueden ser tratados químicamente, otros como la sal, no tienen ningún tipo de - 131 - tecnología de los fluidos de perforación 2.- Calcio Fuente de calcio: cemento, formación, agua. Cemento.- Ca(OH)2 .El cemento contamina a los fluidos que no sean agua, salmueras, cálcico o base aceite y la contaminación se da cuando el cemento no ha fraguado completamente. Como resultado de ésta contaminación se tiene un aumento en cuanto a: viscosidad , pH, filtrado, calcio en el filtrado, Pm, espesor del revoque (esponjoso) y reología. El cemento se trata con Bicarbonato de Sodio para precipitar el calcio como Carbonato de Calcio, sólido inerte e insoluble, que será removido posteriormente por las zarandas. En este caso la reacción química, es la siguiente: NaHCO3 + Ca(OH)2 → NaOH + H2O + CaCO3 ↓ Antes de agregar el Bicarbonato de Sodio se deben hacer pruebas piloto para evitar excederse en el tratamiento. El exceso de este producto podría causar una contaminación de Bicarbonatos, la cual es más grave y difícil de tratar que la contaminación por cemento. Como medida preventiva es recomendable pretratar el lodo con Bicarbonato de Sodio durante la corrida del revestidor y antes de proceder a bajar la tubería para perforar el cemento. Si el cemento es perforado con un sistema polimérico, éste será hidrolizado por el alto pH y el polímero precipitará por el calcio (Ca++) . Por lo tanto, es necesario reducir el pH y separar el calcio por precipitación lo antes posible. En este caso se debe utilizar ácido cítrico (H3C6H5O7) para disminuir el pH y precipitar el calcio como citrato de calcio, como se muestra a continuación: 2 (H3C6H5O7 • H2O) + 3 Ca(OH)2 → Ca3(C6H5O7)2 ↓ + 8 H2O Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 132 - tecnología de los fluidos de perforación Calcio de formación.- Las contaminaciones con calcio de formación, contrario a las de cemento, disminuyen el pH, porque el yeso(CaSO4 • 2 H2O) y la anhidrita (CaSO4) ,formaciones suplidoras de calcio, suplen radicales sulfatos (SO4=) en lugar de oxidrilos (OH¯). En este caso también disminuye la alcalinidad del filtrado (Pf y Mf) y aumentan los valores de viscosidad, calcio y filtrado. El calcio de formación se trata con Carbonato de Sodio (Soda Ash o Cenizas de Soda) para precipitarlo como CaCO3. En este caso la reacción química, sería: Na2CO3 + CaSO4 Na2SO4 + CaCO3 El pH debe manterse entre 9,5 y 10,5 para limitar la solubilidad del yeso y aumentar el rendimiento del lignosulfonato Calcio del agua.- El agua dura contiene calcio y magnesio. En este caso el contaminante es predecible y puede tratarse con Carbonato o Bicarbonato de Sodio, preferiblemente con Carbonato de Sodio por ser alcalino. 3.- Sales solubles Las contaminaciones por sales solubles se dan cuando ocurren influjo de agua salada o al perforar domos salinos. En este caso aumentan considerablemente la dureza total y el filtrado y disminuyen Pf y pH. Las sales solubles floculan a los lodos arcillosos y degradan a los polímeros ionicos. Para este tipo de contaminación no existe ningún tratamiento ni producto químico que elimine el exceso de cloruros, como tampoco ninguna forma económica para precipitarlos. Cuando la concentración de sal dificulta el mantenimiento de las propiedades del fluido lo mas conveniente es cambiar a un sistema salino. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 133 - tecnología de los fluidos de perforación 4.- Gas La presencia de gas se considera como un alerta de una posible arremetida. El gas puede provenir de: • Formación • Conexiones • Viajes El gas puede encontrarse entrampado en secciones de lutitas de grandes espesores o puede provenir de arenas portadoras de gas. El CO2 y el H2S son gases comunes que forman soluciones ácidas en el agua, floculan las arcillas y causan graves problemas de corrosión. El CO2 en solución acuosa forma ácido carbónico (H2CO3) que se convierte en bicarbonatos (HCO3-) a valores de pH medios y luego en carbonatos (CO3=) a valores de pH más altos. CO2 + H2O → H2CO3 2NaOH + H2CO3 → 2Na+ + CO3= + 2H2O (pH > 11) El H2S. es un gas incoloro, soluble en agua, mas pesado que el aire y se caracteriza por su olor a huevo podrido. Este gas es extremadamente tóxico, incluso a bajas concentraciones. A altas concentraciones destruye completamente el sentido del olfato y puede causar la muerte por envenenamiento. Su presencia se determina con un probador de H2S y su tratamiento se hace con compuestos a base de cinc. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 134 - tecnología de los fluidos de perforación Si existe H2S en un fluido base agua, procédase a incrementar el pH a valores entre 11 y 12 con cal y/o soda cáustica y agregar ZnO (1 lpb de ZnO remueve 1100 ppm de H2S). En los lodos base aceite, mantángase un exceso de cal de 4 lpb y adicionar ZnO. Las reacciones químicas involucradas, son: H2S + NaOH HS = + NaOH Zn + S HS = + H2O + Na+ S– + H2O ZnS La presencia de gas se puede determinar y reconocer por: • Flujo intermitente en la línea de retorno • Disminución de la densidad del fluido • Aumento de volumen en los tanques de lodo • Disminución de la eficiencia volumétrica de las bombas de lodo • Fuerte olor a gas El procedimiento a seguir cuando se tenga gas, es el siguiente: • Circular a través del desgasificador o el separador de gas. • Mantener baja resistencia de gel para facilitar el desprendimiento de las burbujas de gas. • Mantener la densidad del fluido en el tanque activo. • Usar secuestradores de oxígeno. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 135 - tecnología de los fluidos de perforación 5.- Temperatura Estudios recientes han demostrado que los lodos base agua se evaporan diez veces mas que los lodos base aceite. En consecuencia, las altas temperaturas deshidratan significativamente a los lodos base agua y causan severas floculaciones, particularmente a los tipos bentoníticos. Por tal razón, se debe mantener el agregado contínuo de agua cuando se perfora con este tipo de lodo y en el caso de los polímeros usar alcoholes de bajo peso molecular para ayudar a extender su rango de temperatura. 6.- Oxígeno El oxígeno se incorpora al lodo cuando se esta perforando, se están ealizando las conexiones de tubería, se esta mezclando química o a través de los equipos de Control de Sólidos. Es altamente corrosivo, degrada a los polímeros por oxidación y causa la cavitación de las bombas centrífugas y de lodo. Para facilitar su despredimiento y remoción se deben mantener bajas fuerzas de gel en el fluido y usar barredores de oxígeno y antiespumantes. 7.- Bacterias Las bacterias, al igual que las altas temperaturas y el oxígeno, causan la degradación de los aditivos orgánicos y se caracteriza por fuerte olor desagradable, La degradación es un concepto relacionado con la disminución irreversible que sufre un aditivo para cumplir su función y puede darse en condiciones aeróbicas o anaeróbicas. El tratamiento para la degradación bacteriana es aumentar primero el pH y luego agregar bactericidas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 136 - tecnología de los fluidos de perforación 8.- Carbonatos/Bicarbonatos Esta contaminación se da en los siguientes casos: • Al reaccionar el CO2 con los iones OH • Al sobretratar el fluido con Na2CO3 y/o NaHCO3 • Al agregar barita contaminada con Carbonatos Los lodos con problemas de Carbonatos y Bicarbonatos a menudo exhiben altas viscosidades y elevadas resistencias de gel y no responden a los tratamientos normales. Estos contaminantes se pueden detectar en forma cualitativa y cuantitativa (tabla) a través del Pf y Mf. Un alto valor de Mf indica la presencia de Carbonatos y Bicarbonatos, y una separación notable entre el Pf y el Mf confirma la presencia de estos contaminantes. En los fluidos con alto MBT, los Carbonatos predominan cuando el Pf es aproximadamente la mitad del Mf, mientras que los Bicarbonatos están presentes en un fluido con un pH menor de 10.3 y alto Mf. En cambio, cuando el MBT es muy bajo, caso de los fluidos Drill-In, la relación entre el Mf y el Pf debe ser mayor de 5 para exista contaminación por Carbonatos. Estos fluidos no sufren alteración de sus propiedades porque están diseñados para perforar arenas productoras que por lo general contienen mínima cantidad de arcilla. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 137 - tecnología de los fluidos de perforación DETERMINACIÓN CUALITATIVA Y CUANTITATIVA DE CARBONATOS Y BICARBONATOS Relación entre Pf y Mf Pf = 0 2Pf < Mf 2Pf = Mf 2Pf > Mf Pf = Mf OHppm 0 0 CO3= EPM 0 0 HCO3EPM 0 40 Pf ppm 0 1200 Pf ppm 1220 Mf 1200 (Mf -2Pf) EPM 20 Mf 20 (Mf -2Pf) 0 0 1200 Pf 40 Pf 0 0 340 (2Pf - Mf) 20 (2Pf - Mf) 1200 (Mf -Pf) 40 (Mf - Pf) 0 0 340 Pf 20 Pf 0 0 0 0 Otra forma de determinar en forma directa, precisa y cuantitativa, la cantidad total de carbonatos solubles en un fluido de perforación, es realizando la prueba basada en el Tren de Gas Garrett (TGG). Esta prueba consiste en acidificar el filtrado o lodo para reducir el pH y convertir todas las especies de carbonatos a CO2, luego este es transportado por un gas inerte (NO2) hasta un tubo detector calibrado que llega a tomar un color violeta por la presencia del CO2. La concentración de CO3 en mg/L es conocida multiplicando el factor del tubo detector por la longitud oscurecida del mismo. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 138 - tecnología de los fluidos de perforación TRATAMIENTO DE CARBONATOS Y BICARBONATOS El tratamiento químico consiste en incrementar el pH para convertir los HCO3 a CO3 y luego tratar los CO3 con cal para precipitarlos como CaCO3, sólido insoluble e inerte. La conversión de HCO3químicas (reversibles) involucradas son: a CO3= se inicia a pH 8,3 y finaliza a pH10,3. La conversión total se logra a pH 11,7 Las reacciones NaHCO3 + NaOH Na2CO3 + Ca(OH)2 Na2CO3 + H2O CaCO3 + 2NaOH TREN GAS GARRETT (TGG) BALANCE DE CARBONATOS Y BICARBONATOS Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 139- tecnología de los fluidos de perforación lb/bbl del tratante que se requiere para eliminar un EPM del contaminante tratante Cal Yeso Soda Ash Bicarbonato fórmula Ca(OH)2 CaSO42H2O Na2CO3 NaHCO3 lb/bb 0.01295 0.03010 0.01855 0.02940 Unidades de concentración Partes por millón (ppm) = mg/L / densidad de la solución Nota: Cuando la densidad de la solución es cerca de 1 g/cc se puede asumir que ppm = mg/L Equivalentes por millón (EPM) = ppm / peso equivalente Peso Equivalente (PE) de un ion = peso atómico / valencia del ion Peso Equivalente (PE) de un compuesto = peso molecular / carga total de la molécula Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 140 - tecnología de los fluidos de perforación PESOS ATÓMICOS DE ALGUNOS ELEMENTOS Elemento Calcio Carbono Cloruro Hidrógeno Oxígeno Potasio Sodio Sulfuro Símbolo Ca C Cl H O K Na S Peso Atómico 40.1 12.0 35.5 1.0 16.0 39.1 23.0 32.1 Valencia +2 +4 -1 +1 -2 +1 +1 -2 Problemas prácticos sobre contaminación. • Calcular los sacos de soda ash requeridos para tratar 1000 bbl de lodo, contaminados con 800 ppm de calcio de formación. • Calcular los sacos de cal requeridos para tratar 1200 bbl de lodo contaminados con carbonatos, si el Pf = 1.5 y el Mf = 3.0 • Calcular los sacos de bicarbonato de sodio para tratar 800 bbl contaminados con 1200 ppm de calcio (cemento). • Calcular los sacos de química requeridos para tratar 400 bbl de lodo contaminados por equis contaminante (Pf = 3 y Mf = 9). Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 141 - tecnología de los fluidos de perforación FORMULARIO Ing. Ali Prieto O. / 2007 tecnología de los fluidos de perforación 1. CAPACIDAD, bbl/pie HOYO ANULAR TUBERÍA Dh2 1029.4 Dh2 – Dt2 1029.4 (ID)2 1029.4 2. DESPLAZAMIENTO, bbl/pie (OD)2 – (ID)2 1029.4 peso ajustado 2748.7 3. PRESIÓN HIDROSTÁTICA (psi) PH = .05200 x PESO (lb/gal) x TVD. (pies) PH = .00695 x PESO (lb/pc) x TVD (pies) 4. FACTOR DE FLOTACIÓN FF = 1 – 0.002 x PESO (lb/pc) FF = 1 – 0.015 x PESO (lb/gal) Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 153 - tecnología de los fluidos de perforación 3. CONVERSIÓN DE PESOS lb/pc x 0.134 = lb/gal lb/gal x 7.480 = lb/pc 4. INCREMENTO DE PESO 1490 (W2 – W1) X= 35,4 – W2 Donde: X: W 1: W 2: Sacos de barita por cada100 bbl. de lodo Peso inicial, Ib/gal Peso final, Ib/gal 5. PESO DE UNA PÍLDORA EN BASE AL VOLUMEN A PREPARAR DP 5”– 19,5 lb/pie WL (56 VP + 90) 56 VP DP 3½”– 15,5 Ib/pie WL (152 VP + 90) 152 VP W= W= Donde: W: Vp: WL: Peso de la píldora, lb/gal Volumen de píldora, bbl Peso del lodo, lb/gal Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 143 - tecnología de los fluidos de perforación 6. BARRILES DE AGUA Y/O ACEITE NECESARIOS PARA BAJAR PESO VLODO (W1 – W2) W2 – 8,33 VLODO (W1 – W2) W2 – 7,0 VAGUA = VACEITE = Donde: W 1: W 2: Peso inicial, lb/gal Peso final, lb/gal 7. BARRILES DE BARITA NECESARIOS PARA INCREMENTAR PESO VBARITA = VLODO (W2 – W1) 35,4 – W2 8. PESO REQUERIDO PARA CONTROLAR UN POZO W = W1 + PCT 0,052 x TVD Donde: W1 : PCT: TVD: Peso del lodo, lb/gal Presión de cierre en tubería, psi Profundidad vertical, pies 9. PRESIÓN DE CIRCULACIÓN A CUALQUIER PROFUNDIDAD, psi BHCP = PH + PÉRDIDA DE PRESIÓN EN EL ANULAR 10. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN BHCP 0,052 x TMD ΔP 0,052 x TMD ECD = =W+ Donde: BHCP: W: ΔP: TMD: Presión de circulación, psi Peso del lodo, lb/gal Pérdida de presión en el anular, psi Profundidad medida, pies Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 144 - tecnología de los fluidos de perforación 11. PÉRDIDA DE PRESIÓN EN EL ANULAR a. FLUJO LAMINAR H x PC 225 (D1 – D2) VP x H x Va 1500 (D1 – D2)2 ΔP = + (psi) Donde: H: PC: VP: Va: D1 – D2 : Profundidad, pies Punto cedente, lbs/l00 pies2 Viscosidad plástica, cps Velocidad anular, pie/seg Diámetro anular, pulg. b. FLUJO TURBULENTO 1. f x H x W x Va 25,6 (D1 – D2)2 ΔP = (psi) (Ec. de FANNING) Donde: f : Factor de fricción. Se determina con base al número de Reynolds en el gráfico de Stanton 982 (D1 – D2) Va x W VISCOSIDAD Re = 2. ΔP = 0,002 W x H x (Va)2 D1 – D2 (psi) 3. Usando la regla Reed Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 145 - tecnología de los fluidos de perforación 12. CAPACIDAD Y CALIBRACION DE TANQUES RECTANGULAR W H L CILÍNDRICO HORIZONTAL L Bbl = W H L 5.61 Bbl = pie VOLUMEN TOTAL ALTURA Bbl = 0.14 D2 L (teórico) D Bbl (real) = Bbl. teórico por el % de la capacidad total del tanque, determinada con base al % de llenado (gráfica) d D V TANQUE % de CAPACIDAD la capacidad total (%) del tanque 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 DIAMETRO% DEL TANQUE (% DE X LLENADO) de llenado (V/D 100) CILÍNDRICO VERTICAL D L1 L2 Bbl = 0.14 D2 L1 + 0.0467 [ D2 + d2 + DX d d ] L2 Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 146 - tecnología de los fluidos de perforación TOLVA DE BARITA L1 D V1 (pie3) = 0.7854 D2promedio L1 L2 V2 (pie3) = 0.7854 D2 L2 V3 (pie3) = 0.2618 [ D2 + d2 + D X d ] L3 L3 Sacos = (V1 + V2 + V3) 1.35 d Nota: un pie cúbico de barita a granel de 4.2 de SpGr pesa 135 lb ELÍPTICO D L Bbl = 0.56 ⎜ ⎛D ⎝ X 4 d⎞ ⎟ ⎠ L d CONTENEDOR DE RIPIO W1 L Bbl = 0.1783 H W2 ⎛ W1 ⎜ ⎝ + W2 ⎞ ⎟ 2 ⎠ HL Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 147 - tecnología de los fluidos de perforación 13. VELOCIDAD ANULAR, pie/min VA = TASA DE BOMBEO CAPACIDAD ANULAR VA = 24,5 x Q Dh2 – Dt2 Donde: Q: Tasa de bombeo, gal/min. Dh: Diámetro del hoyo, pulg. Dt: Diámetro de la tubería, pulg. 14. VELOCIDAD DE FLUJO, pie/min. V= 24,5 x Q (ID)2 Donde: Q: Tasa de bombeo, gpm ID: Diámetro interno de la tubería, pulg. 15. VELOCIDAD CRÍTICA, pie/seg Vc = 1,078 VP + 1,078 [ (VP)2 + 9,256 (D1 – D2)2 x PC x w ] W (D1 – D2) Donde: VP: Viscosidad plástica, cps PC: Punto cedente, lb/I00 pie2 W: Peso del lodo, lb/gal D1 – D2: Diámetro anular, pulg. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 148 - tecnología de los fluidos de perforación 16. CAUDAL, GALONAJE O TASA DE BOMBEO Para Bomba Triple: Q = 0,010200 x D2 x L x EPM x % E.V (gpm) Q = 0,000243 x D2 x L x EPM x % E.V (bpm) Donde: D: L: EPM: EV: Diámetro de la camisa, pulg. Longitud del pistón, pulg. Emboladas por minuto Eficiencia volumétrica, % Q máximo.: Obtenido a máxima emboladas Q crítico: = Vc (Dh2 – Dt2) 24,5 Q mínimo: Con base al ángulo de inclinación Angulo de inclinación 0º – 35º 35º – 55º 55º Diámetro del hoyo 26" 17 ½" 12 ¼" 8 ½" 700 1250 500 950 1100 400 650 750 300 450 500 Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 149 - tecnología de los fluidos de perforación 18. TIEMPO DE RETORNO (minutos) PROFUNDIDAD (pies) T= VELOCIDAD ANULAR (pies/min) = TASA DE BOMBEO (bbl/min) VOLUMEN ANULAR (bbl) 19. CICLO DEL LODO (minutos) VOLUMEN TOTAL DE LODO (bbl) T= TASA DE BOMBEO (bbl/min) Nota: El volumen total incluye el de superficie y el del hoyo con tubería. 20. PORCENTAJE DE SÓLIDOS DE ALTA Y BAJA GRAVEDAD ESPECÍFICA Vs = VHG – VLG Sólidos totales VHG Sólidos de alta gravedad, barita VLG Sólidos de baja gravedad, bentonita, arcilla y no reactivos de formación. VLG = 62.5 + 2VS –7.5 W Porcentaje de sólidos no reactivos de formación = VLG 21. CONCENTRACIÓN DE BENTONITA, % v/v LB/BBL DE BENTONITA 9,1 MBT 9.1 Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 150 - tecnología de los fluidos de perforación 22. PESO DEL AGUA 1 Barril (42 galones) de agua pesa 1 Pie cúbico de agua pesa 1 Galón de agua pesa 1 centímetro cúbico de agua pesa 23. GRAVEDAD ESPECÍFICA Sp. Gr. (AGUA) = 1.0 ADITIVO CaCO3 Dolomita Barita Bentonita Arena Lutita Lignito Lignosulfonato NaOH MgO MEA NaCI KOH KCL CaCI2 Cal Antiespumante Cemento SpGr 2.80 3.50 4.20 2.60 2.60 2.90 1.50 1.50 2.13 3.65 0.98 2.16 2.04 1.99 2.20 2.20 0.91 3.15 LB/GAL 8,33 ADITIVO Diesel Vassa LP-70 Vassa LP-90 Vassa LP-120 Emulsificante Humectante Arcilla organofílica Activador polar Modificador reológico Gilsonita Asfalto sólido Asfalto líquido Amina Acetato de Potasio Goma Xántica Almidón Ecoglicol-H Intoil-P = Sp. Gr. 350 Libras 62,4 Libras 8,33 Libras 1.0 Gramo LB/PC 62,4 SpGr 0.85 0.80 0.82 0.83 0.85 0.84 1.70 1.26 0.95 1.40 1.70 1.50 1.05 1.57 1.50 1.50 1.07 0.93 = Sp. Gr. SpGr 1.47 2.75 2.20 1.50 0.84 1.00 0.90 2.16 2.51 1.02 1.60 1.50 1.05 1.04 1.91 1.92 1.59 0.85 ADITIVO Fibra Celulosa Mica Grafito Extendedor Terpeno Bactericida C-111 NaHCO3 Soda Ash Detergente PAC, LV-R HEC Poliacrilato Bactericida HCOONa HCOOK CMC, HV-LV Demulsificante Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 151 - tecnología de los fluidos de perforación 24. GRADIENTE DE PRESIÓN PSI / PIE = 0,05200 x PESO (LB/GAL) PSI / PIE = 0.00695 x PESO (LB/PC) 25. GRADIENTE NORMAL DE PRESIÓN 0,465 PSI / PIE 26. GRADIENTE DEL AGUA 0,433 PSI / PIE 27. GRADIENTE NORMAL DE TEMPERATURA 1°F / 100 PIES 28. CONVERSIÓN DE TEMPERATURA T (°C) = 5/9 x (°F – 32 ) T (°F) = 9/5 x (°C + 32 ) Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 151 - tecnología de los fluidos de perforación 29. CONCENTRACIÓN PPM = % EN PESO x 104 PPM = mg / litro densidad de la solucion (g /cc) lb/bbl de material agregado al agua lb/bbl de material agregado + 350 x 100 % PESO = mg / litro = ppm x densidad de la solución (g / cc) LB / BBL = % EN PESO x 350 1 – % EN PESO % V/V = LB / BBL SpGr x 350 X 100 Para convertir Para convertir Para convertir Para convertir ppm NaCI a CI, ppm CI a NaCI, ppm CaCI2 a CI, ppm CI a CaCl2, multiplique multiplique multiplique multiplique por por por por 0,607 1,65 0,642 1,56 30. BALANCE DE MATERIALES V1W1 + V2W2 + …… Vn Wn = Vf Wf V1+ V2 …… Vn = Vf 31. ÍNDICE DE COMPORTAMIENTO DE FLUJO n= log L2 / L1 log R2 / R1 Donde: L1: Lectura tomada a RPM1 L2: Lectura tomada a RPM2 n = 3.32 log (L2 / L1) cuando RPM2 / RPM1 = 2 n = 0.66 Iog (L2 / L1) cuando L1 es tomada a 3 RPM y L2 a 100 RPM Ing. Ali Prieto O. / 2007 NOTA: - 152 - tecnología de los fluidos de perforación 32. INDICE DE CONSISTENCIA K= Lectura (1,7 x RPM)n lb x seg n 100 pies2 K= 5,11 Lectura (1,7 x RPM)n dina x segn cm2 Nota: Generalmente “n” y “k” se determinan a 100 y 3 RPM y/o a 6 y 3 RPM en el anular y a 600 y 300 RPM en el interior de la sarta. 33. CÁLCULO DEL CONTENIDO DE SAL EN LODOS BASE ACEITE • Cloruro de calcio ( CaCl2 ) 1 Ib CaCI2 / bbl de lodo = 9.6 x ml de solución de titulación dureza total • Cloruro de sodio ( NaCI ) 1 Ib NaCI / bbl de lodo = 14.5 x ml de sol. de AgNO3 (1.06 x lb CaCI2 / bbl de lodo) 34. CÁLCULO DE LA ALCALINIDAD DE UN LODO BASE ACEITE POR MEDIO DE TITULACIÓN INDIRECTA ALCALINIDAD = ml H2SO4 0.1N – mI NaOH 0.1N 35. CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD A CUALQUIER TASA DE CORTE 300 X LECTURA. DEL DIAL VISC = RPM Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 153 - tecnología de los fluidos de perforación 36. FACTORES DE CONVERSIÓN = TASA DE CORTE EN SEGUNDOS -1 RPM x 1.7 LECTURA DEL DIAL x 5.11 = ESFUERZO DE CORTE EN DINAS / CM2 37. CÁLCULO DE LA LECTURA DEL DIAL A CUALQUIER RPM LECTURA. DEL DIAL = PC + VP 300 RPM ( ecuación de una recta ) LECTURA L600 L300 PC 300 VP 300 RPM 600 38. CÁLCULO DE VISCOSIDAD VISCOSIDAD. = PC (300 / RPM) + VP Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 153 - tecnología de los fluidos de perforación CONCEPTOS BÁSICOS DE PERFORACIÓN Ing. Ali Prieto O. / 2007 tecnología de los fluidos de perforación 1. CAPACIDAD: Volumen de lodo por unidad de longitud (bbls/pie) • TUBERÍA Depende del diámetro interno (ID). • ESPACIO ANULAR Depende del diámetro externo (OD) de la tubería y del pozo Generalmente, se toma como diámetro del pozo el de la mecha. • TANQUES Depende de la altura, ancho y profundidad. • DESPLAZAMIENTO DE LA TUBERÍA Es el volumen de lodo, por unidad de longitud, que se desplaza cuando la tubería es introducida en el pozo. Depende del espesor de la tubería. Este volumen debe ser tomado en consideración cuando se esté sacando tubería. 2. VOLUMEN: Capacidad por altura ( bbl) • SARTA DE PERFORACIÓN Incluye el volumen que se encuentra en el interior de la tubería y de los portamechas. • ANULAR Barriles de lodo entre la sarta de perforación y el pozo revestido o desnudo. • TANQUES Es muy importante conocer la calibración de los tanques para determinar, en cualquier momento, el volumen de lodo existente. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 153 - tecnología de los fluidos de perforación • SISTEMA TOTAL Incluye el volumen de lodo existente en los tanques y el volumen del pozo 3. BOMBAS DE LODO • DUPLEX Tienen dos cilindros (camisas) y son bombas de doble efecto, es decir, los cilindros descargan tanto en el movimiento hacia adelante de los pistones como en el movimiento hacia atrás. • TRIPLEX Tienen tres cilindros (camisas) y son bombas de efecto simple, es decir, los cilindros descargan solamente en el movimiento del pistón hacia adelante. 4. CONCEPTOS • CARRERA, GOLPE, STROKE O EMBOLADA Es el desplazamiento completo del pistón (ida y vuelta) • VELOCIDAD DE LA BOMBA ( emb/min ) Es el número de emboladas por minuto a que está operando la bomba. • CAPACIDAD, DESPLAZAMIENTO, O RENDIMIENTO DE LA BOMBA (bbl / emb) Es el volumen de lodo descargado por la bomba en cada una de las emboladas. Depende principalmente de: • El diámetro del cilindro • La longitud del pistón • La eficiencia volumétrica de la bomba Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 154 - tecnología de los fluidos de perforación • CAUDAL O TASA DE BOMBEO (bbl/min) Volumen descargado por unidad de tiempo durante la circulación del pozo. CAUDAL = DESPLAZAMIENTO POR VELOCIDAD • TIEMPO DE BOMBEO (minutos) Tiempo necesario para descargar un determinado volumen de lodo. TIEMPO = VOLUMEN CAUDAL • EMBOLADAS TOTALES VOLUMEN EMBOLADAS = DESPLAZAMIENTO DE LA BOMBA EMBOLADAS = VELOC. BOMBA ( emb /min ) X TIEMPO DE BOMBEO ( min ) • VELOCIDAD ANULAR (pie/min) Velocidad a la cual fluye el lodo a través del espacio anular. CAUDAL VEL. ANULAR = CAPACIDAD ANULAR Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 155 - tecnología de los fluidos de perforación • FONDO ARRIBA, minutos Tiempo que tarda el lodo en ir desde el fondo hasta la superficie. Es usado para el descarte de píldoras o retomo de cemento. T= VOLUMEN ANULAR CAUDAL BBL BBL / MIN T= PROFUNDIDAD VELOCIDAD ANULAR PIE PIE / MIN • PRESIÓN HIDROSTÁTICA (psi) Presión ejercida por una columna de lodo a determinada profundidad. PH= 0.052 x W (lb/gal) x TVD (pies) El fondo del pozo y la zapata del revestidor constituyen los dos puntos donde la presión hidrostática se hace mayor y la pared del pozo es más débil y en consecuencia, hay mayor factibilidad de fracturar. El conocimiento de la presión hidrostática en esas zonas es de suma importancia. • GRADIENTE DE PRESIÓN (PSI/PIE) El gradiente de lodo indica la densidad del lodo explícitamente como un gradiente de presión. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 156 - tecnología de los fluidos de perforación REGLAS PRÁCTICAS DE CAMPO Ing. Ali Prieto O. / 2007 tecnología de los fluidos de perforación 1. VISCOSIDAD EMBUDO, seg/qto gal • • 4 veces el peso del lodo en Ib/gal. ½ del peso del lodo en lb/pc. 2. DIFERENCIAS DE VISCOSIDADES EMBUDO • • Entre la descarga y la succión no mayor de 10 segundos. Entre superficie y fondo no mayor de 20 segundos. 3. INCREMENTO DE PESO • 10 sacos de barita incrementan el peso en 0.1 lb/gal por cada 100 barriles de lodo. •K W2 x 5 x (W2 – W1) x VLODO 100 sacos 4. INCREMENTO DE VOLUMEN • 15 sacos de barita incrementan el volumen en un barril • Con 1 saco de bentonita de alto rendimiento se preparan 5 barriles de lodo. • Con 1 saco de atapulgita se preparan cuatro barriles de lodo base agua salada • 4 sacos de cemento incrementan el volumen en 1 barril. 5. INCREMENTO DE VISCOSIDAD 10 sacos de bentonita de alto rendimiento incrementan la VE en ± 8 segundos. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 159 - tecnología de los fluidos de perforación 6. VELOCIDAD CRÍTICA, pie/min Vc = 3.8 √ (PC / W) x 60 Donde: PC: W: Punto cedente, lb/l00pie2 Peso del lodo, Ib/gal 7. PESO ESTIMADO DEL ACEITE • Se asume 7.0 Ib/gal cuando no se conoce la SpGr del aceite, 8. SACOS DE BICARBONATO DE SODIO PARA TRATAR EL CEMENTO • 1 saco por cada barril de cemento 9. PUNTO CEDENTE EN LODOS CON PESO > 15 lb/gal • PC ± peso del lodo 10. VISCOSIDAD PLÁSTICA EN LODO CON PESO > 13 lb/gal • (W – 4) x 3 11. CAUDAL MÍNIMO Y MÁXIMO • • Q (mínimo ): 30 por pulgada de hoyo Q (máximo): 60 por pulgada de hoyo Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 159 - tecnología de los fluidos de perforación 12. PORCENTAJE DE SÓLIDOS • • • En lodo sin peso ( W - 8.33 ) x 7.5 En lodo con peso ( W - 6 ) x 3.2 En lodos de 15 –16 lb/gal. Dos por el peso del lodo 13. CANTIDAD DE BENTONITA A MEZCLAR ± 25 sacos por cada100 barriles de agua 14. MÁXIMO PORCENTAJE DE ACEITE EN LODO BENTONÍTICO 24 – peso del lodo en lb/gal 15. DILUCIÓN • • 1.5 barriles de agua por hora por cada pulgada perforada 21.4 tiempo que tarda en llenarse un cuarto de galón de agua (bbl/hr) 16. AJUSTES DE SALINIDAD • Una lb/bbl de KCL o NaCI incrementará el contenido de CI en 2850 ppm. • El 1% en peso de KCL o NaCI, equivale a 3.5 lb/bbl ( 6500 ppm CI) e incrementará el contenido de sal en ± 10000 ppm. 17. INDICADOR DE ACARREO EN POZOS CON ÁNGULO MAYOR A 30° Valores de las lectura a 3 y/o a 6 RPM ± igual al diámetro del hoyo. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 160 - tecnología de los fluidos de perforación TABLAS DE CONVERSIÓN Ing. Ali Prieto O. / 2007 tecnología de los fluidos de perforación ACRE ATMOSFERA BARRIL 0,405 14,7 9702 159 42 5,61 0,159 0,252 0,15899 0,001 1,0 1,0 231,000 3,785 0,134 0,0238 0,0037 0,01 2,471 2,2046 0,6214 1,341 1000 3411 0,454 HECTÁREAS LIBRAS POR PULG2 (PSI) PULGADAS CÚBICAS LITROS GALONES PIES CÚBICOS METROS CÚBICOS CALORÍAS METROS CÚBICOS LITRO MILILÍTRO LITRO PULGADAS CÚBICAS LITROS PIES CÚBICOS BARRILES METROS CÚBICOS KILÓMETRO CUADRADO ACRES LIBRAS MILLAS CABALLOS DE FUERZA (HP) VATIOS B.T.U. KILOS B.T.U. CENTÍMETRO CÚBICO DECÍMETRO CÚBICO GALÓN (US) HECTÁREAS KILOGRAMO KILÓMETRO KILOVATIO LIBRA Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 163 - tecnología de los fluidos de perforación LIBRAS POR PULGADA2 LIBRA POR PIE3 LITRO 0,0703 16,02 1000 61,0260 0,2641 0,0353 0,0062 3,281 39,37 10,76 35,315 1000 264,17 6,29 1,6093 30,48 0,305 0,17810 0,02832 0,0703 2,540 °C °F KILOGRAMO POR CM2 KILOGRAMO POR METRO3 CENTÍMETROS CÚBICOS PULGADAS CÚBICAS GALONES PIES CÚBICOS BARRILES PIES PULGADAS PIES CUADRADOS PIES CÚBICOS LITROS GALONES BARRILES KILÓMETROS CENTÍMETROS METROS BARRIL METROS CÚBICOS KG/CM2 CENTÍMETROS 5/9 (°F – 32) 9/5 (°C + 32 METRO METRO CUADRADO METROS CÚBICOS MILLA PIE PIE CÚBICO PSI PULGADA TEMPERATURA Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 164 - tecnología de los fluidos de perforación TONELADA MÉTRICA 2205 1000 2000 LIBRAS KILOGRAMOS LIBRAS TONELADA CORTA Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 165 - tecnología de los fluidos de perforación GLOSARIO Ing. Ali Prieto O. / 2007 tecnología de los fluidos de perforación “A” ABSORCIÓN – Penetración o desaparición aparente de moléculas o iones de una o más substancias en el interior de un sólido o un líquido. Por ejemplo, en la bentonita hidratada, el agua que se mantiene entre las capas es el resultado de absorción. ÁCIDO – Cualquier compuesto químico que contiene hidrógeno reemplazable por elementos o radicales positivos para formar sales, como ejemplo de ácidos o de substancias acídicas podemos citar el ácido clorhídrico, el ácido tánico y el pirofosfato de sodio. ÁCIDEZ – Potencia ácida relativa de los líquidos, tal como se mide por medio del pH. Acidez implica un pH inferior a 7. ÁCIDO HÚMICO – Ácidos orgánicos de composición indefinida que ocurren generalmente en el lignito conocido con el nombre de leonardita, de la cual los ácidos húmicos son el constituyente más valioso. ÁCIDO TANICO – Ingrediente activo y substituto del quebracho, tales como la corteza del mangle, el extracto de castaño, etc. ADHESIÓN – Fuerza que mantiene juntas a moléculas diferentes. ADICIONES A UN LODO – El proceso de agregar y mezclar aditivos de lodo para alcanzar algún propósito u objetivo imposible de lograr con el fluido original. ADITIVO PARA LODOS – Cualquier material que se añade a un lodo para lograr un propósito determinado. ADITIVOS PARA CONTROLAR LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN – Materiales que se agregan al lodo para reducir o evitar la pérdida de circulación. Estos materiales se agregan en distintas cantidades y se clasifican en fibras, escamas y granulares. ADSORCIÓN – Fenómeno de superficie exhibido por un sólido (adsorbente) que le permite mantener o concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas sobre la superficie; esta propiedad es debida a la adhesión. Por ejemplo, el agua que queda adherida a la superficie externa de la bentonita hidratada es agua adsorbida. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 167 - tecnología de los fluidos de perforación AGENTE ESPUMANTE – Sustancia que produce burbujas regularmente estables en la interfase aire - líquido, debido a agitación, aireación o bullición. En la perforación con gas o aire, se agregan agentes espumantes para transformar el influjo de agua en una espuma aireada. Esto se llama comúnmente perforación con niebla (mistdrilling). AGENTE FLOCULANTE – Sustancia, como la mayor parte de los electrolitos, algunos polisacáridos, ciertos polímeros naturales o sintéticos, que causan el aumento de viscosidad de un lodo. En los fluidos plásticos de Bingham, el punto de cedencia y la resistencia de gel aumentan. AGENTE HUMECTANTE – Sustancia o mezcla de sustancias que, cuando se agrega a un líquido, aumenta la diseminación de un líquido sobre la superficie de un sólido o facilita la penetración del líquido en un material. AGLOMERACIÓN - Agrupamiento de partículas individuales. AGLOMERADO – Grupos más grandes de partículas individuales que se originan generalmente en las operaciones de tamizado o de secado. AGREGACIÓN – Formación de agregados. En los lodos, la agregación se produce cuando se acumulan plaquetas de arcilla una arriba de otra, cara a cara. En consecuencia, la viscosidad y la resistencia del gel disminuyen. AGREGACIÓN CONTROLADA – Condición en la que las plaquetas de arcillas se mantienen apiladas por acción de un catión polivalente, como por ejemplo el calcio, y son defloculadas usando un dispersante. AGREGADO – Grupo de dos o tres partículas individuales mantenidas juntas por fuerzas poderosas. Los agregados son estables sometidos al agitado y al batido, así como a su manipuleo como polvo o como suspensión. Pueden ser disgregados por un trata miento drástico tal como la acción de un molino de bolas sobre un polvo o el cizallamiento de una suspensión. AGUA INNATA O AGUA DE FORMACIÓN – Agua que probablemente se depositó y quedó atrapada como depósitos sedimentarios; eso la diferencia de las aguas migratorias que han entrado en los depósitos después que ellos se formaron. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 168 - tecnología de los fluidos de perforación AGUA EMULSIÓN DE PETRÓLEO (EMULSIÓN LECHOSA) – Lodo en el cual el contenido de petróleo se mantiene usualmente entre 3 y 7 por ciento y raramente por encima del 10 por ciento. (Puede ser considerablemente más alto). El petróleo está emulsionado en agua dulce o salada con un emulsionante líquido. AGUA INTERSTICIAL – Agua contenida en los intersticios o espacios vacíos de una formación. AGUA SALOBRE – Agua que contiene sales solubles en concentraciones relativamente bajas. AIREACIÓN – Técnica de inyectar aire o gas en cantidades variables en un fluido de perforación (lodo) con el propósito de reducir la columna hidrostática. ÁLCALI – Cualquier compuesto que tenga marcadas propiedades básicas, ver base. ALCALINIDAD – Poder de combinación de una base, medido por el número máximo de equivalentes de un ácido con los que puede combinarse para formar una sal. En los análisis de agua representa los carbonatos, los bicarbonatos, los hidróxidos, y ocasionalmente los boratos, los silicatos y los fosfatos contenidos en el agua. Se determina por titulación con ácido estándar hasta alcanzar ciertos puntos dados. Ver API RP 1 3B para determinar las alcalinidades a la fenolftaleína (Pl) y al anaranjado de metilo (Mf) del filtrado de los lodos y la alcalinidad del mismo lodo (Pm). Ver también Pf, Mf, y Pm. ALMIDÓN – Grupo de hidratos de carbono que se encuentran en las células de muchas plantas. El almidón se usa especialmente (pregelatinizado) para reducir la tasa de filtración, y ocasionalmente para aumentar la viscosidad. Sin una protección adecuada el almidón se fermenta. ANÁUSIS DE GRANULOMETRÍA – Determinación de los porcentajes relativos de las substancias (como por ejemplo los sólidos suspendidos en un lodo) que pasan o son retenidas en una secuencia de tamices de tamaño decreciente de malla. El análisis se puede hacer por el método húmedo o por el método seco. Ver malla. ANÁLISIS DE LODO O FLUIDO DE PERFORACIÓN – Examen y prueba de un lodo para determinar sus propiedades y sus condiciones físicas y químicas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 169 - tecnología de los fluidos de perforación ANHIDRITA – Ver sulfato de calcio. La anhidrita se encuentra a menudo en el curso de las perforaciones. Puede presentarse como vena o intercalaciones delgadas o como formaciones masivas. ANHIDRO – Sin agua. ANION – Átomo con carga negativa, tal como CI, OH, S04, etc. ANTIESPUMANTE – Sustancia que se emplea para eliminar la espuma mediante la disminución de la tensión superficial. ANULAR O ESPACIO ANULAR – Espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo o revestimiento. APRISIONAMIENTO (O PEGAMIENTO) – Condición en la que la tubería de perforación o de revestimiento quedan aprisionadas en el pozo en una posición fija. Puede ocurrir mientras se está perforando o cuando se baja el revestimiento o bien cuando se saca la tubería. Frecuentemente, eso determina la necesidad de una operación de pesca. ARCILLA – Silicato de aluminio hidratado, formado por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio. ARCILLA DE AGUA SALADA – Ver atapulgita. ARCILLA DE PERFORACIÓN DE ALTO RENDIMIENTO – Clasificación que incluye un grupo de arcillas comerciales con un rendimiento de 35 – 50 barriles por tonelada. Ocupan un lugar intermedio entre la bentonita y las arcillas de bajo rendimiento. Las arcillas de alto rendimiento se preparan usualmente peptizando arcillas montmoriloníticas (montmorinlita cálcica) de bajo rendimiento o en unos pocos casos, por mezcla de algo de bentonita con la arcilla de bajo rendimiento después de peptizar esta última. ARCILLA PEPTIZADA – Arcilla a la cual se ha agregado alguna sustancia para incrementar su rendimiento inicial. Por ejemplo, es frecuente agregar carbonato de sodio a la arcilla constituida por montmorilonita cálcica. ARCILLAS DE BAJO RENDIMIENTO – Arcillas comerciales, generalmente del tipo de la montmorilonita cálcica, cuyo rendimiento es aproximadamente de 15 a 30 barriles por tonelada. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 170 - tecnología de los fluidos de perforación ARCILLAS NATURALES – Arcillas que se encuentran al perforar diversas formaciones. El rendimiento de esas arcillas varía considerablemente y pueden o no ser incorporadas al sistema de lodo. ARENA – Material granular suelto resultante de la desintegración de las rocas. Está formado fundamentalmente por silice. ASBESTO O AMIANTO – Término que se aplica a muchos silicatos minerales. ASENTAMIENTO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO – Instalación de tubería de revestimiento en el pozo. ASFALTO – Mezcla natural o mecánica de betunes sólidos o viscosos que se encuentra en lechos naturales o que se obtiene como residuo de petróleo. El asfalto se usa en los lodos base agua para estabilizar la pared del pozo. ATAPULGITA – Silicato hidratado de aluminio y magnesio. Se usa en todos de agua salada para obtener viscosidad. ÁTOMO – Es la menor cantidad de un elemento capaz de entrar en combinación química o que puede existir aisladamente. “B” BARRIL – Unidad volumétrica de medida que se emplea en la industria petrolera. Equivale a 42 galones. BARRIL EQUIVALENTE – Unidad de laboratorio empleada para la evaluación o pruebas de todo. Un gramo de material, cuando se agrega a 350 ml de lodo, equivale a la adición de 1 lb de material a un barril (42 galones) de lodo. BARRIL QUÍMICO – Recipiente en el cual se mezcla una sustancia química antes de agregarla al lodo. Ejemplo: soda cáustica diluida en agua, gasoil, etc. BASE – Compuesto de un metal con hidrógeno y oxígeno en la proporción requerida para formar un radical OH, que se ioniza en soluciones acuosas produciendo un exceso de iones oxhidrilo. Las bases se forman cuando los óxidos metálicos reaccionan con el agua. Las bases elevan el pH. Como ejemplos se pueden citar la soda cáustica y la sal. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 171 - tecnología de los fluidos de perforación BASICIDAD O ALCALINIDAD – pH por arriba de 7. Capacidad de aceptar protones de los ácidos o, en otras palabras, de neutralizarlos. BENTONITA – Arcilla constituida principalmente por el mineral montmorilonita sádica. Tiene un rendimiento de más de 85 barriles por tonelada. El término genérico “bentonita” no es ni un nombre mineralógico, ni tiene una composición mineralógica definida. BICARBONATO DE SODIOS – NaHCO3 – Material que se emplea principalmente para tratar la contaminación con cemento. BS, O BS & W – Sedimento de base, o sedimento de base y agua. “C” CAL – Forma comercial del hidróxido de calcio. Se usa para tratar contaminaciones de carbonatos o bicarbonatos. CALCIO – Elemento alcalino con valencia dos y peso atómico de 40 aproximadamente. Es un componente de la cal, del yeso, de la piedra caliza, etc. Causa la dureza del agua, conjuntamente con el magnesio, y es el contaminante más común de los lodos de base acuosa. CALOR ESPECÍFICO – Número de calorías requeridas para elevar la temperatura de un gramo de una sustancia en un grado centígrado. El calor específico de un lodo da una indicación de la habilidad del mismo para mantener fría la barrena a una determinada velocidad de circulación. CAL VIVA – Óxido de calcio, CaO: Se emplea en ciertos lodos de base petróleo para neutralizar los ácidos orgánicos. CARBONATO DE CALCIO – CaCO3 – Sal insoluble de calcio que se utiliza extensamente como material densificante. También se usa para controlar pérdida de circulación en formaciones productoras de hidrocarburos. CARBONATO DE SODIO – Na2CO3 – Material usado para tratar contaminación con calcio de formación. Se conoce comúnmente con el nombre de Soda Ash o ceniza de soda. CATIÓN – Partícula cargada positivamente. Ejemplo: Na, H, NH4, Ca, Mg, Al. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 172 - tecnología de los fluidos de perforación CAUDAL O TASA DE CIRCULACIÓN – Son los galones o barriles por minuto que desplazan las bombas de lodo. CEMENTO – Mezcla de aluminatos y silicatos de calcio que se produce combinando cal y arcilla con calor. El cemento apagado contiene aproximadamente 62.5% de hidróxido de calcio, el cual es la fuente más importante de dificultades cuando el lodo se contamina con cemento. CEMENTO PURO – Lechada compuesta por cemento portland y agua. CENTÍMETRO CÚBICO O CC – Unidad del sistema métrico para la medición de volúmenes. Un centímetro cúbico de agua a temperatura ambiente pesa aproximadamente 1 gramo. Mil cc equivalen a un litro. CENTIPOISE (cp) – Es una unidad de viscosidad igual a 0,01 poise. Un poise es igual a un gramo por metro-segundo, y un centipoise es 1 gramo por centímetro – segundo. La viscosidad del agua a 20 C es 1.005 cp. CENTRÍFUGA – Instrumento que se usa para la separación mecánica de los sólidos de elevado peso específico suspendidos en un lodo. Se usa generalmente en lodos densificados para recuperar el material densificante y para descargar los sólidos de perforación. La centrífuga logra esta separación por medio de la rotación mecánica a alta velocidad, lo que la distingue del hidrociclón, en el cual la energía del fluido por sí misma provee la energía separativa. CICLÓN – Dispositivo para la separación de diversas partículas contenidas en un lodo. Se usa más comúnmente como un desarenador. El fluido se bombea tangencialmente en el interior de un cono y la rotación del fluido provee una fuerza centrífuga suficiente para separar las partículas densas por efecto de su peso. CIRCULACIÓN – Recorrido que hace el lodo a través de las bombas, la sarta de perforación, la barrena, y el espacio anular. El lodo sale del tanque succión, hace su recorrido, y regresa nuevamente al tanque. CIRCULACIÓN INVERSA – Método por el cual se invierte el flujo normal de un lodo haciéndolo circular hacia abajo por el espacio anular y hacia arriba y afuera a lo largo de la columna de perforación. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 173 - tecnología de los fluidos de perforación CLORURO DE CALCIO – CaCl2 – Sal de calcio, muy soluble, que se agrega a veces a los lodos para impartirles propiedades especiales y principalmente para aumentar la densidad de la fase fluida. CLORURO DE SODIO – NaCI – Conocido habitualmente como sal común. Puede estar presente en un lodo como contaminante o se le puede agregar por diversas razones. CLORURO DE ZINC - ZnCl2 – Sal muy soluble que se utiliza para aumentar la densidad del agua a niveles que pueden ser más del doble que la densidad del agua destilada. Normalmente, se agrega a un sistema después de haberlo saturado con cloruro de calcio. C.M.C. – Material orgánico utilizado para controlar filtrado, suspender barita y proveer viscosidad. Se usa conjuntamente con la bentonita cuando se desean lodos de bajo contenido de sólidos, se presenta en diversos grados de viscosidad y pureza. CÓAGULACIÓN – En terminología de lodos es un sinónimo de floculación. COALESCENCIA – Propiedad de las cosas a unirse o fundirse. Ejemplo: las gotas de aceite emulsionadas en el agua tienden a unirse y separarse por coalescencia en lodos base agua. Idem con las gotas de agua en los lodos base aceite. COHESIÓN – Fuerza de atracción que mantiene juntas las moléculas de una sustancia. COLOIDE – Según la publicación API es toda partícula cuyo tamaño es menor de 2 micrones. COMPOSICIÓN COLOIDAL – Suspensión que contiene uno ó más constituyentes coloidales. CONCENTRACIÓN DE IONES DE HIDRÓGENO – Medida de la acidez o la alcalinidad de una solución, usualmente expresada como pH. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 174 - tecnología de los fluidos de perforación CONCENTRACIÓN O CONTENIDO DE SÓLIDOS – Cantidad total de sólidos en un lodo, tal como se determina por destilación; incluye tanto los sólidos disueltos como los suspendidos no disueltos. Se expresa habitualmente en porcentaje por volumen. El contenido de sólidos suspendidos puede ser una combinación de sólidos de alto y bajo peso específico, así como de sólidos nativos y comerciales. Ejemplos de sólidos disueltos son las sales solubles de sodio, calcio, y de magnesio. Los sólidos suspendidos son los componentes del revoque, mientras que los sólidos disueltos quedan en el filtrado. CONDUCTIVIDAD – Es la recíproca de la resistividad o resistencia, para fines de perfilaje se pueden agregar electrolitos al lodo para aumentar su conductividad. CONSISTENCIA – Viscosidad de un fluido no reversible, medida en poises, para un cierto intervalo de tiempo y a una presión y temperatura dadas. CONSISTENCIA DE REVOQUE – De acuerdo con la publicación API RP 13B, se pueden usar expresiones tales como duro”, “blando”, “esponjoso”, “firme”, etc, para dar una idea de la consistencia del revoque. CONSISTÓMETRO – Instrumento para determinar el tiempo de espesamiento. CONTAMINACIÓN – Presencia en un lodo de cualquier sustancia extraña que puede tender a producir efectos nocivos en sus propiedades. CONTAMINACIÓN CON CALCIO – Se trata de iones de calcio disueltos en suficiente concentración como para impartir propiedades indeseables al lodo, como por ejemplo floculación, reducción del rendimiento de la bentonita, aumento de la pérdida de filtrado etc. CONTENIDO DE ARENA – El contenido de arena de un lodo está constituido por sólidos abrasivos retenidos por una malla 200. Se expresa habitualmente como el volumen total de arena dado en porcentaje por volumen de lodo. Este ensayo es un tipo de prueba elemental en el sentido de que los sólidos retenidos no son necesariamente sílice y pueden no ser todos abrasivos. Para información adicional sobre las clases de sólidos retenidos por una malla 200, sería necesario realizar pruebas más específicas. Ver malla. CONTENIDO DE PETRÓLEO – Cantidad de petróleo en porcentaje por volumen. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 175 - tecnología de los fluidos de perforación CONTROLAR O MATAR UN POZO – Control de un pozo que estaba en surgencia. También se denomina así el procedimiento en el cual se circula agua y lodo en un pozo terminado antes de iniciar las operaciones de servicio o terminación. COPOLÍMERO – Sustancia que se forma cuando dos o más substancias se polimerizan al mismo tiempo dando por resultado un producto que no es una mezcla de polímeros individuales, sino un complejo que tiene propiedades diferentes de cada polímero por separado. CORROSIÓN – Reacción química adversa sobre un metal o la destrucción progresiva del mismo por el aire, la humedad o substancias químicas; generalmente se forma un óxido. CORTE POR GAS (GAS CUT) – Gas incorporado en un lodo. CROMATO – Un compuesto en el que el cromo tiene una valencia de 6, como por ejemplo el bicromato de sodio. Los cromatos pueden añadirse a los lodos, bien sea rectamente, o bien como un constituyente de los cromolignitos o de los cromolignosulfonatos. En ciertas áreas, los cromatos se emplean ampliamente como inhibidores de corrosión. CUALIDADES FILTRANTES – Características del filtrado de un lodo de perforación, generalmente estas cualidades son inversas al espesor del revoque depositado sobre un medio poroso y a la cantidad de filtrado que dicho medio absorbe o permite pasar. “D” DAÑO A LA FORMACIÓN – Daño a la productividad de un pozo como resultado de una invasión a la formación de partículas o filtrado. El asfalto del petróleo crudo es capaz de dañar también algunas formaciones. El asfalto disminuye la humectabilidad de la formación. DARCY – Unidad de permeabilidad. Un medio poroso tiene una permeabilidad de 1 Darcy cuando una presión de 1 atmósfera es capaz de forzar un líquido de 1 cp de viscosidad a través de una muestra de 1 cm de largo y un cm2. de sección transversal imprimiéndole una velocidad de 1 cm por segundo. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 176 - tecnología de los fluidos de perforación DELICUESCENCIA – Licuación de una sustancia sólida por adsorción de humedad proveniente del aire. Un ejemplo de éste fenómeno es lo que ocurre con el cloruro de calcio. Este se derrite cuando queda expuesto a la intemperie por mucho tiempo. DENSIDAD – Dimensión de la materia según su masa por unidad de volumen; se expresa en libras por galán (lb/gal), o también en libras por pie cúbico (lb/pie3). En la terminología de lodos norteamericanos, la densidad se denomina frecuentemente como “peso”. DENSIDAD API – Densidad (peso por unidad de volumen) del petróleo crudo o de otro fluido relacionado con este, tal como se mide por un sistema recomendado por el American Petroleum lnstitute API (Instituto Americano de Petróleo). Está relacionada con el peso específico real por la siguiente fórmula: GRADOS API = 141,5 PESO ESPECIF. 60°F / 60°F – 131,5 DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN – Para un fluido circulante la densidad equivalente de circulación, en lb/gal, es igual a la presión hidrostática (psi) más la pérdida total de presión en el anular (psi), dividida por la profundidad (en pies) y por 0,052. DERRUMBAMIENTO (HEAVING) – Desprendimiento de la pared de un pozo como resultado de presiones internas debido, principalmente al hinchamiento de las lutitas por hidratación o a presiones de gas de la formación. DESARENADOR – Equipo de control de sólidos utilizados para eliminar partículas mayores a 74 micrones. DESCOMPOSICIÓN TÉRMICA – Descomposición química de un compuesto por la temperatura en substancias más simples o en sus elementos constitutivos. Por ejemplo: el almidón se descompone térmicamente cuando la temperatura se acerca a los 200°F ( 149°C ). DESESPUMANTE O AGENTE ANTIESPUMANTE – Sustancia que se utiliza para reducir o eliminar la espuma reduciendo la tensión superficial. DEFLOCULACIÓN – Ruptura de floculos de estructuras de tipo gel empleando un reductor de viscosidad o dispersante. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 177 - tecnología de los fluidos de perforación DESHIDRATACIÓN – Acción de quitarle a un compuesto el agua libre que contiene o el agua de mezcla. DESPRENDIMIENTO – Caída de la pared de un pozo como resultado de formaciones no consolidadas. DESTILACIÓN – Proceso que consiste en vaporizar primero un líquido y luego condensar ese vapor en otro líquido (el destilado), dejando en la solución original substancias no volátiles, ó los sólidos totales de un lodo. El destilado consiste en el agua y/o el petróleo contenido en el lodo. DESTILADOR DE LODO – (RETORTA) - Instrumento empleado para destilar el aceite, el agua y otros materiales volátiles en una muestra de lodo, para determinar el aceite, el agua y los sólidos totales que contiene dicho lodo en porcentaje por volumen. DIFUSIÓN – Propagación, dispersión o mezcla de un material (gas, líquido o sólidos) en otro. DILUYENTE – Líquido que se agrega para diluir o reducir la viscosidad de una solución. DISOCIACIÓN – Subdivisión de un compuesto en dos o más moléculas, átomos o iones. DISPERSANTE – Toda substancia química que promueve la dispersión de la fase dispersa. DUREZA DEL AGUA – La dureza del agua se debe principalmente a los iones de calcio y magnesio presentes, y es independiente de los iones ácidos que los acompañan. La dureza total se mide en términos de las partes por millón de carbonato de calcio o ppm de calcio, y a veces en equivalentes por millón de calcio. Para las pruebas de dureza, ver la publicación API RP 13B. “E” EFECTO DE VALENCIA – En general, cuanto más afta es la valencia de un ion, mayor es la pérdida de la estabilidad que dicho ion imparte a las emulsiones, a las suspensiones coloidales, etc. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 178 - tecnología de los fluidos de perforación EMBUDO DE MARSH – Instrumento que se emplea para determinar la viscosidad. El embudo de Marsh es un recipiente con un orificio fijo en el fondo, de modo que, cuando se llena con 1.500 cc de agua dulce, un cuarto de galán (946 mi) fluirá hacia afuera en 26 ± 0,5 segundos. Para la salida de 1.000 ml se emplean 27,4 ± 0,5 segundos. Para las especificaciones, ver la publicación API RP 13B. EMULSIFICADOR O AGENTE EMULSIFICANTE – Sustancia usada para producir una emulsión de dos líquidos, la cual no se mezcla espontáneamente. Los emulsionantes se pueden dividir, de acuerdo a su comportamiento, en jónicos y no iónicos. Los emulsionantes iónicos pueden a su vez dividirse en aniónicos, catiónicos y anfotéricos, dependiendo de la naturaleza iónica de los grupos activos. EMULSIÓN – Mezcla líquida heterogénea, básicamente permanente, de dos líquidos que normalmente no se disuelven el uno en el otro, pero que son mantenidos en suspensión o dispersión, el uno en el otro, por agitación mecánica o, más frecuentemente, mediante la adición de pequeñas cantidades de substancias conocidas como emulsionantes. Las emulsiones pueden ser mecánicas, químicas, o una combinación de las dos. Pueden ser de dos tipos: petróleo en agua y agua en petróleo. EMULSIÓN DE AGUA EN PETRÓLEO – Es un emulsión donde la fase dispersa es agua y la fase continua es aceite. EPM O EQUIVALENTE POR MILLÓN – Unidad de peso químico de un soluto por cada millón de unidades de peso de solución. El EPM de un soluto en solución es igual a las ppm (partes por millón) divididas por el peso equivalente. EQUIVALENTE LIBRA – Unidad de laboratorio usada en pruebas piloto. Un gramo o libra equivalente, cuando se agrega a 350 mi de fluido, corresponde a 1 lb/bbl. ESPESOR DEL REVOQUE – Es una medida de los sólidos que se depositan sobre papel filtro durante la prueba de filtración API estándar de 30 minutos. Se determina con una precisión de 1/32 de pulgada. En ciertas áreas el espesor del revoque es una medición de los sólidos depositados sobre papel filtro durante un tiempo de 7 1/2 minutos. ESPUMA – Sistema bifásico, similar a una emulsión, en el que la fase dispersa es gas o aire. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 179 - tecnología de los fluidos de perforación ESTEARATO – Sal de ácido esteárico, el cual es un ácido graso saturado de 18 átomos de carbono. Ciertos compuestos, tales como el estearato de aluminio, de calcio, y de zinc, se han empleado en lodos con uno o más de los siguientes propósitos: anties pumante, lubricante, para perforación con aire en el que se encuentra una pequeña cantidad de agua, etc. ESTEARATO DE ALUMINIO – Sal de aluminio del ácido esteárico la cual se emplea como antiespumante. Generalmente se le agrega al lodo mezclado con gasoil. EXTENDEDOR DE ARCILLA – Compuestos orgánicos de alto peso molecular, que cuando se agregan a bajas concentraciones de bentonita o a ciertas otras lechadas arcillosas, aumentan la viscosidad del sistema. “F” FASE DISPERSA – Fase constituida por las partículas separadas entre sí (sólidas, líquidas o gaseosas de una suspensión). Estas partículas están divididas finamente y están completamente rodeadas por la fase continua. FASE CONTINUA – Fase fluida que rodea completamente a la fase dispersa, que puede consistir en coloides, petróleo, etc. FERMENTACIÓN – Proceso de descomposición de ciertas substancias orgánicas. Un ejemplo es el del almidón, en el cual por la acción de las enzimas, las bacterias, o cualquier otro micro-organismo, se desarrollan cambios químicos. A menudo se conoce con el nombre de “agriamiento”. FIBRA O MATERIALES FIBROSOS – Cualquier material tenaz y elongado que sea utilizado para evitar la pérdida de circulación o para restaurarla. FILTRACIÓN – Proceso de separación de los sólidos suspendidos en su líquido al forzar su paso a través de un medio poroso. En el pozo tienen lugar dos tipos de filtración del lodo: filtración dinámica mientras se está circulando y filtración estática cuando se está en reposo. FILTRADO – Líquido forzado a través de un medio poroso durante el proceso de filtración. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 180 - tecnología de los fluidos de perforación FILTRO PRENSA – Un dispositivo para determinar la pérdida de filtrado de un lodo. Las especificaciones se dan en la publicación API RP 1 3B. FLOCULACIÓN – Asociación de partículas sin gran cohesión, en grupos ligeramente ligados; asociación no paralela de plaquetas de ardua. En suspensiones concentradas, tal como es el caso de los lodos, la floculación da por resultado la gelificación o gelación. FLOCULADOS – Grupos o agregados de partículas en suspensión que pueden ser disgregados por agitación rotatoria o recíproca y que se vuelven a formar al dejar la suspensión en reposo. FLUIDEZ – Recíproca de la viscosidad, medida de la tasa con la cual el fluido es deformado en forma continua por una tensión de corte (shearing stress). También se entiende por fluidez a la facilidad de flujo. FLUIDO – Un fluido es una substancia que toma fácilmente la forma del recipiente que lo contiene. El término incluye a líquidos y gases. Los lodos de perforación son generalmente fluidos Newtonianos y plásticos, rara vez pseudoplásticos, y casi nunca fluidos dilatantes. FLUIDO DE EMPAQUE – Cualquier fluido colocado en el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento, por arriba de un empaque. FLUIDO DE REPARACIÓN – Cualquier tipo de fluido empleado en la reparación de un pozo. FLUIDO DILATANTE – Fluido formado habitualmente por una alta concentración de sólidos bien dispersados, que exhibe una curva de consistencia no linear pasando por el origen. La viscosidad aparente aumenta instantáneamente al aumentar el corte (shear). El punto de cedencia, tal como se determina por medio de los cálculos convencionales a partir de los datos del viscosímetro de lectura directa, es negativo. Sin embargo, el verdadero punto de cedencia es cero. FLUIDO NEWTONIANO – Es el fluido en el cual el esfuerzo de corte (shear force) es directamente proporcional a la tasa de corte (shear rate). Estos fluidos empiezan a moverse inmediatamente cuando se aplica una presión por encima de cero. Ejemplos : agua, petróleo, y glicerina.. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 181 - tecnología de los fluidos de perforación FLUIDO O LODO DE PERFORACIÓN – Líquido circulante que se utiliza en la perforación rotatoria para desempeñar algunas de las varias funciones requeridas durante la perforación. FLUIDO PLÁSTICO – Un fluido complejo, no Newtoniano, en el cual la resistencia al corte (shear force) no es proporcional a la velocidad de corte (shear rate). Para iniciar y mantener el movimiento del fluido es necesaria una presión definida. El flujo tapón es el tipo inicial de flujo y sólo ocurre en fluidos plásticos. La mayor parte de los lodos de perforación son fluidos plásticos. El punto de cedencia, tal como lo determina el viscosímetro de lectura directa, está por encima de cero. FLUIDO PSEUDOPLÁSTICO – Fluido complejo no Newtoniano que no posee tixotropía. Una presión o fuerza por encima de cero origina la iniciación de flujo de fluido. La viscosidad aparente o consistencia disminuye instantáneamente con un aumento en la tasa de corte, hasta que, en un punto dado, la viscosidad se hace constante. El punto de cedencia, tal como lo determina el viscosímetro de lectura directa, es positivo lo mismo que en los fluidos plásticos de Bingham; sin embargo, el valor real del punto de cedencia es cero. Un ejemplo de fluido seudoplástico es la goma guar en agua dulce o salada. FLUJO DE FLUIDO – Es el movimiento de un fluido. FLUJO LAMINAR – Fluido que fluye paralelo a la pared del pozo. El fluido se mueve a diferentes velocidades a través del frente que varía desde cero al lado de la pared hasta un máximo en el centro del flujo. El flujo laminar es la primera etapa del flujo en un fluido Newtoniano y es la segunda etapa en un fluido plástico de Bingham. Este tipo de movimiento se llama también paralelo, de corriente linear o de flujo viscoso. FLUJO TAPÓN – Movimiento de un material como una unidad, sin separación, fracturas o cortes dentro de la masa. El flujo tapón es el primer tipo de flujo exhibido por un fluido plástico después de vencer la resistencia inicial requerida para que el flujo comience a producirse. FLUJO TURBULENTO – Flujo de un fluido en el cual la velocidad de un punto dado cambia constantemente en magnitud y dirección; el recorrido del fluido sigue un curso errático y varía continuamente. El flujo turbulento es la etapa segunda y final del flujo de un fluido Newtoniano; es la etapa tercer y final en un fluido plástico de Bingham. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 182 - tecnología de los fluidos de perforación FLUORESCENCIA – Emisión instantánea de luz de una longitud de onda más larga, que la luz que el cuerpo absorbió originalmente. FORMACIONES CAVERNOSAS – Se trata de formaciones que contienen espacios vacíos voluminosos, usualmente como resultado de la disolución por agua de formación que puede o no estar todavía presente FOSFATO – Ciertos fosfatos complejos, usualmente el tetrafosfato de sodio (Na6P4O13), más conocido como T.S.P.P., y el pirofosfato ácido de sodio o S.A.P.P. (Na2H2P2O7), se usan como reductores de viscosidad de los lodos, o para el tratamiento de varias formas de contaminación con calcio. “G” GALENA – Sulfuro de plomo (SPb.). Los grados técnicos (peso especifico alrededor de 7) se usan para aumentar la densidad de los lodos a niveles que son imprácticos o imposibles de alcanzar usando barita solamente. GEL – Estado de una suspensión coloidal en el cual las tensiones de corte (shearing stress), por debajo de un cierto valor finito son incapaces de producir deformación permanente. La tensión de corte mínima capaz de producir deformación permanente se conoce como la resistencia al corte. Los geles se producen, generalmente, cuando las partículas coloidales dispersas tienen una gran afinidad por el medio dispersante, es decir, cuando son liofilicas. Así se producen comúnmente geles con bentonita suspendida en agua, para su medición, ver resistencia de un gel inicial y a los 10 minutos. GEL – Término usado para designar arcillas comerciales altamente coloidales, de alto rendimiento, que aumentan la viscosidad, tales como la bentonita y la atapulgita. GELACIÓN – Asociación de partículas para formar una estructura continua. GEL CERO-CERO – Condición en la que el lodo no llega a formar un gel detectable como tal durante un intervalo de tiempo estático (usualmente 10 minutos). GEL PLANA – Condición caracterizada porque la resistencia del gel de 10 minutos es igual a la resistencia inicial del gel. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 183 - tecnología de los fluidos de perforación GEL SÍLICA – Substancia porosa que consiste en Si02. Se utiliza ocasionalmente como agente deshidratante en la perforación con aire o gas cuando se encuentran pequeñas cantidades de agua. GOMA – Todo polisacaridohidrofilico de origen vegetal (o sus derivados) que, cuando se dispersa en agua, se hincha para formar una dispersión viscosa. Al contrario de las resinas, son solubles en agua e insolubles en alcohol. GOMA GUAR – Polisacarido natural derivado de la semilla de la planta denominada guar. GUMBO – Cualquier formación relativamente pegajosa, tal como la arcilla que se encuentra durante una perforación. “H” HETEROGÉNEO – Se dice de una sustancia que consiste de más de una fase y no es uniforme, como sería el caso de coloides, emulsiones, etc. Tiene propiedades diferentes en distintas partes. HIDRATACIÓN – Acto por medio del cual una sustancia admite agua por medio de absorción y/o adsorción. HIDRATO – Sustancia que contiene agua combinada en forma molecular (tal como el CaSO4. 2H2O). HIDROFÍLICO – Sustancia que tiene como propiedad su afinidad por el agua. También una sustancia que se humecta en contacto con el agua. HIDRÓFILO – Calificativo que se aplica a las substancias que se humectan en contacto con el agua. Generalmente se refiere a substancias en estado coloidal o de emulsión. Esas substancias atraen al agua o el agua se adhiere a ellas. HIDROFÓBICO – Término descriptivo de una sustancia que repele el agua. HIDRÓFOBO – Sustancia, usualmente en estado coloidal, humectada por el agua. que no es HIDRÓLISIS – Reacción de una sal con agua para formar un ácido y una base. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 184 - tecnología de los fluidos de perforación HIDRÓMETRO – Instrumento flotante que sirve para medir el peso específico o densidad de los líquidos, soluciones y lechadas. HIDRÓXIDO – Designación que se da a compuestos básicos que contienen el radical OH. Cuando esas substancias se disuelven en agua, aumentan el pH de la solución. HIDRÓXIDO DE CALCIO – Ca(OH)2 – Ingrediente activo de la cal apagada. También es el principal constituyente del cemento (cuando está húmedo). Este material se denomina cal en la terminología corriente de campo. HIDRÓXIDO DE SODIO – NaOH – Llamado comúnmente “soda cáustica”. Substancia química que se usa principalmente para elevar el pH. HIGROSCÓPICO – Cualidad de una substancia caracterizada por la capacidad de absorber agua (humedad) del aire. HINCHAMIENTO – Ver hidratación. HOMOGÉNEO – Se dice de una substancia de naturaleza uniforme o similar en todas sus partes. También quiere decir que una substancia tiene las mismas propiedades y composición en todos sus puntos. HUMECTACIÓN – Adhesión de un líquido a la superficie de un sólido. “I” ION – Átomo o grupo de átomos que llevan una carga eléctrica, debido a la pérdida o ganancia de algún electrón. INDICADOR – Sustancias que se emplean en la titulación ácido-base. Cuando están en solución, cambian de color o se hacen incoloras en el momento en que la concentración de iones hidrógeno alcanza un valor determinado. Ese valor varía con el indicador. En otras titulaciones, tal como la del cloro o la dureza del agua, esas substancias cambian de color al final de la reacción (punto final). Entre los indicadores comunes se pueden citar el cromato de potasio, la fenoltaleína, etc. INHIBIDOR DE CORROSIÓN –Producto que retarda o evita la corrosión de las partes metálicas expuestas al ácido sulfhídrico, al anhídrido carbónico, al oxígeno, al agua salada, entre otros. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 185 - tecnología de los fluidos de perforación INHIBIDOR DE LODO – Toda sustancia, que evita o retarda la hidratación de las arcillas de formación. INTERCAMBIO DE BASE – Reemplazo de cationes asociados con la superficie de la arcilla por otros de una especie diferente. Por ejemplo, la conversión de arcilla sádica a cálcica. INYECCIÓN A PRESIÓN – Procedimiento por el cual introducen en la formación lechadas de cemento, lodo, etc. Esto se hace por bombeo dentro del pozo mientras se mantiene una contrapresión, usualmente mediante el cierre de los arietes en los preventores de reventones (BOP). “J” JABÓN – Sal sádica o potásica de un ácido graso de alto peso molecular. Cuando una substancia similar contiene algún otro metal, diferente del sodio o del potasio, recibe el nombre de “jabón metálico”. Los jabones se usan comúnmente en los lodos para mejorar la lubricación, el emulsionado, el tamaño de los recortes, la menor formación de espuma, etc. “L” LEONARDITA – Lignito oxidado que se encuentra en la naturaleza. LIGNINAS NATURALES O ÁCIDOS HÚMICOS – Las ligninas extraídas de minas son una clase especial de lignito que se encuentra en la naturaleza (por ejemplo la leonardita) el cual se extrae de depósitos especiales por medio del procedimiento “a cielo abierto”. El ingrediente activo está constituido por ácidos húmicos. Las ligninas naturales se usan principalmente como reductores de viscosidad o dispersantes y pueden ser o no modificadas químicamente. LIGNITO CRÓMICO O CROMO – LIGNITO – Lignito al cual se ha agregado o hecho reaccionar con un cromato. El lignito también puede ser alcalinizado con hidróxido de sodio o de potasio. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 186 - tecnología de los fluidos de perforación LIGNOSULFONATOS – Aditivos orgánicos para lodos, derivados de subproductos del proceso de manufactura del papel sulfito en el que se emplean maderas de árboles coniferos. Algunas de las sales comunes (como las de ferrocromo, cromo, calcio y sodio) se usan como dispersantes universales, mientras que otras se emplean selectivamente para sistemas tratados con calcio. En grandes cantidades, las sales de ferrocromo y de cromo se usan para el control de la pérdida de filtrado y para inhibición de las lutitas. LIMO – Materiales que no exhiben hinchamiento (o lo hacen en muy pequeño grado). Su tamaño de partícula oscila entre 2 y 74 micrones. Una cierta proporción de las arcillas dispersas y la mayor parte de la barita caen también en este rango de tamaño de partículas. LÍNEA DE CONTROL (KILL LINE) – Es una línea conectada al anular por debajo de los preventores de reventones (BOP) con el propósito de bombear por el espacio anular mientras esos preventores están cerrados. LÍNEA DE LLENADO – Es la línea a través de la cual se bombea el lodo dentro del pozo. LIOFÍLICO – Que tiene afinidad por el medio de suspensión, tal como en el caso de la bentonita en agua. LIPOFÍLICO – Que tiene afinidad con el petróleo. LIPÓFILO – Substancia, usualmente coloidal, que se humecta con petróleo. LLENADO DE POZO – Bombeo de lodo en forma continua o intermitente para mantener el nivel de fluido del pozo cerca de la superficie. El propósito es evitar el riesgo de un reventón, de intrusión de agua y/o derrumbes, cuando se retira la tubería. LODO – Fluido de perforación de base agua o de base petróleo, cuyas propiedades han sido alteradas por sólidos, naturales o de producción industrial, disueltos y/o suspendidos. Se usa para hacer circular los recortes hacia afuera, pero posee también muchas otras funciones en la perforación de un pozo. Lodo o inyección son los términos que más comúnmente se aplican a los fluidos de perforación. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 187 - tecnología de los fluidos de perforación LODO CONVENCIONAL – Fluido de perforación que contiene esencialmente arcilla y agua. LODO DE ALTO pH – Lodo de perforación con un pH por encima de 9.5. Se denomina también lodo de elevada alcalinidad. LÓDO BASE AGUA – Son los lodos de perforación convencionales más comunes. El agua constituye el medio de suspensión para los sólidos y es la fase continua, haya o no petróleo en el fluido. LODO BASE PETRÓLEO – Término que se aplica a un tipo especial de lodo en el cual el petróleo constituye la fase continua y el agua la fase dispersa. Los lodos base petróleo contienen asfalto oxidado y, usualmente, de 1 al 5% de agua emulsionada. También pueden estar presentes los silicatos, las sales y los fosfatos. Los lodos base petróleo se diferencian de los lodos de emulsión inversa (ambos son emulsiones de agua en petróleo) por la cantidad de agua que se usa, por el método empleado para controlar la viscosidad y las propiedades tixotrópicas, por los materiales formadores de pared y por’ pérdida de filtrado. LODO DE EMULSIÓN INVERSA – Una emulsión inversa es una emulsión del tipo agua en petróleo en la cual el agua, dulce o salada, es la fase dispersa, mientras que las fase continua es petróleo crudo, gas oil o cualquier otro tipo de petróleo. El agua aumenta la viscosidad y el petróleo la reduce. LODO DE EMULSIÓN PETRÓLEO EN AGUA – Se denomina comúnmente “lodo de emulsión”. Se trata de cualquier lodo de base agua, sea convencional o especial, cual se le ha agregado petróleo. El petróleo constituye la fase dispersa y puede ser emulado mecánica o químicamente. LODO DE INICIACIÓN – Lodo que se usa cuando se inicia la perforación de un pozo. Generalmente se trata de una lechada espesa de bentonita y cal. LODO INHIBIDO – Fluido de perforación de base acuosa, tiene una composición química que tiende a retardar y aún a inhibir y evitar apreciablemente la hidratación (inchamiento) o dispersión de las arcillas de distinto tipo por medios físicos y/o químicos. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 188 - tecnología de los fluidos de perforación LODO NO CONDUCTOR – Cualquier lodo, usualmente de base petróleo o de emulsión inversa, cuya fase continua no conduce la electricidad, como ocurre en el caso del petróleo. El potencial espontáneo (SP = Spontaneus Potential) y la resistividad normal no pueden ser perfilados si bien pueden correrse otros perfiles, tales como el perfil de inducción, de velocidad acústica, etc. LODO ROJO – Lodo de base agua con arcilla, que contiene cantidades suficientes de. soda cáustica y de tanatos para darle apariencia roja pronunciada. Se trata por lo general de lodos de alto pH. LODOS DE AGUA DE MAR – Clase especial de lodos de agua salada en los que se usa agua de mar como fase fluida. LODOS DE AGUA SALADA – Fluido de perforación que contiene sal disuelta (entre salobre y saturado con sal). Estos lodos pueden también incluir sólidos nativos, petróleo y/o aditivos comerciales tales como arcillas, almidón, etc. LODOS DE BAJO CONTENIDO DE SÓLIDOS – Designación que se aplica a cualquier tipo de lodo en el que se han reemplazado total o parcialmente las arcillas naturales o comerciales por aditivos de alto rendimiento, como et C.M.C. Un lodo de bajo contenido en sólidos tendrá un menor porcentaje (en volumen) de contenido en sólidos (6% máximo). LODOS TRATADOS CON CAL – Se denominan usualmente ‘lodos a base de cal”. Estos sistemas, de elevado pH, contienen la mayor parte de los aditivos de agua dulce a los cuales se ha agregado cal apagada para impartirles propiedades especiales. La alcalinidad y el contenido de cal varían de bajos a altos. LODOS TRATADOS CON CALCIO – Lodos a los que se les ha agregado cantidades de compuestos solubles de calcio o en los que se ha permitido que queden disueltas esa clase de sales provenientes de la formación, con el propósito de impartirles propiedades especiales LUBRICANTES PARA PRESIONES EXTREMAS – Aditivos que, cuando se. agregan a un lodo, lubrican la superficie de los cojinetes cuando estos están sometidos a presiones extremas. LUTITA – Arcilla de origen rocoso, finamente granular, con clivaje tipo pizarra, que a veces contiene una substancia orgánica parecida al petróleo. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 189 - tecnología de los fluidos de perforación “M” MALLA – Medida del tamaño de los orificios de un material tejido, colador o cedazo. Ejemplo: una malla 200 tiene 200 orificios por cada pulgada lineal. Una malla 200 con un alambre de 0,0021 pulgadas (0,0533 mm) de diámetro tiene un orificio de 0,074 mm, o sea que deja pasar partículas de 74 micrones. MATERIAL DENSIFICANTE – Cualquiera de los materiales de elevado peso específico que se usan para aumentar la densidad de los fluidos de perforación. El material más comúnmente empleado es la barita. El carbonato de calcio recibe también la denominación de material densificante, en algunas aplicaciones especiales. MATERIALES VOLÁTILES – Normalmente se trata de productos gaseosos, con excepción de la humedad, que se desprenden de una sustancia. Se puede dar como ejemplo el gas que se desprende del petróleo crudo recién extraído cuando se agrega a un lodo. En la destilación de fluidos de perforación, las materias volátiles son el agua, el petróleo, el gas, etc., que se vaporizan, dejando en el recipiente original los sólidos totales que pueden consistir tanto en sólidos disueltos como en sólidos suspendidos, o en ambos. MEDIDOR DE ESTABILIDAD – Instrumento que sirve para medir voltaje de ruptura de las emulsiones inversas. MEDIDOR DE RESISTIVIDAD – Instrumento para medir la resistividad de los lodos y de sus revoques. MENISCO – Superficie superior curvada de una columna líquida. Es cóncava cuando las paredes del tubo (o del recipiente) se humectan con el fluido, y convexa cuando no lo son. Mf – Es la alcalinidad del filtrado al anaranjado de metilo, la cual se informa como el número de mililitros de ácido sulfúrico 0,02 normal (N/50) requeridos por mililitro de filtrado para alcanzar el punto final usando el anaranjado de metilo como indicador. (pH 4,3). MICA – Material escamoso que se encuentra en la naturaleza. Las escamas tienen un tamaño variable. Se emplea para controlar la pérdida de circulación. Desde el punto de vista químico, es un silicato de aluminio alcalino. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 190 - tecnología de los fluidos de perforación MICRÓN – Unidad de longitud equivalente a la millonésima parte de un metro, a la milésima parte de un milímetro. MILIDARCY – 1/1000 de Darcy. MILILITRO – Unidad del sistema métrico para medir volúmenes. Literalmente significa 1/1000 de un litro. Un cuarto de galán es igual a 946 ml. MOLÉCULA – Cuando los átomos se combinan forman una molécula. En el caso de un elemento, así como en el de un compuesto, una molécula es la unidad más pequeña que todavía retiene las propiédades químicas de la sustancia. MONTMORILONITA – Mineral arcilloso que se usa comúnmente como aditivo para lodos. La montmorilonita es el principal constituyente de la bentonita. La montmorilonita cálcica es el principal componente de las arcillas de bajo rendimiento. MOVIMIENTO BROWNIANO – Movimiento continuo e irregular que exhiben las partículas pequeñas a medida que el lodo sale del pozo. MUESTRAS – Recortes obtenidos para información geológica a medida que el lodo emerge del pozo. Se lavan, se secan y se identifican respecto a la profundidad. “N” NEUTRAUZACIÓN – Reacción en la cual los iones hidrógeno de un ácido y los iones oxhidrilo de una base, se unen para formar agua y otro compuesto iónico, el cual es una sal. NÚMERO ATÓMICO – Peso relativo de un átomo de un elemento cuando se compara con el peso de un átomo de oxígeno al cual se asigna un peso de 16. NÚMERO DE REYNOLDS – Número sin dimensión (Re) que se emplea en la teoría de la dinámica de fluidos. El número Re es importante en los cálculos de hidráulica para determinar el tipo de flujo del fluido, es decir, saber si se trata de flujo laminar o turbulento. El rango de la fase de transición ocurre aproximadamente de 2000 a 3000. Por debajo de 2000 el flujo es laminar. Por encima de 3000 el flujo es turbulento. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 191 - tecnología de los fluidos de perforación “O” OJO DE LLAVE (KEY SEAT) – El ojo de llave o “key seat” se forma cuando la tubería de perforación, al estar en tensión y rotación, va socavando la pared del pozo y formando un hoyo circular cuyo diámetro es aproximado al de la tubería. El atascamiento de la tubería se produce cuando al tratar de sacar la sarta, los portamechas, por ser de un diámetro mayor, no pueden pasar por ese punto. La velocidad con que se forma el “key sear depende de la dureza de la formación y de la lubricidad del lodo. “P” PAPEL DE FILTRO – Papel poroso de cualquier tamaño para filtrar líquidos. La prueba de filtración API especifica una hoja de 9 centímetros de papel-filtro Whatman No. 50, S&S No. 76, o su equivalente. PARTES POR MILLÓN – Ver PPM. PARTÍCULA – Cantidad sumamente pequeña de materia. PATA DE PERRO (DOG LEG) – “Pata de perro o codo” causado por un cambio brusco en la dirección en que se está perforando el pozo. PEGAMIENTO A LA PARED DE PRESIÓN DIFERENCIAL – Pegamiento que ocurre cuando parte de la sarta de perforación (usualmente los portamechas) queda incrustada en el revoque, lo que da por resultado una distribución no uniforme de la presión alrededor de la circunferencia de la tubería. Las condiciones necesarias para producir este pegamento son una formación permeable y una diferencia de presión. PEPTIZACIÓN – Aumento de la dispersión debido a la adición de electrólitos o de otras substancias químicas. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN – Resultado de las pérdidas de lodo hacia la formación a través de grietas o de cualquier medio poroso. PÉRDIDA DE AGUA O FILTRADO – Es la cantidad relativa de agua perdida a través de formaciones permeables cuando se somete el lodo a una presión diferencial. Para obtener una descripción del método de prueba estándar, referirse a la publicación API RP 13B. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 192 - tecnología de los fluidos de perforación PÉRDIDA DE PRESIÓN – Presión que se pierde en una tubería o espacio anular debido a la velocidad del líquido, a las propiedades del fluido, a las condiciones de la pared, y al alineamiento de la tubería. En ciertos sistemas de lodo la pérdida puede ser sustancial. PERFILAJE DE LODO – Método para determinar la presencia o la ausencia de petróleo o gas en las diversas formaciones penetradas por la barrena. PERFILAJE ELÉCTRICO – Los perfiles eléctricos se realizan con cable para obtener información sobre la porosidad, la permeabilidad, el contenido de fluido de las formaciones penetradas, y algunas otras formaciones. PERFORACIÓN CON NIEBLA – Método de perforación rotatoria en la que el agua y/o petróleo se dispersan en el aire y/o el gas para emplearse como fluido de perforación. PERFORACIÓN ROTATORIA – Método para perforar pozos que depende de la rotación de una columna de perforación en el extremo inferior de la cual se instala una barrena. El fluido de perforación o lodo se hace circular para remover los recortes. PERMEABILIDAD – Medida que indica la capacidad de una roca para transmitir un fluí- do monofásico bajo condiciones de flujo laminar. La unidad de permeabilidad es el Darcy. PESCA (FISHING) – Conjunto de operaciones que se hacen con el objeto de recuperar del interior del pozo elementos tales como secciones de tubería, herramientas, portamechas, desechos o cualquier otra cosa que esté obstruyendo el hoyo. PESO (DENSIDAD) – En terminología de lodos el término peso se refiere a la densidad de un fluido de perforación. Se expresa normalmente en varias formas, de las cuales las más comunes son las siguientes: lb/gal, lb/pc, lb/puig2 de presión hidrostática por 1000 pies de profundidad, etc. PESO EQUIVALENTE – Es el peso atómico de un elemento o el peso molecular de un compuesto, dividido por su valencia. Los elementos que entran en combinación, siempre lo hacen en cantidades proporcionales a sus pesos equivalentes. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 193 - tecnología de los fluidos de perforación PESO ESPECÍFICO – El peso de un volumen determinado de cualquier sustancia comparado con el peso de un volumen igual de agua a la temperatura de referencia. Para los gases se toma usualmente el aire como sustancia de referencia, si bien a veces se emplea el hidrógeno. PESO MOLECULAR – Es la suma de los pesos atómicos de todos los átomos que forman una molécula de un elemento o compuesto químico. Pl – Alcalinidad de filtrado determinada con la fenolftaleína e informada como la cantidad de ácido sulfúrico 0,02 normal (N/50), en mi, requerida por mi de filtrado para alcanzar el punto final con fenolftaleína como indicador. pH – Abreviatura para potencial del ion hidrógeno. Los valores de pH oscilan entre O y 14; 7 es el pH neutro mientras que el resto de valores son índices de acidez (por debajo de 7) o de alcalinidad (por arriba de 7). El pH se expresa como el logaritmo de base 10 de la recíproca de la concentración de iones de hidrógeno o, lo que es igual, al logaritmo negativo de esa concentración. El pH de una solución ofrece una información valiosa sobre la acidez o alcalinidad inmediatas, en contraste con la acidez o alcalinidad total (que pueden ser tituladas). PLASTICIDAD – Propiedad que poseen algunos sólidos, particularmente las arcillas y las lechadas de arcillas, de cambiar su forma o de fluir bajo tensiones aplicadas sobre ellos, sin desarrollar planos de corte o fracturas. Esos cuerpos tienen puntos de cedencia y se debe aplicar tensiones sobre ellos antes de comenzar el movimiento. Más allá del punto de cedencia, la velocidad de movimiento es proporcional a la tensión aplicada, pero cesa cuando esta última se retira. Pm – Alcalinidad del lodo determinada con la tenolftaleína e informada como el número de ml de ácido sulfúrico 0,02 normal (N150) requeridos por ml de lodo. POLIACRILATO DE SODIO – Polímero sintético de alto peso molecular que se usa como un agente para el control de la pérdida de filtrado. POLÍMERO – Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas de la misma clase, ligadas por sus extremos para formar otro compuesto que tiene los mismos elementos en la misma proporción que la sustancia original, pero con un peso molecular más elevado y con diferentes propiedades químicas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 194 - tecnología de los fluidos de perforación POR CIENTO – El porcentaje en volumen es el número de partes volumétricas de cualquier constituyente (sólido o líquido) por 100 partes volumétricas del mismo carácter dentro del conjunto total. El volumen por ciento es la forma más común de informar el contenido en sólidos, agua, o petróleo de un lodo. POROSIDAD – Cantidad de espacio vacío en una roca de formación que se expresa usualmente como el porcentaje de espacio vacío por volumen total. La porosidad absoluta se refiere al total de espacios porales en una roca, sin tener en cuenta si ese espacio es accesible a la penetración por fluidos. La porosidad efectiva se refiere a la cantidad de espacios porales conectados entre sí, es decir, el espacio accesible a la penetración por fluidos. POTASIO – Uno de los elementos incluidos en la clase de los metales alcalinos. Tiene una valencia de 1 y un peso atómico de 39 aproximadamente. Los compuestos de potasio, especialmente el hidróxido de potasio (KOH) a veces se agregan a los lodos para impartirles propiedades especiales, usualmente inhibición. POZO DE EXPLORACIÓN – Pozo en territorio no explorado, ensayado, o perforado con anterioridad. PPM O PARTES POR MILLÓN – Unidad de peso del soluto por un millón de unidades de peso de la solución (solución más solvente); corresponde al por ciento en peso con la diferencia de que la base es un millón en lugar de un por ciento. Según API, los resultados de las titulaciones estándar de cloruros, dureza, etc, se expresan correctamente en miligramos (mg) del producto por litro, pero no en ppm. A concentraciones bajas, el mg/l es casi igual numéricamente al ppm. Una corrección para el peso específico o la densidad en g/mI se debe hacer de la siguiente manera: GRADOS API = MG/L DENSIDAD DE LA SOLUCION EN G/ML MG/L (10000) (DENSIDAD DE LA SOLUCION EN G / ML) PPM 10000 % EN PESO = % EN PESO = Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 195 - tecnología de los fluidos de perforación Así, 316000 mg/I de sal de 1.2 gr/cc se informa comúnmente como 316000 o 31,6 por ciento, pero la expresión correcta debería ser 264000 ppm y 26,4 por ciento, respectivamente. PRECIPITADO – Material que se separa de una solución o de una lechada en forma de sólido. La precipitación de sólidos en un lodo puede ocurrir como consecuencia de la floculación o de la coagulación. PRESERVATIVO – Cualquier material empleado para evitar que se fermente el almidón o cualquier otra sustancia susceptible a la acción bacteriana. PRESIÓN DIFERENCIAL – Es la diferencia de presión entre la presión hidrostática de la columna de lodo y la presión de la formación a una determinada profundidad dentro del pozo. Puede ser positiva, cero o negativa con respecto a la columna hidrostática. PRESIÓN HIDROSTÁTICA – Es la presión que ejerce una columna de fluido. Usualmente se expresa en libras por pulgada cuadrada (PSI). Para determinar la presión hidrostática en PSI a una profundidad dada se aplica la siguiente fórmula: PH = 0.052 x W x H PROGRAMA DE LODO – Plan que se propone ejecutar o que se está siguiendo para lograr el tipo y propiedades de un lodo para perforar un pozo, en relación a su profundidad. PRUEBAS DE FORMACIÓN (DST) – Ensayo para determinar si se ha encontrado petróleo y/o gas en cantidades comerciales. PRUEBA PILOTO – Método para predecir el comportamiento de sistemas de lodo, que consiste en mezclar pequeñas cantidades de lodo con aditivos y en determinar entonces los resultados en menor escala que la que se empleará en su utilización final. PUENTE – Obstrucción de un pozo formado por intrusión de formaciones subterráneas. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 196 - tecnología de los fluidos de perforación PUNTO DE ANILINA – La menor temperatura en que los volúmenes iguales de anilina recién destilada y el petróleo que se está probando son completamente miscibles. Este ensayo da una indicación del tipo de petróleo en cuestión (parafínico, náftico, asfáltico, aromático, etc). El punto de anilina de los dieseis o de los crudos que se emplean en los lodos es también una indicación del efecto dañino que esos materiales pueden ejercer sobre la goma natural o sintética. Cuanto más bajo es el punto de anilina de un petróleo, más serio es generalmente el efecto dañino sobre las partes de la goma. PUNTO DE CEDENCIA – Medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones dinámicas o de flujo. PUNTO LÍMITE O PUNTO FINAL – Indica el fin de alguna operación o el momento en que se produce un cambio definido. En las titulaciones, este cambio consiste frecuentemente en un cambio de color en el indicador que se ha añadido a la solución que se está titulando o a la desaparición del color de un reactivo coloreado. “Q” QUEBRACHO – Extracto cristalino del árbol llamado quebracho, consistente principalmente de ácido tánico y usado como reductor de viscosidad. QUIESCENCIA – Estado de quietud o reposo. Estático. RADICAL – Dos o más átomos que se comportan como una unidad química, es decir, como si se tratara de un átomo. Ejemplo: sulfato, fosfato, nitrato. RECORTES – Pequeñas porciones de la formación que son el resultado de la acción triturante y cortante de la barrena. REDUCTOR DE VISCOSIDAD – Cualquiera de los diversos agentes orgánicos (taninos, ligninas, lignosulfonatos, etc) o inorgánicos (pirofosfatos, tetrafosfatos, etc.) que se añaden a un lodo para reducir la viscosidad y/o las propiedades tixotrópicas del mismo. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 197 - tecnología de los fluidos de perforación RENDIMIENTO – Término que se usa para definir la calidad de una arcilla, definiendo el número de barriles de lodo de 15 centipoises de viscosidad aparente que se pueden preparar con una tonelada de esa arcilla. Basándose en el rendimiento, las arcillas se clasifican como bentonita de alto y bajo rendimiento. REOLOGÍA – Ciencia de la fluidez de la materia que describe el comportamiento de los fluidos de perforación. RESINA – Mezcla sólida o semisólida, compleja o amorfa, de compuestos orgánicos, que no tiene un punto de fusión definido y que no tiende a cristalizarse. Las resinas pueden ser componentes de materiales que se pueden añadir a los lodos para impartir al sistema propiedades especiales, así como al revoque de la pared, etc. RESISTENCIA DE GEL – Es la capacidad o la medida de la capacidad de un coloide para formar geles. La resistencia de un gel es una unidad de presión que usualmente se describe en términos de Ib/l00 pie2. Es una medida de las mismas fuerzas entre las partículas de un fluido que las que determinan el punto de cedencia, excepto que la resistencia de gel se mide en condiciones estáticas mientras que el punto de cedencia se determina en condiciones dinámicas. Las mediciones comunes de resistencia de un gel son la del gel inicial y la del gel de 10 minutos. RESISTENCIA INICIAL DE GEL – Resistencia de gel de un fluido medida como la lectura máxima (deflección) tomada en un viscosímetro de lectura directa después que el fluido ha estado quieto durante 10 segundos. Se informa en lb/lOO pie2. RESISTENCIA DE GEL DE 10 MINUTOS – La resistencia de gel de un fluido al cabo de 10 minutos es la lectura máxima (deflección) tomada en un viscosímetro de lectura directa después que el fluido ha permanecido quieto durante 10 minutos. La lectura se informa en Ib/100 pie2. REVENTÓN (BLOW OUT) – Flujo incontrolable de lodo, gas, petróleo o agua debido a que la presión de formación es mayor que la columna hidrostática del fluido en el pozo. RESISTIVIDAD – Resistencia al paso de una corriente, expresada en ohmiometros. Es la recíproca de la conductividad. Los lodos de agua dulce ofrecen alta resistividad y los de agua salada baja resistividad. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 198 - tecnología de los fluidos de perforación REVOQUE – Sólidos suspendidos que se depositan sobre un medio poroso durante el pase de la parte fluida del lodo hacia la formación. ROMPER CIRCULACIÓN – Iniciar el movimiento de lodo después que este ha permanecido quieto en el pozo. “S” SAL – En terminología de lodos, el término sal se aplica al cloruro de sodio (NaCl). Químicamente, este término se aplica también a cualquiera de los muchos compuestos similares que se forman cuando el hidrógeno ácido es reemplazado total o parcialmente por un metal o un radical metálico. Las sales se forman por la acción de ácidos sobre metales, óxidos o hidróxidos. También directamente con amoníaco y en otras formas. SALMUERA – Agua saturada de sal común (cloruro de sodio) o que contiene una alta concentración de la misma. Cualquier solución salina concentrada que contiene otras sales tales como: cloruro de calcio, cloruro de zinc, nitrato de calcio, etc. SEGUNDO API – Unidad de viscosidad medida de acuerdo al procedimiento API en el embudo marsh. SEPARACIÓN DE LAS EMULSIONES – Sedimentación o elevación a la superficie de partículas de la fase dispersa de una emulsión, la cual se reconoce por una diferencia de color o de tonalidad de las capas que se han formado. Puede tratarse de una separación hacia arriba o hacia abajo, dependiendo de las densidades relativas de las dos fases, la continua y la dispersa. SEPARACIÓN DE PETRÓLEO – Petróleo que se ha elevado a la superficie de un lodo con el cual estaba mezclado previamente en una emulsión. SOBREPRESIÓN – Aumento brusco de presión, usualmente de corta duración. Cuando la sarta o el revestimiento se introducen demasiado rápido en un pozo, ello determina un aumento en la presión hidrostática, el que puede ser suficientemente grande para causar pérdida de circulación. SOBRESATURACIÓN – Se produce cuando una solución contiene una concentración de soluto en el solvente más alta que la que normalmente corresponderá a la solubilidad a una temperatura dada. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 199 - tecnología de los fluidos de perforación SODA CÁUSTICA – HIDRÓXIDO DE SODIO – (NaOH) – El sodio es un metal alcalino, posee una valencia de 1 y un peso molecular de aproximadamente 23. Se usan numerosos compuestos de sodio como aditivos de los lodos de perforación. SOLUBILIDAD – Grado con que una sustancia se disuelve en un solvente determinado. SOLUCIÓN – Mezcla de dos o más componentes que forman una fase única homogénea. Las soluciones pueden ser de un sólido en un líquido, de un gas en un líquido, o de un líquido en otro líquido. SOLUCIÓN NORMAL – Solución cuya concentración es tal que contiene 1 equivalente-gramo de una sustancia por cada litro de solución. SOLUCIÓN REGULADORA (BUFFER) – Cualquier sustancia o combinación de sustancias que cuando se disuelve en agua produce una solución que resiste los cambios en su concentración de iones hidrógeno cuando se añade a la misma un ácido o una base. SOLUTO – Sustancia que está disuelta en otra llamada solvente. SUCCIÓN (SWABBING) – Se produce cuando la sarta se retira rápidamente del pozo o cuando la barrena esta embolada creando una succión. SULFATO DE BARIO - BaSO4 - Ver barita. SULFATO DE CALCIO - (ANHIDRITA CaSO4 Y YESO COMÚN CASO4 – 2H20) El sulfato de calcio se presenta en los lodos como un contaminante o puede agregarse a ciertos lodos con el fin de impartirle propiedades especiales. SURFACTANTES – Material que tiende a concentrarse en la interfase de dos medios. Se emplea en los lodos de perforación para controlar el grado de emulsificación, la agregación, la dispersión, la tensión en la interfase, la espuma, la humectación, etc. SURGENCIA (KICK) – Entrada indeseable de los fluidos de formación dentro del pozo en cantidad suficiente como para requerir el cierre del pozo. SUSPENSIÓN COLOIDAL – Partículas finalmente divididas, de tamaño ultramicroscópico que está nadando en un líquido. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 200 - tecnología de los fluidos de perforación SUSTANCIAS QUÍMICAS – En la terminología referente a lodos, una sustancia química es cualquier material que produce cambios en la viscosidad, punto de cedencia, resistecia del gel, pérdida de filtrado o tensión superficial. “T” TAPÓN GUNK – Lechada hecha en petróleo crudo o en diesel que contiene cualquiera de los siguientes materiales o combinaciones de ellos: bentonita, cemento, atapulgita, o goma guar. (Esta última nunca con cemento). Se usa principalmente para controlar la pérdida de circulación en formaciones cavernosas o con fracturas naturales. Puede o no ser inyectada a presión. TAPÓN PESADO O PÍLDORA PESADA – Procedimiento que se aplica antes de extraer la tubería de perforación, el cual consiste en bombear una pequeña cantidad de lodo pesado en la sección superior para hacer que la columna quede desbalanceada. A medida que se extrae la herramienta, caerá la columna más pesada dentro de la tubería, dejando así seco el interior de la tubería en superficie cuando se desenrosca. TENSIÓN INTERFACIAL – Fuerza que se requiere para romper la superficie entre dos líquidos no miscibles. Cuanto más baja es la tensión interfacial entre las dos fases de una emulsión, más fácil es la emulsificación. Cuando los valores se acercan a cero, la emulsión se forma espontáneamente. TENSIÓN SUPERFICIAL – En términos generales se denomina así la fuerza que actúa en la interfase entre un líquido y su propio vapor y que tiende a mantener el área de esa superficie en un mínimo. Se expresa en dinas por centímetro. Dado que la tensión superficial de un líquido es aproximadamente igual a la tensión en la interfase entre el líquido y el aire, la práctica corriente es referirse a valores determinados contra el aire como “tensión superficial” y a usar la expresión “tensión interfase” para medidas referentes a una interfase entre dos líquidos o entre un líquido y un sólido. TEXTURA DEL REVOQUE – Las propiedades físicas de la capa filtrante se miden de acuerdo a su tenacidad, su untuosidad y su fragilidad. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 201 - tecnología de los fluidos de perforación TIEMPO DE CICLO DEL LODO – El tiempo de un ciclo, es el tiempo empleado por el lodo para circular hasta el fondo del pozo y volver a subir, o sea el tiempo que emplea lá bomba para mover el lodo dentro del pozo. El ciclo en minutos es igual al número de barriles de lodo que contiene el pozo dividido por el número de barriles que circulan por minuto. TITULACIÓN – Método para determinar la cantidad de una sustancia en una solución. Para ello se emplea un procedimiento basado en el uso de otra solución, llamada solución estándar. La solución estándar, cuya composición se conoce con absoluta precisión, se agrega generalmente en cantidades definidas y crecientes hasta completar una reacción determinada. TIXOTROPIA – Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel con el tiempo. Propiedad de un fluido que hace que adquiera una estructura de gel rígido o semirígido si se deja en reposo, pero que se convierte nuevamente en fluido por agitación mecánica. Este cambio es reversible. TORSIÓN – Medida de la fuerza o esfuerzo que se aplica a un eje para hacerlo rotar. En un equipo rotatorio se aplica especialmente a la rotación de la tubería de perforación en su acción contra la pared del pozo. Al agregar lubricantes especiales se puede lográr una reducción en la torsión. “U” UNIÓN (TOOL JOINT) – Acoplador para tubería de perforación que consiste en roscas macho y roscas hembra de varios diseños y tamaños. El diseño interno de las uniones tiene un efecto importante sobre la reología de los lodos. “V” VALOR DE VALENCIA – Número que representa el poder de combinación de un átomo, es decir, el número de electrones ganados, perdidos o compartidos por átomo en una sustancia compuesta. También es una medida del número de iones hidrógeno con los cuales un átomo se puede combinar o a los cuales puede reemplazar. Por ejemplo, un átomo de oxígeno se combina con dos de hidrógeno y por lo tanto tiene una valencia de 2. Así hay átomos, iones monovalentes y radicales, iones bivalentes, iones trivalentes, etc. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 202 - tecnología de los fluidos de perforación VALOR DE CEDENCIA – Comúnmente denominado punto de cedencia. Es la resistencia al flujo inicial de un fluido. Representa el esfuerzo o tensión requerido para iniciar el movimiento de un fluido. Esta resistencia se debe a cargas eléctricas localizadas sobre la superficie de las partículas en suspensión o cerca de ella. El valor del punto de cadencia y el de la tixotropia son medidas de las propiedades del mismo fluido bajo condiciones dinámicas y estáticas, respectivamente. El valor de cedencia de Bingham, que se expresa en lb/l00 pie2, se determina mediante el uso del viscosímetro de lectura directa y se obtiene restando la viscosidad plástica de la lectura a 300 RPM. VÁSTAGO (KELLY) – Tubería pesada, cuadrada o de otra configuración que trabaja sobre un agujero en forma similar en la mesa rotatoria y que permite rotar la sarta de perforación. VELOCIDAD – Medida de tiempo del movimiento en una dirección dada y en el mismo sentido. Es una medida del flujo de los fluidos y se puede expresar en términos de velocidad linear, velocidad de masa, velocidad volumétrica, etc. La velocidad es uno de los factores que contribuyen a la capacidad de carga de un lodo. VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO – Diferencia entre la velocidad anular del fluido y la rapidez con que se levantan los recortes. VELOCIDAD CRÍTICA – Velocidad en el punto de transición entre los flujos laminar y turbulento. Este punto ocurre en el rango de 2000 a 3000 (aproximadamente) del número de Reynolds. VELOCIDAD DE CORTE – Tasa o velocidad con que una acción, resultante de fuerzas aplicadas, determina o tiende a determinar que dos partes adyacentes de un cuerpo se deslicen una con respecto a la otra en una dirección paralela a su plano de contacto. Comúnmente se expresa en RPM. VELOCIDAD DE PENETRACIÓN – Velocidad, en pies por hora, con que la barrena de perforación penetra en la formación. VISCOSIDAD – Resistencia interna al flujo ofrecida por un fluido. Este fenómeno se atribuye a las atracciones entre moléculas y es una medida de los efectos combinados de la adhesión y la cohesión. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 203 - tecnología de los fluidos de perforación VISCOSIDAD APARENTE – Viscosidad que un fluido parece tener en un instrumento dado y a una tasa definida de corte. Es una función de la viscosidad plástica y del punto de cedencia. La viscosidad aparente en centipoises, tal como se determina con el viscosímetro de indicación directa, es igual a la mitad de la lectura a 600 rpm. En un fluido Newtoniano, la viscosidad aparente es numéricamente idéntica a la viscosidad plástica. VISCOSIDAD CINEMÁTICA – La viscosidad cinemática de un fluido es la relación o razón entre la viscosidad (ejemplo: centipoise en g/cm seg) y la densidad (ejemplo:g/cc) usando unidades coherentes entre sí. En varios viscosímetros comerciales de empleo corriente, la viscosidad cinemática se mide en términos del tiempo de flujo o emisión (en segundos) de un volumen fijo de líquido a través de un capilar estándar o de un orificio también estándar. VISCOSIDAD MARSH – Comúnmente llamada viscosidad embudo. La viscosidad que se mide con éste método se informa generalmente como el número de segundos requeridos para que fluya un cuarto de galón (946 mi) a través del embudo de Marsh. En algunas áreas la cantidad que se hace pasar es 1000 ml. VISCOSIDAD PLÁSTICA – Medida de la resistencia interna al flujo atribuible a la cantidad, tipo, y tamaño de los sólidos presentes en un fluido dado. Se expresa como el número de dinas por cm2 de la fuerza tangencial de corte adicional al valor de cedencia de Bingham que es inducido por una tasa unitaria de corte. Este valor, expresado en centipoises, es proporcional a la pendiente de la curva de consistencia determinada en la región de flujo laminar para materiales que obedecen la ley de Bingham del flujo plástico. Cuando se emplea el viscosímetro de lectura directa, la viscosidad plástica se determina sustrayendo la lectura a 300 rpm de la lectura a 600 rpm. VISCOSÍMETRO – Aparato para determinar la viscosidad de un fluido o una suspensión. Los viscosímetros varían considerablemente en diseño y en los métodos de prueba. VISCOSÍMETRO DE STORMER – Viscosímetro de corte rotatorio que se usa para medir la viscosidad y la resistencia de gel en los lodos. Este instrumento se usa ahora menos que antes y ha sido generalmente suplantado por el viscosímetro de lectura directa. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 204 - tecnología de los fluidos de perforación “Y” YESO – Ver sulfato de calcio. CaSO4. Durante la perforación se encuentra yeso frecuentemente. Se puede presentar como venas delgadas o como formaciones masivas. “Z” ZARANDA VIBRATORIA – Cualquiera de los diversos dispositivos mecánicos que se usan para separar los recortes y otros sólidos del lodo. Los ejemplos comunes que merecen citarse son: el tamiz rotatorio cilíndrico, el tamiz vibratorio, etc. ZONA O FORMACIÓN PRODUCTIVA – Parte de la formación penetrada que contiene petróleo y/o gas en cantidades aprovechables comercialmente. Ing. Ali Prieto O. / 2007 - 205 -