INTRODUCCIÓN. Los fluido fluidoss de perfor perforaci ación ón de reserv reservori orio o “DRILL “DRILL – IN” son son
especi especialm alment ente e
para para
minimizar el daño a la formación de esta manera se preserva el potencial de productividad del pozo. Estos fluidos generalmente usan la tcnicas tcnica de puenteo mediante la cual se evita el filtrado de fluidos a la formación productora ! formar un revo"ue de f#cil remoción r emoción por el fluido producido. Los fluidos de perforación convencionales pueden causar serios daños a los reservorios productivos este impacto puede ser minimizado reduciendo la perdida de fluido ! controlando el contenido de solidos al controlar estos dos paramentos se reduce la invasión de filtrado dentro de la formación ! a!uda a o$tener una zona zona de aislam aislamien iento to de reserv reservori orio–c o–ceme emento nto en el caso caso de cement cementaci ación ón en completaciones a %ueco entu$ados o de tu$er&a perforada' las perforaciones suelen suelen pene penetra trarr m#s
all# all# de cuales cuales"ui "uier er daños daños cerca cerca del del pozo. pozo.
Los alto altoss
diferencial diferenciales es de presión del !acimiento !acimiento al pozo ! las perforacion perforaciones es de di#metro m#s grande pueden a!udar a reducir los efectos de los daños causados a la formación por los fluidos de perforación convencionales. En completaciones a %ueco a$ierto' el filtrado ! la costra de lodo de$en tener la capacidad de f#cil remoción sin necesidad de tratamiento. Los fluidos “Drill(In” son especi especialm alment ente e diseñ diseñado adoss para para reduci reducirr el daño daño de formac formación ión ! descar descartar tar la remoción de revo"ue en tales pozos. )on e*tremadamente importantes en pozos %orizontales' donde las $a+as ca&das de presión %acen m#s dif&cil la remoción del revo"ue. Los fluidos de perforación de !acimiento son sumamente importantes en los pozos %orizontales i donde los $a+os diferenciales de presión del !acimiento al pozo %acen las operaciones de limpieza sean m#s dif&ciles. Los filtrados de grava ! las mallas pre empacadas limitan el tamaño de los sólidos "ue pueden ser producidos desde el pozo, por lo tanto' los fluidos de perforación convencionales cargados de solidos de$er&an ser evitados durante la perforación de intervalos %orizontales a travs de zonas productivas. En vez de eso' de$er&an usarse fluidos de perforación de !acimiento no dañinos.
2. DESCRIPCION La caract caracteri erizac zación ión de fluido fluidoss puede puede inclui incluirr la defini definició ción n de propie propiedad dades es del petróleo' el gas en solución' el gas li$re ! el agua de reservorio. -n !acimiento dado
puede
tener
diferentes
fluido idos
en
sus
dife iferen rentes
reservorios.
La nica manera de caracterizar estos fluidos es por medio de /i0 ensa!os de pozo pozo deta detallllad ados os'' con con medi medici cion ones es prec precis isas as de los los tres tres flui fluido doss prod produc ucid idos os'' presio presiones nes de fluenc fluencia ia ! de reserv reservori orio' o' /ii0 /ii0 un muestr muestreo eo cuidad cuidadosa osamen mente te pre( pre( dise diseña ñado do'' ! /iii0 /iii0 ensa ensa!o !oss de la$o la$ora rato tori rio o de las las cara caract cter er&s &stic ticas as f&si f&sica cass m#s m#s importantes como ser densidades' viscosidades' comportamiento volumtrico con la presión /1230 ! composiciones del petróleo /o condensado0' ! del gas. Las densidades ! composiciones del agua de reservorio tam$in son necesarias' ! de$er&an ser detalladas si se %a$r# de planificar un proceso de in!ección de agua o de recuperación asistida con mtodos "u&micos. 4u! a menudo ! por varias razones' los resultados de los 123 de la$oratorio de$en ser corregidos para "ue coincidan con las condiciones originales de reservorio. La información clave para posi$ilitar tal corrección es el 56R /o 57R0 inicial' determinado por ensa!os de pozo al comienzo de la %istoria de producción. 3am$in' los gradientes originales de presión ! temperatura por reservorio de$en ser compati$les con el modelo geológico ! los contactos originales de los fluidos. En la industria del petróleo' muc%as situaciones involucran el conocimiento detallado del comportamiento de los fluidos en el reservorio ! en las instalaciones. 7omo e+emplos se pueden mencionar8 /i0 ma*imización de la recuperación de l&"uido de reservorios de gas( conden condensad sado o por recicl reciclado ado del gas' gas' /ii0 ma*imi ma*imizac zación ión de la recupe recuperac ración ión de %idrocar$uros l&"uidos de reservorios con petróleo vol#til' por un proceso de in!ecc in!ección ión misci$ misci$le' le' /iii0 /iii0 diseñ diseño o adecu adecuado ado de instal instalaci acione oness de e*trac e*tracció ción' n' de cond conduc ucci ción ón ! trat tratam amie ient nto o de petr petról óleo eoss para paraf& f&ni nico cos. s. 1ara 1ara esto estoss caso casos' s' las las composiciones de los fluidos del reservorio en función de la presión de reservorios son e*trem e*tremada adamen mente te necesa necesaria rias. s. 4u! a menud menudo o se necesi necesita ta determ determina inarr la composición del agua de reservorio. )i al !acimiento se le aplicar# un proceso de in!ección de agua o un proceso I6R' el agua in!ectada !9o los "u&micos' de$en ser compati$les con el agua del reservorio 1ara evitar reacciones no deseadas "ue podr&an afectar a la permea$ilidad del reservorio o la movilidad movilidad de los fluidos. 7uando se seleccionan seleccionan los fluidos de un
lodo de perforación' los fluidos para intervención de pozos o para tratamientos de estimulación' tam$in se de$e investigar su compati$ilidad con el agua de reservorio ! los minerales del mismo. 1ara cada aplicación en particular se de$en diseñar los procedimientos especiales de muestreo ! de ensa!os de la$oratorio. 4ediante ciertas evaluaciones ! correlaciones "ue normalmente se %acen con pozos vecinos "ue atraviesan la misma capa productora' es posi$le determinar una producción esperada para un nuevo pozo con similares caracter&sticas. 7uando la roca reservorio %a sido alterada por causas e*ternas se dice "ue e*iste un daño en la formación. )e define como daño de formación al cam$io de permea$ilidad /:0 ! porosidad /;0 en las zonas productoras de un pozo' e*istiendo un factor de daño' "ue se lo conoce como “piel” /s:in0. E*isten diferentes mecanismos por los cuales el daño de formación se produce' los cuales son los siguientes8
2.1. DAÑOS MECÁNICOS QUE AFECTAN A LA FORMACIÓN. DAÑO FÍSICO. es la reducción del potencial de producción por un proceso de origen f&sico DAÑO QUÍMICO.
como por e+emplo la interacción roca(fluido en el
%inc%amiento ! dispersión de las arcillas' tam$in e*iste un daño "u&mico de$ido a la alteración de la %umecta$ilidad de la roca DAÑO BIOLÓGICO. es causado por el crecimiento $acterial ! su$productos de las $acterias. DAÑO TÉRMICO. causado por las transformaciones de minerales' El daño a la formación productora' inclu!e la migración de sólidos finos' %inc%amiento de arcillas' invasión de sólidos' "ue pueden reducir la permea$ilidad promedio de la formación' "ue dan como resultado $a+as tasas de producción.
Figur 1. 7omportamiento de curvas I1R.
7uando el daño posee un valor positivo la curva I1R tiende a desplazarse %acia a$a+o' ocasionando una $a+a en la producción' mientras cuando este posee un valor negativo /estimulación0 la producción tiende a incrementarse. Los fluidos “Drill(In” son fluidos de perforación utilizados para la zona productora' "ue generalmente utilizan la tcnica del puenteo "ue controla efectivamente la fuga del fluido %acia la formación ! ofrece una zona de revo"ue "ue puede ser removida de manera f#cil ! eficaz. -n fluido “Drill(In” minimiza el daño causado por la perforación. En este tra$a+o se e*pone una secuencia de procedimientos ! an#lisis para la selección de la me+or formulación de un fluido “Drill(In” en el cual se incorpora un agente puenteante llamado “
dem#s estos fluidos “Drill(In” son especialmente diseñados para causar un m&nimo impacto am$iental' por"ue sus
elementos son ela$orados adem#s de evitar la invasión de fluidos %acia la formación' cumplen con las normas de salud' seguridad ! medio am$iente.
2.2. PARTICULARIDADES. -n fluido “Drill(in” de$e tener las siguientes particularidades8
No de$e contener arcillas ni materiales densificantes /$arita0 insolu$les al acido los cuales pueden migrar dentro de la formación ! taponar los poros
De$e ser formulado con rompedores o viscoficantes solu$les al acido' agentes controladores de filtrado' materiales punteantes' apropiado tamaño de part&culas' de tal forma minimizar la perdida de filtrado a la formación ! o$tención de una remoción de revo"ue eficaz
El filtrado de$e ser formulado para prevenir la %idratación ! migración de arcillas "ue se encuentran en la zona productora' evitando el taponamiento de los poros de la formación
El filtrado de$e ser compati$le con los fluidos de formación con el o$+etivo de no precipitar las escalas de minerales
El fluido ! filtrado no de$e cam$iar la mo+a$ilidad de la formación agua( petróleo a petróleo(agua o de petróleo(agua a agua(petróleo
El filtrado no de$e formar emulsiones con el fluido de la formación ocasionando $lo"ueo en la misma
7ontener agentes "ue provean lu$ricidad' limpieza e in%i$ición a la perforación del pozo
)er compati$le con los procesos ! e"uipos de 7ompletación tales como8 las part&culas de$en ser del tamaño del poro de la formación para el puenteo sin em$argo de$en ser an m#s pe"ueñas "ue tengan la capacidad de atravesar el e"uipo de 7ompletación
El fluido de$e ser formulado con materiales solu$les al #cido ! al agua' o*idantes(degrada$les' los cuales no causan precipitados o emulsiones
Los rompedores de$es ser compati$les con los fluidos de formacion ! con el filtrado de los fluidos “Drill(in”
2.!. FUINCIONES DEL DRIILL"IN.
4inimizar el daño de formación. 1roveer óptimas propiedades de limpieza' lu$ricidad e in%i$ición durante la
perforación del pozo' !a sea ste %orizontal. 4inimizar el ensanc%amiento del %o!o ! proveer esta$ilidad a las paredes
del %o!o. 6frecer un control eficaz de las prdidas lentas de filtrado en un intervalo
amplio de permea$ilidades de formación. 4a*imizar el potencial de productividad del pozo.
=acilitar la remoción del revo"ue con o sin rompedores o fluidos para disolver los sólidos puenteantes' dependiendo del tipo de completación programada para el pozo. Es posi$le "ue no se re"uieran rompedores o fluidos para disolver los sólidos puenteantes ! la remoción del revo"ue' "ue est# en la cara de la formación' se logra al %acer fluir el pozo.
APLICACIONES#
1erforación de intervalos productivos del pozo Efectivo en la perforación de e*tensiones %orizontales "ue re"uieren alta
capacidad de limpieza 7ompletamiento de pozos a$iertos' permitiendo la remoción del revo"ue
con m&nimo daño a la formación
2.$. TIPOS DE AGENTES PUENTEANTES. El car$onato c#lcico o car$onato de calcio es el producto o$tenido por la molienda fina o micronización de las rocas sedimentarias calizas e*tremadamente puras como calcitas o dolom&ticas' por lo general con m#s del [email protected] de contenido en 7a76C.
N%&'r( )i)*(&+*i,%
D(-)i
7ar$onato de calcio '@C gr9cc
F%r&u/ M%/(,u/r
Cr,*(r0)*i,
7a76C
Insolu$le al agua
A)(,*% 1olvo $lanco
El car$onato de calcio adem#s de ser un agente densificante es un material puenteante. )e lo prefiere por ser solu$les al #cido ! puede ser disuelto f#cilmente en el proceso de remoción en la zona productora. El tamaño de part&cula de$e tener un adecuado control de tal forma "ue provea tam$in un adecuado peso. El tamaño de part&cula a ser escogidas depende relativamente a las propiedades de la zona a ser perforada.
2.. 3ENTA4AS 5 DES3ENTA4AS DE LOS FLUIDOS DRILL"IN A/gu-) ( /) 6(-*7) 8u( %9r(,(- /%) 9/ui%) Dri//"I- )%- /) )igui(-*()# 3ENTA4AS.
6frece la función de puenteo para diferentes rangos de permea$ilidad de
un !acimiento. 7rea un revo"ue consistente ! delgado "ue previene la invasión de sólidos
! otros componentes del lodo. La selección del tamaño de part&cula permite "ue el revo"ue "ue se forma sea f#cilmente removido an por $a+as presiones de producción sin
necesidad de fluidos "ue disuelvan el agente puenteante. De$ido a "ue crea un revo"ue sellante de $a+a permea$ilidad' "ue soporta altos so$re($alances de presión' minimiza el daño a la formación
DES3ENTA4AS. La nica desventa+a de este fluido es "ue si el tamaño de las part&culas no es seleccionado adecuadamente para el reservorio' ocasionar&a un alto espesor de revo"ue permea$le' lo "ue ocasionar&a "ue ingrese con ma!or velocidad el filtrado a la formación ! %a!a invasión de sólidos ocasionando daño de formación.
!. CONSIDERACIONES DE DISEÑO. La ma!or&a de los pozos perforados con fluidos de perforación de !acimiento son completados sin cementar ! perforar una tu$er&a de revestimiento o tu$er&a de revestimiento corta a travs de la zona productiva. 4uc%os fluidos pueden ser usados como fluidos de perforación de !acimiento' inclu!endo los fluidos $ase agua' aceite ! sinttico.
S(/(,,i:- ; i)(<% (/ 9/ui%.
3ipo de formación'
Identificar la permea$ilidad de la formación
7omposición de los fluidos de la formación'
4ecanismo de daños a la formación
4todo de completación.
4todo de limpieza a realizar
!.2. PROPIEDADES DE LOS ADITI3OS. L%) i*i6%) %*%rg- / 9/ui% r%i(() ,%&%#
2iscosidad Densidad Lu$ricidad 7ontrol de la acidez Encapsulamiento in%i$ición )ólidos
!.!. CARACTERISTICAS DEL 5ACIMIENTO. >dem#s un fluido de perforación de !acimiento de$er&a tener las siguientes caracter&sticas8
El fluido de perforación de !acimiento no de$er&a contener arcillas o materiales densificante insolu$les en #cido "ue pueden migrar dentro de la formación ! taponar los poros.
Los fluidos de$en garantizar una adecuada limpieza' con ma!or avance' menor
tor"ue
durante
la
perforación'
menor
pro$a$ilidad
de
aprisionamiento' menor presión' menor desgaste so$re la sarta de perforación.
De$er&a estar formulado con viscosificadores rompi$les o solu$les en #cido' materiales de filtrado ! agentes de taponamiento de tamaño apropiado' todos los cuales limitan el filtrado %acia la formación ! aseguran una $uena limpieza.
El filtrado de$er&a estar formulado para impedir "ue las arcillas en la zona productiva se %inc%en' migren o taponen la formación.
El filtrado de$er&a ser compati$le con los fluidos de la formación' de manera "ue no cause la precipitación de las incrustaciones minerales.
El fluido ! el filtrado no de$er&an modificar las caracter&sticas de la formación de %umectado por agua a %umectado por aceite' o viceversa.
El filtrado no de$er&a formar emulsiones con los fluidos de la formación' causando el taponamiento de la formación.
El fluido de perforación de !acimiento de$er&a proporcionar $uena limpieza del pozo' lu$ricidad e in%i$ición.
De$er&a minimizar el ensanc%amiento del pozo ! proporcionar la esta$ilidad del pozo
El fluido de$er&a ser formulado con materiales solu$les en #cido' agua' o*idantes o solventes "ue no causen precipitados ni emulsiones.
!.$.
LA CLASIFICACIÓN DE DIFERNETES DISEÑOS DE ACUERDO A LAS CARACTERISTICAS DEL PO=O.
#sicamente e*isten tres tipos de acuerdo a las caracter&sticas del pozo' es decir cómo se termine la zona o$+etivo8
$ierto. $ierto con =orro o 3u$er&a Ranurada. 3u$er&a de Revestimiento 1erforada /7añoneada0.
!.$.1. >UECO ABIERTO Fue consiste en instalar ! cementar la cañer&a de revestimiento encima del nivel superior de la zona productora de+ando li$re a la formación para "ue flu!a a travs de la cañer&a ó tu$er&a de producción. -sado en !acimientos de formaciones duras ! compactas con $uenas acumulaciones de reservas de %idrocar$uros l&"uidos donde no se va a presentar pro$lemas de producción de arenas.
Figur 1#
3ENTA4AS#
)e elimina el costo de cañoneo.
E*iste un m#*imo di#metro del pozo en el intervalo completado.
Es f#cilmente profundiza$le.
1uede convertirse en otra tcnica de completación, con forro o revestidor cañoneado.
)e adapta f#cilmente a las tcnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de inters.
La interpretación de registros o perfiles de producción no es cr&tica.
Reduce el costo de revestimiento.
DES3ENTA4AS#
1resenta dificultad para controlar la producción de gas ! agua' e*cepto si el agua viene de la zona inferior.
No puede ser estimulado selectivamente.
1uede re"uerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta
!.$.2. >UECO ABIERTO CON FORRO O TUBERÍA RANURADA. Este tipo de formaciones no compactadas de$ido a pro$lemas de producción de fragmentos de rocas ! de la formación /GHH a HH pies0. En una completación con forro' el revestidor se asienta en el tope de la formación productora ! se coloca un foro en el intervalo correspondiente a la formación productiva.
3ENTA4AS#
)e reduce al m&nimo el daño a la formación. No e*isten costos por cañoneado. La interpretación de los perfiles no es cr&tica. )e adapta f#cilmente a tcnicas especiales para el control de arena. El pozo puede ser f#cilmente profundiza$le.
DES3ENTA4AS#
Dificulta las futuras reparaciones. No se puede estimular selectivamente. La producción de agua ! gas es dif&cil de controlar. E*iste un di#metro reducido frente a la zona o intervalo de producción.
!.$.!. TUBERÍA DE RE3ESTIMIENTO PERFORADA ?CAÑONEADA@. Es el tipo de completación "ue m#s se usa en la actualidad' !a sea en pozos poco profundos /HHH a @HHH pies0' como en pozos profundos /GHHHH pies o m#s0. 7onsiste en correr ! cementar el revestimiento %asta la $ase de la zona o$+etivo' la tu$er&a de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar' cañoneando selectivamente frente a las zonas de inters para esta$lecer comunicación entre la formación ! el %ueco del pozo.
!# 7añoneada
Figur
3ENTA4AS#
La producción de agua ! gas es f#cilmente prevenida ! controlada. La formación puede ser estimulada selectivamente. El pozo puede ser profundiza$le. 1ermite llevar a ca$o completaciones adicionales como tcnicas especiales para el control de arena. El di#metro del pozo frente a la zona productiva es completo. )e adapta a cual"uier tipo de configuración mec#nica.
DES3ENTA4AS#
Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes. )e reduce el di#metro efectivo del %o!o ! la productividad del pozo 1ueden presentarse tra$a+os de cementación. Re"uiere $uenos tra$a+os de cementación
$. BALANCE DE MATERIA FUNCIÓN )e considera los siguientes aditivos a ser utilizados de$ido a sus funciones presentadas en la siguiente ta$la.JPRODUCTO S
JD7 pól!mer =loKsan Janple* >7->76L 7L 7la!trol iopac 4il pac R iolose soda caustica Mcide GH car$onato
Bi%8 -/( CCO! ig CL )% ,u)*i, ,i( 12 Agu total
6i),%)i9i,-*(
i-i'i%r ( r,i//)
,%-*r%// (ri ( 9i/*r% ,%-*r%/ ( /,/i-i B,*(ri,i g(-*( u-*(-*() ; (-)i9i,-*()
CONCENTRACIÓ N ?LPB@
CONCENTRACIÓ N ?gr,,@
A'G H'OG 'G A'HH H'GG
H'HG H'HHH H'GCHA H'HGH H'HHHC
H'A G'A 'OG G'?@ 'GC
H'HHGH G
G G
GRA3EDA D ?gr,,@
4asaPAO'H
PESO ?gr/*@ 3,78 < ¿=14,917 gr / ¿
Bi%8 5,21
lb ∗1 kg bbl ∗1000 gr 2,2 lb ∗1 bbl 1 kg ∗1 gal 42 gal ¿
3,78 <¿= 2,033 gr / ¿
-/( 0,71
lb ∗1 kg bbl ∗1000 gr 2,2 lb ∗1 bbl 1 kg ∗1 gal 42 gal ¿
3OLUME N CC
MASA ?gr@
'?? G'CAA ?'A O'CH H'G@
G'?GO 'HCC GCC' G'CGA H'CGA
@H'?HO
G'?@ H
3,78 <¿= 133,4 gr /¿
CCO! 46,5
lb ∗1 kg bbl ∗1000 gr 2,2 lb ∗1 bbl 1 kg ∗1 gal 42 gal ¿
3,78 <¿= 14,315 gr / ¿
CL 5
lb ∗1 kg bbl ∗1000 gr 2,2 lb ∗1 bbl 1 kg ∗1 gal 42 gal ¿
3,78 <¿=0,315 gr / ¿
S% ,u)*i, 0,11
lb ∗1 kg bbl ∗1000 gr 2,2 lb ∗1 bbl 1 kg ∗1 gal 42 gal
3OLUMEN DE BIOPAQ γ =
¿
δ sustancia δ agua
14,917 gr /¿ 0,65 =
v 1 gr / cc
0,65 ∗1 gr / cc =
v=
14,917 gr / ¿
v
14,917 gr / ¿ 0,65∗1 gr / cc
V BIOPAQ =22,949 cc
Lo mismo se realiza para calcular el volumen de cada sustancia.
DATOS
Densidad del lodo P GA L15 2olumen P GHHH $$l Densidad de agua P G gr9cc Determinación de la masa m t = m H 2 O + mSODA + mGOMA + mBIO + m KCL + m CID! + mCACO 3
>%ora el $alance de masa8
mP2Q
V " # " =V H 2 O # H 2 O + V SODA # SODA + V GOMA # GOMA + V BIO # BIO + V KCL # KCL + V CID! # CID! + V CACO 3 #CAC 03
3enemos el $alance de materia de los volmenes8 V " =V H 2 O +V SODA +V GOMA + V BIO +V KCL + V CID! + V CACO 3
. PREPARACIÓN DE LODO EN LABORATORIO. 1ara la ela$oración de los fluidos de drill(in se de$e realizar los siguientes pasos con e*sactitud. 1ara la preparación del lodo generalmente ser# de conocimiento8 S
La densidad del lodo deseado /dd0
S
Las masas ser#n incógnitas /m0
1ara el c#lculo de tales incógnitas se de$e realizar el siguiente $alance de materia8
&B &H &
/G0
Es evidente "ue solo con la ecuación /G0 no se puede determinar la masa necesaria para preparar un lodo de una determinada densidad /dd0. 1ero tam$in es evidente "ue tal masa puede ser calculada si se conoce el volumen involucrado en la preparación del lodo. Entonces8
&B 3B J B
/0
2 se calculara como sigue8 De ecuación /G08
3B J B 3H J H 3 J
/C0
T considerando volmenes aditivos
3 3B 3H
/0
D:-(# 2' 2M ! 2d.8 2olumen de ' volumen de agua ! volumen del lodo deseado respectivamente. D' dM ! dd Q8 Densidad de ' densidad de agua ! densidad del lodo deseado respectivamente. De las ecuaciones /C0 ! /0 se determina la ecuación /A0 para la determinación del volumen de
? @ 3 K3J B
?
@ B
/A0
. ANÁLISIS DE FORMULACIÓN 5 CONCENTRACIONES DEL FLUIDO. 1ara la formulación de los fluidos “dril(in” se tienen "ue seguir los siguientes pasos de formulación.
FORMULACIÓN NO. 1. 5eneralmente los fluidos “Drill(In” para la perforación de las zonas productoras utilizan este tipo de formulación la cual descri$e una mezcla de pol&meros para el control de filtrado' agentes in%i$idores de arcillas ! agentes puenteantes como el car$onato de calcio con una distri$ución de tamaño de part&culas el cual es utilizado sin considerar un estudio de las caracter&sticas del reservorio.
FORMULACIÓN NO. 2 5 !.
Descri$en una com$inación de productos "ue controlan la filtración' propiedades reológicas' agentes puenteantes 7ar$onatos de calcio ! ' in%i$idores de arcilla como el uso de glicol ! cloruro de potasio "ue a!udan a prevenir el daño de formación.
FORMULACIÓN NO. $. En esta formulación las concentraciones de cada componente para el control de filtrado' reolog&a' puenteo con 7ar$onato
FORMULACIÓN NO. . 1ara o$tener una alta efectividad en las funciones del fluido “Drill(in” en las formaciones productoras' se incorporó a la formulación No. ' otros dos in%i$idores de arcilla el glicol ! cloruro de potasio "ue a!udan a me+orar el puenteo ! minimizan el daño a la formación. Esta formulación de acuerdo
a los
resultados de los ensa!os realizados en el la$oratorio es la óptima para ser un fluido “Drill(in” adecuado para la perforación de zonas productoras. De$ido a "ue la formulación No. A fue la m#s adecuada para ser aplicada en el campo' se decide perforar las zonas productoras de los pozos GHD' GHCD con los siguientes datos caracter&sticos de !acimientos ! re"uerimientos de perforación "ue se detallan a continuación8
T'/ 1 I-9%r&,i:- ( /%) %%) r(6i% -+/i)i) ( u- F/ui% Dri//"I-. Q1ozo GHGD es usado como referencia' no se uso fluido dril in en su zona producto
.1. ANÁLISIS DE DAÑO A LA FORMACIÓN. El o$+etivo de optimizar un fluido drill(in es de minimizar el daño al reservorio Durante la perforación. El an#lisis granulomtrico de los car$onatos de calcio -tilizados en los ensa!os ! cu!a distri$ución fueron o$tenidas en los ensa!os de 1)D' se descri$e en la ta$la TIPO
D1 ?u&@
D?u&@
D?u&@
Cr'%-*% ( C/,i% A1
GC.G
O.CG?
GCG.O
Cr'%-*% ( C/,i% >ig Mi A
.AA
G.GA
G.A
Cr'%-*% ( C/,i% >ig Mi B
G.C
.AG
G@.OHA
Cr'%-*% ( C/,i% >ig Mi C
.GG?
GG.A
OC.?O
T'/ 2 Di+&(*r% ( r*0,u/ ( i9(r(-*() ,r'%-*%) 1 ; 66 En los pozos GHD ! GHCD "ue fueron perforados utilizando el fluido “Drill(in”' formulación No. A' ! o$tuvieron los siguientes resultados con respecto al daño a la formación' aplicando las prue$as de $uild up o de restauración de pozos P%% 11D =%- r%u,*%r
P%% 12D
P%% 1!D
U-iU
U
U-iU
U-iU
?O@V ( ?OV
?@?V ( ?@A@V
?OV ( ?OV
GHCV ( GHOOCV
Q% ?STBi@
A
A?
CG
C
Q ?STBi@
C
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GG
O?
BSH ?@
GC.GG
G.?
C.G
9 ?)i@
@AC
GCA
?HC
O
) ?)i@
GG?
GGO
G
O?C
S*%*/ IP A,*u/
G
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(H.GC
(H.C?
G.H
H.G?
G.A
A.GH
GHA
G@.
G?
O
I-*(r6/%
STBi )i V% ?&@
presentados en la 3a$la C.
T'/ ! D*%) %'*(-i%) (- /) ru(') ( Bui/ U. 7omo se o$serva en la ta$la C' el pozo GHGD en el cual la zona productora fue perforada con un fluido drill(in' cu!o concentraciones no fueron seleccionadas de
acuerdo a las caracter&sticas del reservorio. )e o$tuvo un daño de uno' el cual nos indica "ue la zona productora se encuentra dañada' afectada por el fluido de perforación' mala in%i$ición de arcillas' no %a! un adecuado agente sellante' adem#s "ue fue afectada por punzados ! cementación. En los pozos GHD ! GHCD se o$serva como el daño a la formación es negativo' es decir se minimizó el daño de formación' afectó positivamente a la producción deseada del pozo.
W. CONCLUSIONES.
De acuerdo a la presente investigación "ue realizamos' como 5R-16 podemos concluir "ue8 Los fluidos “Drill(In” son utilizados especialmente para la perforación de las zonas productoras' de$ido a "ue minimiza el daño a la formación' 1ara la optimización de estos fluidos “Drill(In” %a! "ue considerar un estudio de las caracter&sticas petrof&sicas de los reservorios a ser uenteados. /En este caso el 7ar$onato de calcio ser# nuestro agente punteados ! por lo tanto de$e ser sometido a ensa!os "ue determinen la distri$ución de tamaños de part&culas' a+ustado a los tamaños de poro ! garganta poral0. Es necesario realizar diversos ensa!os en la$oratorio' entre las principales como densidad' reolog&a' permea$ilidad acuerdo a las necesidades del pozo a perforarse para asi aumentar las cualidades de nuestro fluido “drill(in” !a "ue dic%os componentes de nuestro fluido est#n regulados por organismos de control "ue regulan el daño al medio am$iente para asi o$tener el mas minimo impacto am$iental.
W.1. RECOMENDACIONES. Los fluidos drill(in preparados en el la$oratorio de$en ser sometidos a un proceso de enrolamiento por G %oras a temperatura de reservorio' con la finalidad de simular el fluido en el fondo del pozo. Durante la realización de las prue$as se de$e cali$rar los e"uipos ! asegurarse "ue se encuentren en $uen estado para evitar errores en los resultados. 1reparar volmenes nuevos de lodo “Drill(in” es mu! importante' ser# m#s efectivo en la perforación de las zonas productoras de los pozos. El fluido reciclado no tendr# las mismas caracter&sticas iniciales' ! esto afectar# a eficiencia del fluido “Drill(in”. Es importante una e*celente eficiencia en el funcionamiento de los e"uipos de control de sólidos' de$ido a "ue el mantenimiento de las propiedades del fluido drill(in depender# de un $uen mane+o de stos e"uipos.
X. ANEOS. X.1. EPP PARA EMPLEAR EN EL LABORATORIO. El tra$a+o en la$oratorio e*ige conocer una serie de medidas $#sicas de seguridad "ue son las "ue nom$raremos a continuación8 7uida tus o+os8 siempre lleva contigo gafas de protección' )on especialmente suscepti$les de daño permanente por productos corrosivos as& como por salpicaduras de part&culas.
OBLIGATORIO USAR GAFAS DE SEGURIDAD. siempre "ue se est en un la$oratorio donde puedan lesionarse los o+os. SIEMPRE DEBES LLE3AR BATA. para de alguna forma protegerte de los reactivos. LLE3A 5O USA GUANTES SI ES NECESARIO. Especialmente cuando se usen sustancias 76RR6)I2>) o 3WJI7>). SE DEBE UTILI=AR BARBI4OS. para no in%alar las mesclas.
NORMAS >IGIÉNICAS. No comer ni $e$er en el la$oratorio. Lavarse las manos despus de realizar un e*perimento ! antes de salir del la$oratorio.
NO FUMAR. No in%alar' pro$ar u oler productos "u&micos sin estar informados. Tr'7r ,%- Or(- ; Li&i(# El orden evita accidentes. No colocar o$+etos encima de las po!atas /li$ros' moc%ilas' a$rigosX0 Limpieza de mesas ! vitrinas e*tractoras. Limpiar los derrames de los productos "u&micos. Limpiar el material despus de su uso. A,*Y r()%-)'/(&(-*(# 3ra$a+a sin prisas' 1iensa en lo "ue est#s %aciendo. En el La$oratorio no se puede correr' empu+ar' %acer $romas' etc. A*(-,i:- /% (),%-%,i%# No realizar e*perimentos sin autorización de No utilizar frascos de productos sin eti"uetas. No sustituir' sin autorización' un producto por otro' No utilizar e"uipos sin conocerlos.
LOS DISPOSITI3OS DE SEGURIDAD.8 )olo ser#n usados en caso de emergencia' tales como los e*tintores' alarmas contra incendio' mantas ignifuga' duc%as de seguridad !9o salidas de emergencias.
X.2. MSDS DE LOS MATERIALES.