Fluidos de Perforacion a Base de Agua

RESUMEN DOCUMENTAL Investigacion sobre Ingeniería de Perforación,en aspectos referentes a lodos de perforación,tiene como objeto fundamental diseñar un fluido de perforación Drill-in cuya distribución de tamaño de partículas (DTP) del agente puenteante, carbonato de calcio (CaCO3), sea la más adecuada para puentear la arena productora Hollín en el campo Palo Azul para minimizar el daño de formación en futuras perforaciones de pozos horizontales en dicho campo. El problema identificado es la invasión de fluidos de perforación y sólidos finos, generando una disminución de porosidad y permeabilidad de la arena productora.. La hipótesis dice: Al encontrar la granulometría óptima del agente puenteante en el lodo de perforación Drill-in, se asegura un sello efectivo en la cara de la arena, que minimiza el daño de formación. Marco referencial: reservorios, parámetros petrofísicos, información geológica. Marco Teórico: Daños de formación, lodos de perforación, teorías de puenteo. Marco Metodológico: análisis de Fluidos de perforación, pruebas de taponamiento de permeabilidad (PPT), reología. Como conclusión final se requiere obtener un fluido de perforación que garantice un puenteo efectivo, que disminuya la invasión de la fase liquida y sólidos finos a la formación, mediante la realización de pruebas físicas en laboratorio.

ÍNDICE DE CONTENIDOS ABREVIATURAS............................................................................................................

XIX

SIMBOLOGÍA ..................................................................................................................

XX

CAPÍTULO III ....................................................................................................................

27

3.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN ................................................................................ 27

3.1 3.2

INTRODUCCIÓN A LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN..............................................27 DEFINICIÓN.................................................................................................................29

3.3

COMPONENTES PRINCIPALES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN...................... 29 3.3.1 FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN................................................30

3.3.1.1

Evacuar los recortes de perforación....................................... 30

3.3.1.2

Enfriar y lubricar la broca ........................................................ 30

3.3.1.3

Formar revoque o costra........................................................ 31

3.3.1.4

Transmitir energía hidráulica a herramientas y trépano .......... 31

3.3.1.5

Controlar la corrosión............................................................. 32

3.3.1.6 3.3.1.7

Facilitar la cementación y completación.................................. 32 Minimizar el impacto sobre el ambiente .................................. 32

3.3.1.8

Minimizar daños a la formación .............................................. 32

3.3.1.9

Controlar la presión de formación ........................................... 33

3.3.1.10

Tixotropía............................................................................ 34

3.3.1.11

Flotabilidad ......................................................................... 35

3.3.1.12

Evaluación adecuada de la formación................................ 35

3.3.1.13

Obturar las formaciones permeables .................................. 36

3.3.2

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ..................................36

3.3.2.1

Propiedades físicas ................................................................ 36

3.3.2.1.1 Densidad .................................................................. 36 3.3.2.1.2 Viscosidad plástica ................................................... 37 3.3.2.1.3 Viscosidad aparente ................................................. 37 3.3.2.1.4 Punto cedente .......................................................... 38 3.3.2.1.5 Esfuerzo de geles..................................................... 38 3.3.2.1.6 Pérdida de filtrado .................................................... 39 3.3.2.1.7 pH............................................................................. 39 3.3.2.1.8 Reología ................................................................... 39 3.3.3

3.3.3.1 3.3.3.2 3.3.4

FLUIDOS BASE AGUA.......................................................................................41

Composición de los fluidos de perforación base agua ............ 41 Clasificación de los fluidos base agua .................................... 42 FLUIDOS BASE ACEITE ....................................................................................42

3.3.4.1 Clasificación de los fluidos base aceite ...................................... 42

3.3.5

FLUIDOS QMAX .................................................................................................43

3.3.6

SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ................................................44

3.3.6.1

Consideraciones de diseño..................................................... 45

3.3.6.2

Criterios de selección del fluido de perforación....................... 45

3.3.7

FUNCIÓN DE LOS ADITIVOS DE PERFORACIÓN...........................................46

3.3.8

ADITIVOS USADOS EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN...........................47

3.3.9

FLUIDOS DRILL-IN............................................................................................48

3.3.9.1 Definición y características ..................................................... 48x

3.3.9.1.1 Definición................................................................. 48 3.3.9.1.2 Características ......................................................... 49 3.3.9.2

Ventajas y desventajas del fluido Drill-In................................. 50

3.3.9.2.1 Ventajas ................................................................... 50 3.3.9.2.2 Desventajas.............................................................. 50 3.3.9.2.3 Composición de los fluidos Drill-In........................... 51 3.3.10

PUENTEO...........................................................................................................51

3.3.10.1

Agentes puenteantes .......................................................... 52

3.3.10.2

Tipos de agentes puenteantes............................................ 52

3.3.10.2.1 Barita, (BaSO4) ......................................................... 52 3.3.10.2.2 Hematita, (Fe2O3) ..................................................... 53 3.3.10.2.3 Grafito, (C) ................................................................ 53 3.3.10.2.4 Carbonato de calcio, (CaCO3) .................................. 53 3.3.10.2.4.1 Propiedades Físicas del carbonato de calcio ..... 54 3.3.10.2.4.2 Aplicaciones del carbonato de calcio ................. 54 3.3.11

3.3.10.2.4.3 Ventajas ............................................................. 55 TEORÍAS DE PUENTEO ....................................................................................55

3.3.11.1

Reglas de puenteo.............................................................. 56

3.3.11.1.1 Regla de Abrams.................................................... 56 3.3.11.1.2 Regla de Keauffer.................................................. 57 3.2.11.1.3 Regla de Vickers .................................................... 57 3.3.12

FORMACIÓN DEL REVOQUE ...........................................................................58

3.3.12.1

Problemas por un excesivo espesor de revoque................. 58

3.3.12.2

Compresibilidad del revoque............................................... 59

3.3.12.3

Permeabilidad del revoque ................................................. 59

3.3.13

FILTRACIÓN.......................................................................................................60

3.3.13.1

Filtración estática ................................................................ 61

3.3.13.2

Factores que afectan la filtración ........................................ 62

3.3.13.3

Filtración dinámica .............................................................. 62

3.3.14

DAÑOS DE FORMACIÓN ..................................................................................63

3.3.14.1

Origen del Daño a la Formación ......................................... 64

3.3.14.2

Tipos de Daño .................................................................... 64

3.3.14.3

Representación del daño .................................................... 65

3.3.15

PARÁMETROS A CONTROLAR EN LOS LODOS DE PERFORACIÓN ...........67

3.3.16

SELECCIÓN DE LA GRANULOMETRÍA DEL AGENTE PUENTEANTE ...........69

CAPÍTULO IV ...................................................................................................................

4.

ELABORACIÓN

DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN DRILL-IN Y PRUEBAS DE

LABORATORIO ...............................................................................................................

4.1 4.2

70

70

INTRODUCCIÓN..........................................................................................................70 ELABORACIÓN DEL FLUIDO DRILL-IN ......................................................................70

4.2.1

QUÍMICOS Y CONCENTRACIONES A UTILIZAR .............................................70

4.2.1.1

KELZAN................................................................................. 72

4.2.1.2

STARDRIL.............................................................................. 72

4.2.1.3

MAXDRILL............................................................................. 73

4.2.2 PROCESO DE ELABORACIÓN DEL FLUIDO DRILL-IN ...................................74 4.3 PRUEBAS DE LABORATORIO Y DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS................................77 4.3.1

PRUEBAS FÍSICAS ............................................................................................77

4.3.1.1

Concentración de Hidrógeno .................................................. 77

4.3.1.1.1 Método Electrónico ..................................................... 77 4.3.1.1.2 Método........................................................................ 78 4.3.1.2

Determinación de la Reología................................................. 79

4.3.1.2.1 Viscosímetro Rotativo ................................................. 79 4.3.1.1.2 Descripción del procedimiento para

Viscosidad

Aparente, Viscosidad Plástica y Punto Cedente..................... 80 4.3.1.1.3 Descripción del procedimiento para Esfuerzo de gel.. 81 4.3.1.3

Pérdida de Filtrado API........................................................... 82

4.3.1.4

Densidad del Fluido ................................................................ 84

4.3.2

PRUEBA DE TAPONAMIENTO DE PERMEABILIDAD (PPT)...........................86

4.3.2.1

Partes del equipo PPT ............................................................ 87

4.3.2.3

Descripción del procedimiento ................................................ 90

4.3.2.4

Desarmado del equipo PPT .................................................... 91

CAPÍTULO V ....................................................................................................................

5.

ANÁLISIS

TÉCNICO E

INTERPRETACIÓN

DE RESULTADOS

PRUEBAS DE LABORATORIO.......................................................................................

92

DE LAS 92

5.1 RESULTADOS DE LAS PRUEBAS SOLICITADAS DEL NÚCLEO OBTENIDO DEL POZO PALO AZUL 04................................................................................................................. 93 5.2

ANÁLISIS TEÓRICO DE LOS ESTUDIOS SOLICITADOS...........................................95

5.3

RESULTADOSDE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO..............................................97

5 .3.1

FLUIDO1:

ELABORADO CON CAMIX PROPET...............................................99

5.3.1.1

5.3.2

ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 1.................................... 100

FLUIDO 2: ELABORADO CON 50% A-325, 50% A-100 ..................................101

5.3.2.1 5.3.3

ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 2.................................... 102 FLUIDO 3: ELABORADO CON 50% A-325, 50% A-200 ..................................103

5.3.3.1 5.3.4

ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 3.................................... 104 FLUIDO 4: ELABORADO CON 50% A-325, 25% A-200, 25% A-100...............105

5.3.4.1 5.3.5


5.3.5.1 5.3.6


5.3.6.1 5.3.7


5.3.7.1

5.3.8

ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 7.................................... 112

FLUIDO 8: ELABORADO CON 60% A-325, 10% A-200, 30% A-100...............113

5.3.8.1 5.3.9

ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 8.................................... 114 FLUIDO 9: ELABORADO CON 80% A-325 Y 20% A-100 ................................115

5.3.9.1 5.3.10

ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 9.................................... 116 FLUIDO 10: ELABORADO CON 70% A-325 Y 30% A-100 ..............................117

5.3.10.1 5.3.11

5.3.11.1 5.3.12

ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 15 .............................. 128

FLUIDO 16: ELABORADO CON 93% A-325 Y 3% A-100 ................................129

5.3.16.1 5.3.17


FLUIDO 15: ELABORADO CON 93% A-325 Y 7%A-200 .................................127

5.3.15.1 5.3.16


FLUIDO 14: ELABORADO CON 90% A-325, 5%A-200, 5% A-100..................125

5.3.14.1 5.3.15


FLUIDO 13: ELABORADO CON 80% A-325, 10% A-200 y 10% de A-100 ......123

5.3.13.1 5.3.14


FLUIDO 12: ELABORADO CON 70%A-325, 10%A-200,20%A-100.................121

5.3.12.1 5.3.13


FLUIDO 11: ELABORADO CON 60% A-325,30%A-200,10%A-100.................119


FLUIDO 17: ELABORADO CON 100% A-325 ..................................................131

5.3.17.1


5.3.18 PRUEBA PPT APLICANDO EL FLUIDO 17 SOBRE CERÁMICAS DE 5 MICRAS DE GARGANTA PORAL ...................................................................................................... 133

5.3.18.1

ANÁLISIS TÉCNICO DEL FLUIDO 17 SOBRE CERÁMICAS

DE 5 MICRAS DE GARGANTA PORAL.............................................. 134 5.4

ANÁLISIS TÉCNICO EN EL NÚCLEO OBTENIDO DEL POZO PALO 04 ...................134

C A P Í T U L O V I . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . .

..................................................................

137

xiii 6.

ESTUDIO

DEL

MANEJO

AMBIENTAL

DE

DESECHOS

DISPOSICIÓN DE EFLUENTES ....................................................................................

6.1 6.2

SÓLIDOS

Y 137

INTRODUCCIÓN A LA GESTIÓN DE RESIDUOS .....................................................137 GESTIÓN DE RESIDUOS ..........................................................................................137

6.2.1

Gestión Interna.................................................................................................137

6.2.2 6.3

Gestión Externa ................................................................................................138 SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS .....................................................................139

6.3.1

DESCRIPCION DEL SISTEMA DE CONTROL DE SOLIDOS .........................140

6.3.2

DESCRIPCION DE EQUIPOS ..........................................................................142

6.3.2.1

Zarandas .............................................................................. 142

6.3.2.2

Desarenadores ..................................................................... 142

6.3.2.3

Acondicionador de lodos...................................................... 143

6.4

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE DEWATERING.................................................144

6.5

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRATAMIENTODE AGUAS ...............................145

6.6

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE CLARIFICACION DEL AGUA RESIDUAL .........146

6.6.1

Coagulación ......................................................................................................147

6.6.2

Floculación........................................................................................................147

6.6.3

Aireación ...........................................................................................................147

6.6.4

Almacenamiento y sedimentación....................................................................14

x

x

ABREVIATURAS API

American Petroleum Institute

ATAP

Alta temperatura alta presión

bls

Barriles

cp

Centipoise

DR

Relación de daño, (adimensional)

DTP

Distribución de tamaño de partículas

ft

Pies

gr

Gramos

gr/cc

Gramos por centímetro cúbico

Ke

Permeabilidad efectiva (sin daño), (md)

Kd

Permeabilidad de la zona dañada, (md)

lbf

Libra fuerza

pH

Potencial Hidrógeno

PPT

Prueba de taponamiento de permeabilidad

PSI

Libras por pulgada cuadrada

pulg

Pulgadas

re

Radio de drenaje, (pies)

rw

Radio del pozo, (pies)

rd

Radio de la zona dañada, (pies)

S

Factor de daño, (adimensional)

rpm

Revoluciones por minuto

ROP

Tasa de penetración

TVD

Profundidad Vertical Verdadera

Vp

Viscosidad plástica

Yp

Punto cedente xix

SIMBOLOGÍA A

Área

AlO

óxido de aluminio

CaCO3 CO2

Carbonato de Calcio Dióxido de Carbono

D10

Diez por ciento

D25

Veinticinco por ciento

D50

Cincuenta por ciento

D75

Setenta y cinco por ciento

D90

Noventa por ciento

H2S

Ácido Sulfhídrico

md

Milidarcies

ml

Mililitros

(OH)-

Ión hidróxido

Pe

Presión estática

Pwf

Presión de fondo fluyente

µm

Micrón

∆p

Diferencial de presión

°F

Grados Fahrenheit

°C

Grados Centígrados

∆T

Diferencial de tiempo

+

Positivo

-

Negativo

“

Segundos

„

Minutos

x

xx

CAPÍTULO II I

2

3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN 3.1 INTRODUCCIÓN A LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN En los primeros pozos perforados por el método de rotación solo se usaba agua como fluido que al mezclarse con los sólidos de formación formaban el lodo. Si el lodo era demasiado espeso o pesado se le agregaba agua para adelgazarlo, y si la viscosidad era insuficiente se agregaba otro lodo de reserva para espesarlo. Cualquier problema en el lodo durante la perforación era solucionado agregando agua o lodo de reserva. Las arcillas más usadas para dar peso al lodo fueron de naturaleza sedimentarias, despreciando a las arenas y arcillas duras, recomendando un 20% en peso de arcilla en agua. En 1916 Lewis y Mc-Murray definieron al lodo como una mezcla de agua con algún material arcilloso que pueda permanecer en suspensión por tiempo considerable que tenga una densidad de 1.05 a 1.1 g/cc. Decían que un buen lodo debía ser capaz de sellar arenas de formación y contrarrestar las presiones del gas. En 1921 Stroud fue encargado de encontrar un medio para aumentar la densidad para prevenir el descontrol de pozos de gas. Así surgió el óxido de hierro para preparar lechadas rápidas y bombeable de 15 a 18 lb /gal. En 1922 se experimentó con baritina, material que presentaba ventajas sobre el óxido de hierro como tener alta gravedad especifica, no es abrasivo, no es tóxico; se usó en gran escala recién para el año 1929, solucionando el problema de la viscosidad necesaria para suspender el material.

27

La búsqueda y solución de los problemas de la viscosidad para suspender el material perforado, dio lugar a varios aditivos que cumplan con dicho objetivo. Primero se desarrollaron compuestos y mezclas de aluminato de sodio y soda cáustica para en 1929 descubrir las arcillas bentoníticas con ventajas superiores para controlar viscosidad y filtrado en la formación. La bentonita daba viscosidad y control de filtrado en lodos base agua dulce, la misma no tenia buenos resultados en lodos base agua salada. En 1937, para tener mejor control de filtrado se desarrolló coloides orgánicos, tales como el almidón de maíz, pero este es un producto que se fermenta, posteriormente se investigó otros materiales que fermentan menos con la temperatura llegando al descubrimiento del carboximetil celulosa. Al profundizar un pozo, surgió el problema de alta viscosidad en los lodos, necesitando productos que bajen su viscosidad, descubriéndose así los fosfatos no hidratados; en 1930 Parsons discute el efecto del pH sobre la viscosidad del lodo. En 1937 Hausser y Reed diseñaron un aparato para medir la pérdida de fluido en condiciones estáticas y presiones de 100 PSI. Más tarde se diseñó el filtro prensa para medir fluido a altas presionas y temperaturas en condiciones estáticas. Los lodos de emulsión inversa fueron desarrollados en 1950, y consistían en una fase continua base aceite y una base discontinua base agua, que se encuentran en forma de emulsión; fue necesario desarrollar algunos asfaltos y emulsificantes para estabilizarla. Todo lodo al perforar genera sólidos de formación que si no son eliminados, las propiedades reológicas decaen y el manejo del lodo se hace más difícil, es por esto que todo equipo de perforación contaba inicialmente con una zaranda bastante rudimentaria para tratar de eliminar los sólidos de mayor tamaño. 28

2

3.2 DEFINICIÓN

2

El fluido de perforación o lodo como es conocido usualmente, puede ser cualquier mezcla de sustancias o una sola sustancia que tenga características físicas y químicas adecuadas para usarse en las operaciones de perforación, como por ejemplo: aire o gas, agua, petróleo o combinaciones de agua y aceite con determinado porcentaje de sólidos. Los fluidos de perforación tiene como finalidad cumplir con diversas funciones como: remoción de cortes del pozo, suspensión de los cortes de perforación, control de presión del yacimiento, estabilización de las formaciones, lubricación y enfriamiento de la broca.

3.3 COMPONENTES PRINCIPALES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN En la Tabla 3.1 se mencionan los componentes principales de un fluido de perforación actual. Dependiendo de la empresa estos componentes llevarán nombres patentados o formulaciones específicas. Tabla 3.1:

COMPONENTES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN

DENSIFICANTES

BARITA, CARBONATO DE CALCIO, OXIDO DE HIERRO, COMPUESTOS DE PLOMO

VISCOSIFICANTES

BENTONITA, ATAPULGITA, ARCILLA, FIBRAS DE AMIANTO

FASE CONTINUA

AGUA, GAS, PETRÓLEO, ACEITES MINERALES

CONTROLADORES DE pH

CAL, ÁCIDOS, HIDRÓXIDOS

AGENTES DISPERSANTES

LIGNITOS,TANINOS, LIGNOSULFATOS

REDUCTORES DE FILTRACION,

POLÍMEROS, AMINAS, EMULSIFICANTES, HUMECTANTES,

ANTICORROSIVOS

FORMALDEHIDO, ALMIDONES

29

3.3.1 FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 3.3.1.1 Evacuar los recortes de perforación La remoción de los recortes o limpieza del pozo depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, junto con la velocidad de penetración (ROP) de la rotación de la columna de perforación, de la viscosidad y velocidad anular del fluido de perforación. Figura 3.1:

EVACUACIÓN DE CORTES DE PERFORACIÓN

FUENTE:http://www.aprchile.cl/pdfs/ FLUIDOS_DE_PERFORACION_POZOS_DE_AGU A

3.3.1.2 Enfriar y lubricar la broca La circulación del fluido de perforación enfría la columna de perforación hasta temperaturas más bajas que la temperatura de fondo. Además lubrica la columna de perforación distribuyendo el calor por todo el pozo Figura 3.2:

ENFRIAR Y LUBRICAR LA BROCA

FUENTE:http://www.aprchile.cl/pdfs/FLUIDOS_DE_PERFORACION_POZOS_DE_AGU A_-_SOUTHERNLAND_SA.pdf

3

3.3.1.3 Formar revoque o costra

3

La formación de un revoque liso, delgado, flexible y de baja permeabilidad minimiza derrumbes en el pozo y el atascamiento de tubería en formaciones permeables, el revoque se logra incrementando la concentración y dispersión de los sólidos puenteantes. Figura 3.3:

FORMACION DEL REVOQUE

http://www.aprchile.cl/pdfs/FLUIDOS_DE_PERFORACION_POZOS_DE_AGU FUENTE: A_-_SOUTHERNLAND_SA.pdf

3.3.1.4 Transmitir energía hidráulica a herramientas y trépano La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración así como también alimentar los motores de fondo que hacen girar el trépano. Los programas de hidráulica se basan en el dimensionamiento correcto de las boquillas del trépano para utilizar la potencia disponible, a fin de maximizar la caída de presión en el trépano. Figura 3.4: TRANSMISIÓN DE ENERGÍA HIDRAULICA AL TREPANO


31

3.3.1.5 Controlar la corrosión

3

Los componentes de la sarta de perforación y casings en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los gases

disueltos

tales

como

el

CO2 y

H2S

pueden

causar

graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable. El fluido de perforación además no debería dañar los componentes de caucho llamados elastómeros.

3.3.1.6 Facilitar la cementación y completación El fluido de perforación debe permitir que la tubería de revestimiento pueda ser introducida y cementada eficazmente y que no dificulte las operaciones de completación. Durante la introducción de la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el suabeo y pistoneo, de manera que no se produzca ninguna pérdida de circulación inducida.

3.3.1.7 Minimizar el impacto sobre el ambiente Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser eliminado de conformidad con la reglamentación ambiental vigente. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables. La mayoría de los países han establecido reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, y sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales; no existe ningún conjunto único de características ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones.

3.3.1.8 Minimizar daños a la formación La protección del yacimiento contra daños de la formación que podrían perjudicar la producción es muy importante. Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es 32

considerada como daño a la formación. Estos daños pueden producirse como resultado de la obturación causada por la invasión de las fases sólida ó líquida presentes en el fluido de perforación. Figura 3.5:

MINIMIZAR DAÑOS A LA FORMACIÓN


3.3.1.9 Controlar la presión de formación El control de las presiones de la formación garantiza una perforación segura, a medida que la presión aumenta, también aumenta la densidad del fluido, por lo cual se debe agregar peso al lodo para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del agujero. Esto impide que los fluidos de formación presurizados fluyan hacia el pozo y provoquen un reventón. Si la presión hidrostática del fluido de perforación es igual o superior a la presión de la formación, se evitará que se produzcan reventones inesperados en el pozo, esta presión se obtiene con la siguiente ecuación: Ph = 0.052 x ρ x TVD Donde: Ph = presión hidrostática de la formación, psi 0.052 = constante de conversión, gal/in²-ft. ρ = peso del lodo de perforación, lb/g.

TVD = Profundidad de la formación, ft 33

3

3.3.1.10

Tixotropía

3

Es la propiedad que tienen los fluidos de perforación de pasar de gel a solución mediante agitación. Ciertos geles pueden licuarse cuando se agitan y se solidifican de nuevo cuando cesa la agitación o la vibración. Las agitaciones o vibraciones hacen que una sustancia tixotrópica se vuelva más fluida, hasta el extremo de cambiar de estado, de sólida a líquida pudiendo recuperarse y solidificar de nuevo agitando. Ciertas arcillas presentan propiedades tixotrópicas. Cuando las arcillas tixotrópicas se agitan, se convierte en un verdadero líquido, es decir, pasan de gel a solución. Si a continuación se las deja en reposo, recuperan la cohesión y el comportamiento sólido. Gracias a esta propiedad, independiente de la densidad, los lodos colaboran en el mantenimiento de las paredes en la perforación del pozo, incluso en formaciones de baja cohesión, al tiempo que ayudan a mantener los detritos en suspensión al interrumpirse la circulación de los mismos por extracción de tubería, averías de la bomba o del circuito. Figura 3.6:

SUSPENSIÓN DE RECORTES DE PERFORACIÓN


34

3.3.1.11

Flotabilidad

3

El fluido de perforación ayuda a soportar una parte del peso de la sarta de perforación y tubería de revestimiento mediante la flotabilidad, reduciendo de esta manera el peso que debe soportar el taladro, éste es un factor importante que se debe tener en cuenta al evaluar el punto neutro, que es cuando la columna de perforación no está sometida a ningún esfuerzo de tensión o compresión. El peso que la torre puede sostener está limitado por su capacidad mecánica, un factor que se hace cada vez más importante con el aumento de la profundidad, el peso de la sarta y el de la tubería de revestimiento.

3.3.1.12

Evaluación adecuada de la formación

Las propiedades del fluido deben permitir obtener la mayor información del pozo, sobre todo de la formación productora, para esto no debe interferir en el desempeño de ninguna de las herramientas de toma de registros eléctricos. Figura 3.7:

EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN


35

3.3.1.13

Obturar las formaciones permeables

3

Cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la presión de la formación, el filtrado invade la formación y un revoque se forma en la pared del pozo. Los problemas de un revoque grueso y de una excesiva filtración incluyen las condiciones de pozo reducido, registros de mala calidad, mayor torque y arrastre, tuberías atascadas, pérdida de circulación, y daños a la formación. En formaciones muy permeables con grandes gargantas porales, el lodo puede invadir la formación, según el tamaño de los sólidos del mismo. Para estas situaciones, será necesario usar agentes sellantes para bloquear las aberturas grandes, de manera que los sólidos del lodo puedan formar un sello en la cara de la arena productora.

3.3.2

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

3.3.2.1 Propiedades físicas 3.3.2.1.1 Densidad Define la capacidad del lodo de ejercer una contrapresión en las paredes de la perforación, controlando de este modo las presiones litostática e hidrostática existentes en las formaciones perforadas. Se determina pesando en una balanza un volumen conocido de lodo. La escala de la balanza da directamente el valor de la densidad del lodo. Para conseguir densidades mayores y que el lodo siga siendo bombeable, es preciso añadir aditivos como la baritina (BaSO4) e incluso carbonato de calcio. Para rebajar la densidad será preciso diluir el lodo mediante la adición de agua. Durante la perforación se pueden producir de forma natural variaciones en la densidad del lodo que deben controlarse y corregirse adecuadamente. Así, por ejemplo, un aporte de agua debido a la perforación de un nivel 36

acuífero productivo, puede diluir el lodo disminuyendo la densidad. Por el contrario, la densidad puede incrementarse por la incorporación de fracciones finas procedentes de la propia formación perforada.

3.3.2.1.2 Viscosidad plástica En 1952 Membrose diseñó un instrumento rotacional para medir la viscosidad plástica, el punto cedente y el esfuerzo de gel llamado Viscosímetro Rotacional, que se usa en el laboratorio y campo. Esta viscosidad se srcina por la fricción mecánica, la cual se produce por el contenido de sólidos y líquidos que rodean al fluido de perforación y por el esfuerzo cortante del mismo líquido. Estos factores se deben controlar para mejorar la reología y obtener altas tasas de penetración (ROP). Cabe indicar que teniendo una baja viscosidad plástica junto a un alto punto cedente permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración. Para el cálculo de la viscosidad plástica se utilizó un viscosímetro rotativo marca Fann, el cual emplea la siguiente ecuación: VP = ø 600 – ø 300 Donde: ø 600= lectura del viscosímetro a 600 rpm ø 300= lectura del viscosímetro a 300 rpm

3.3.2.1.3 Viscosidad aparente Un fluido contaminado o con elevada cantidad de sólidos presenta alta viscosidad aparente. Siempre se recomienda perforar manteniendo viscosidades lo más bajas posibles con lo cual se obtendrá mayor eficiencia en la rata de penetración.

37

3

3.3.2.1.4 Punto cedente

3

Es la resistencia al flujo causada por fuerzas electroquímicas o de atracción entre partículas sólidas del lodo de perforación. Es consecuencia de las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase fluida. El valor de punto cedente puede sufrir incrementos por la acción de los contaminantes solubles como el carbonato de calcio y por los sólidos arcillosos reactivos de la formación. El punto cedente bajo condiciones de flujo depende de: 

Las propiedades de los sólidos del lodo en superficie.



La concentración de los sólidos en el volumen de lodo.

3.3.2.1.5 Esfuerzo de geles Medida de la resistencia de la consistencia del gel formado después de un periodo de reposo. Está relacionada con la capacidad de suspensión que posee el fluido y se controla en la misma forma como se controla el punto cedente, ya que la srcina el mismo tipo de sólido reactivo. Las mediciones comunes de esta propiedad se toman a los diez segundos, diez minutos y treinta minutos, pero pueden ser mediciones para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta fuerza debe ser lo suficientemente baja para: 

Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie, principalmente en la trampa de arena.



Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación.



Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería. 38

3.3.2.1.6 Pérdida de filtrado

3

El lodo que circula por el espacio anular, se filtra a través de la formación, depositando en los espacios porales partículas coloidales que forman una costra o revoque. Esta costra proporciona una cierta cohesión a las formaciones en contacto con la perforación, ayudando a sostener las paredes del pozo, al mismo tiempo que las impermeabiliza. Es por ello que un buen lodo debe permitir la formación de esta costra. Por tanto, la costra debe ser resistente e impermeable. Resistente para que no sea fácilmente erosionable por el roce de la sarta o columna de perforación, e impermeable para que su espesor se mantenga dentro de estrechos límites, compatibles con el mantenimiento del diámetro de la perforación. Esto no ocurriría si el agua libre del lodo es filtrada continuamente a través de la costra, aumentando el espesor de ésta con el depósito continuo de partículas coloidales.

3.3.2.1.7 pH Las condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de sus características. Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de formaciones salinas, calcáreas u horizontes acuíferos cargados de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose posteriormente la sedimentación de las partículas unidas. Por ejemplo, un lodo bentonítico es estable cuando su pH está comprendido entre 7 y 9,5, aproximadamente.

3.3.2.1.8 Reología Es el estudio de los fenómenos físicos que regulan el movimiento de los fluidos una vez que han sido sometidos a esfuerzos externos. Se trata de una disciplina que investiga la relación entre el esfuerzo y la velocidad de corte, el impacto que éstos tienen sobre las características de flujo dentro de los materiales tubulares y los espacios anulares. 39

Tabla 3.2:

PROPIEDADES REOLÓGICAS DE UN LODO DE PERFORACIÓN

Reología Esfuerzo de

Símbolo

Unidad



lb/100 ft

corte

Pa

4

Definición 2

La fuerza por unidad de superficie requerida para mover un fluido a una velocidad de corte dada.

ø

rpm

Velocidad de corte Viscosidad

La velocidad de rotación de un viscosímetro estándar en el cual es medido el esfuerzo cortante



cP

Es la propiedad de un fluido que

Pa.seg

tiende a oponerse a su flujo cuando se le aplica una fuerza

Punto Cedente

PC

lb/100ft2 Es una medida de las fuerzas Pa electroquímicas o de atracción en un fluido. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas ubicadas en o cerca de las superficies de las partículas.

Resistencia

RG

de Gel

lb/100ft2 Cuando un lodo ha sido sometido a Pa

velocidades de corte de cero o cerca a cero durante cierto tiempo, el fluido tiende a desarrollar una estructura de gel rígida.

Viscosidad Plástica

VP

cP Pa.seg

Es descrita como la resistencia al flujo causada por fricción mecánica. Un aumento en la VP generalmente significa un aumento en el porcentaje de sólidos.

FUENTE: QMAX ECUADOR ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

40

3.3.3 FLUIDOS BASE AGUA

4

3.3.3.1 Composición de los fluidos de perforación base agua La composición de los fluidos de perforación depende de los requerimientos de las operaciones de perforación. La mayoría de los fluidos de perforación base agua forman un sistema constituido principalmente por las siguientes fases: a) Fase Líquida La fase líquida es la de mayor proporción, la que mantiene en suspensión los aditivos que componen las otras fases. Esta fase puede ser agua dulce o salada. b) Fase Reactiva En esta fase reactiva se utilizan varios tipos de arcillas; esto depende de la sanidad de la fase líquida. Si se realiza en agua salada se usa una arcilla especial, donde su elemento principal es la atapulgita. En agua dulce se utiliza montmorillonita o llamada comúnmente bentonita. c) Fase Inerte Formada por el material densificante, que para este caso se utilizará el carbonato de calcio. A más de este compuesto, también se incluye en esta fase a los sólidos de perforación y arena. d) Fase Química Dicha fase está estructurada por sustancias solubles en la fase líquida como

controladores

de

filtrado,

encapsulantes,

emulsificantes,

dispersantes y alcalinizantes: que son los componentes que controlaran el comportamiento de las arcillas y se encargan de mantener el fluido según lo requerido por el diseño de perforación.

41

3.3.3.2 Clasificación de los fluidos base agua

4

Los fluidos base agua pueden clasificarse en las siguientes categorías: 

Sistema base agua no densificados.



Sistemas base agua densificados y desfloculados.



Sistemas inhibidores a base de potasio.



Sistemas de polímeros ATAP.



Sistemas de polímeros encapsuladores.



Sistemas de Silicatos.



Sistemas de polímeros con poliglicol.

3.3.4 Los

FLUIDOS BASE ACEITE

fluidos

de

perforación

base

aceite

han

evolucionado

considerablemente para cumplir con condiciones de perforación más exigentes como las encontradas en pozos profundos de ATAP (alta temperaturas y alta presiones), pozos de largo alcance, y nuevas regulaciones ambientales. Como resultado de esto existe una gran cantidad de productos entre los que se cuentan controladores de filtrado, lubricantes y modificadores reológico están disponibles en el mercado.

3.3.4.1 Clasificación de los fluidos base aceite a) Lodos de aceite deshidratados Contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas de ácidos orgánicos, asfaltos oxidados, diesel ó aceites minerales no tóxicos. Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas temperaturas. 42

b) Emulsiones invertidas

4

Estos sistemas contiene más del 50% en agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas. El uso de lodos base aceite requiere cuidados ambientales debido a su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg (libras por galón) sin el uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados con éxito para muchas tareas de perforación como en pozos profundos en condiciones extremas de presión y temperatura; problemas de pegamiento de tubería y de estabilidad de pozo, minimiza la fricción y los torques en pozos altamente desviados. Lastimosamente su carácter contaminante ha restringido su uso.

3.3.5 FLUIDOS QMAX La empresa QMAX ECUADOR S.A maneja diferentes tipos de lodos, a continuación se detalla los diferentes sistemas de fluidos utilizados. 1.

Sistema de Fluido nitrato de calcio (CaN03)-Bentonita

2.

Sistema de Fluido sulfato de calcio (CaS04)-Bentonita

3.

Sistema PHPA-XCD- nitrato de potasio (K2N03)-Glycol

4.

Sistema PHPA-XCD- sulfato de potasio (K2S04)-Glycol

5.

Sistema Maxdrill G+: PHPA-XCD-Amina-Glycol

Para cada etapa de la perforación de un pozo que puede tener distintos tamaños de hoyo dependiendo la etapa, se utilizan siguientes fluidos: •

Conductor

Broca de 26", Casing 20" Fluido: Agua 43

•

Primera Etapa

4

Broca 17/2”, Casing 13 3/8" Fluido: Agua Gel/Q Pac/Nitrato de Calcio (CaN03). Esta etapa corresponde al hueco superficial del pozo, generalmente está compuesta por gravas y carbón. •

Segunda Etapa

Broca 12", Casing de 9 5/8" Fluido: Maxdrill G+/ PHPA/ XCD/Glycol Esta etapa se constituye en el hueco intermedio del pozo, por lo general se encuentran las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Tena que están compuestas por lutitas inestables, arcillas hinchables, arenas y sales solubles. •

Tercera Etapa

Broca de 8 1/2", Liner de7" Fluido: Drill-in/XCD/carbonato de calcio (CaC03). Esta etapa corresponde a la zona de interés, en nuestro país se encuentran las formaciones Napo y Hollín que están compuestas generalmente de calizas y arenas.

3.3.6

SELECCIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

El principal objetivo de éste proyecto es conocer y validar la formulación óptima del fluido Drill-in y sus propiedades, para posteriormente poner a prueba el mencionado fluido, directamente en el núcleo de estudio, buscando las mejores proporciones de los distintos carbonatos de calcio, mediante la realización de pruebas físicas en el laboratorio.

44

3.3.6.1 Consideraciones de diseño

4

Lo primero y las más importantes consideraciones son las características del reservorio del campo de estudio; que se refieren a la porosidad, permeabilidad y a los diferentes tamaños de gargantas porales. También es necesario conocer las distribuciones de tamaño de partículas (DTP), para utilizar la teoría de puenteo de Vickers, la cual será mencionada más adelante.

3.3.6.2 Criterios de selección del fluido de perforación El criterio principal de selección para un fluido de perforación y completación adecuado es la densidad, debido a que ésta provee un control de presión en la formación. Otro factor es la temperatura, la cual debe ser medida y registrada cuando se mide la densidad del fluido, también afecta la estabilidad de varios aditivos o inhibidores de corrosión, según la temperatura de fondo y el periodo de exposición. El criterio de selección se desarrolla más detalladamente, subdividiéndolo en aspectos que deben ser tomados en cuenta, para la elección más adecuada del fluido de perforación, según las características que se mencionan a continuación: 

Su aplicación: Debe considerarse la sección en la cual va a ser aplicado el fluido de perforación, las cuales pueden ser sección superficial, intermedia, sección de producción o para la fase de producción.



Su geología: Se debe considerar en este caso las diferentes permeabilidades a lo largo del reservorio, los tipos de arenas y lutitas así como también la presencia de otras formaciones o yacimientos.



Considerando problemas potenciales: Entre estos problemas se podrían considerar las arenas poco productoras, problemas de lutitas, embolamientos de la broca y pérdida de circulación. 45



Contaminación: La presencia de agentes contaminantes también son considerados para la adecuada selección del fluido de perforación, entre estos agentes se encuentran las sales, sólidos, cementos y la existencia de gases ácidos como el CO2 y H2S.



Ubicación geográfica o tipo de plataforma: La elección del fluido de perforación se verá afectada por la presencia de una locación remota, por las limitadas facilidades en superficie, la existencia o no de bombas de lodo y equipos de control de sólidos.



Criterios de seguridad: El personal que va a manejar los productos químicos del lodo debe conocer su toxicidad.



Posible daño ambiental: El lodo debe cumplir normas ambientales vigentes así como también minimizar el impacto producido tanto en superficie como en el yacimiento.



Costos: El fluido debe estar en función de su eficiencia, se debería cumplir que, a mayor costo, mejores debería ser los resultados obtenidos.

3.3.7

FUNCIÓN DE LOS ADITIVOS DE PERFORACIÓN

Entre los lodos base agua usados para perforar zonas productoras está el lodo salino, el cual es usado exitosamente en Ecuador desde 1998. Este lodo consiste en una salmuera sobresaturada de cloruro de sodio (NaCl), a la cual se le modifican sus propiedades reológicas con polímeros como el Kelzan, y como material sellante se utilizan cristales de cloruros de sodio de tamaños preseleccionados, técnica que ha sido relegada por el uso del carbonato de calcio debido a su gran versatilidad, bajo costo y fácil accesibilidad, permitiendo controlar la invasión de fluido hacia las formaciones permeables o fracturadas evitando daños de formación y por consiguiente pérdida de producción.

46

4

3.3.8

ADITIVOS USADOS EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

4

Existe una amplia variedad de productos y aditivos que se usan en los fluidos de perforación; según las secciones que se estén perforando se ve la necesidad de manejar distintos criterios en el diseño del lodo de perforación, diseños que son muchas veces patentados por las distintas empresas encargadas de proporcionar dichos fluidos. En la Tabla 3.3 se describen los productos químicos más usados en la preparación de fluidos de perforación. Tabla 3.3:

QU MICOS USADOS EN LOS FLUIDOS DE PERFORACI N

Baritina (BaSO4)

Con la adición de sulfato de bario se consiguen densidades en el lodo superiores a 2,35-2,40, sin que el aumento de sólidos en el lodo perjudique de forma notable su viscosidad y tixotropía.

Carboximetilcelulosa (CMC)

Es un almidón orgánico que se utiliza frecuentemente en la preparación de lodos de perforación. Contribuye a mantener una costra fina y reduce el agua de filtrado. Los hay de alta y baja viscosidad, que transmiten estas propiedades al lodo tratado.

Hidróxido de sodio (NaOH)

Indicado para elevar el pH del lodo de perforación. Se utiliza para evitar fermentaciones

Polifosfatos

Son sales sódicas que actúan enérgicamente como fluidificantes o dispersantes. Se utilizan principalmente

(PO4)

-3

en la limpieza y desarrollo de pozos. FUENTE: QMAX ECUADOR ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

47

3.3.9

FLUIDOS DRILL-IN

4

Un fluido Drill-in es un lodo de perforación que es utilizado para perforar únicamente la zona productora, debido a que en su composición existe la presencia de sólidos que obturan los espacios porales de la zona productora, tiene como componentes principales un agente viscosificante, un agente reductor de filtrado y un compuesto sólido como el carbonato de calcio usado como agente puenteante. Una formulación adecuada del fluido Drill-in permite una limpieza de pozo fácil y una rata de penetración elevada, teniendo como objeto la formación de un revoque o costra de lodo liso, delgado y de baja permeabilidad en la cara de la formación que evita que la fase sólida o líquida del lodo de perforación ingrese hacia las arenas productoras reduciendo su permeabilidad obstruyendo las gargantas porales de la roca. El principal objetivo de este fluido es minimizar el daño a la formación, en este caso la arena productora Hollín superior, sin embargo en la actualidad no se ha considerado para el diseño de estos fluidos una adecuada granulometría del carbonato de calcio produciendo daños a la formación que muchas ocasiones pueden ser irreversibles o muy costosos de remediar.

3.3.9.1 Definición y características 3.3.9.1.1 Definición Un fluido de perforación Drill-in tiene en su composición únicamente como componente sólido el agente puenteante, que en este proyecto fue el carbonato de calcio (CaCO3) de diferentes granulometrías, el mismo que permite utilizar la técnica del puenteo que controla efectivamente la migración del fluido hacia la formación a través de la creación de un revoque que sella efectivamente la zona productora, dicho revoque debe tener la facilidad de ser fácilmente removido usando ácidos o la propia producción del pozo. 48

3.3.9.1.2 Características

4

Un fluido Drill-in debe tener las siguientes características: 

Los fluidos Drill-In son fluidos diseñados con la finalidad de formar un revoque uniforme, consistente e impermeable en las paredes de la zona perforada con lo que se asegura minimizar el daño a la formación ocasionado por la migración de la fase líquida al yacimiento productor..



Debe contener en su composición agentes que provean lubricidad, limpieza e inhibición al momento de perforar la zona productora.



No debe contener arcillas ni materiales densificantes insolubles al ácido, los cuales pueden migrar dentro de la formación y taponar los poros de la formación.



Debe ser formulado únicamente con agentes reductores de filtrado, viscosificadores

y

agentes

puenteantes

de

adecuada

granulometría, para minimizar el daño a la formación, pérdida de filtrado a la formación y obtener un revoque eficiente y de fácil remoción. 

El filtrado debe ser compatible con la formación para prevenir la hidratación y migración de arcillas que se encuentran en la zona productora, evitando el taponamiento de los poros de la formación.



El filtrado no debe formar emulsiones con los fluidos de la formación para evitar que se ocasione el bloqueo en la misma.



Debe ser compatible con los procesos y equipos de completación, tales como las partículas que deben ser del tamaño de poro de la formación, para el puenteo; sin embargo deben ser aún más pequeñas que tengan la capacidad de atravesar el equipo de completación. 49

3.3.9.2 Ventajas y desventajas del fluido Drill-In

5

3.3.9.2.1 Ventajas Una adecuada distribución granulométrica del agente puenteante crea un revoque que previene la invasión de la fase líquida y sólidos contenidos en el lodo, cabe indicar que este revoque debe ser liso, uniforme consistente y delgado. Las ventajas más relevantes de un adecuado diseño de un fluido de perforación Drill-in son: 

Minimiza el daño a la formación debido a que crea un revoque sellante

de

muy

baja

permeabilidad,

soporta

altos

sobrebalances de presión. 

Ofrece la función de puenteo para zonas de diferentes rangos de permeabilidad de un yacimiento.



Crea un revoque interno de fácil remoción, aún cuando se tengan

bajas presiones de producción, sin necesidad de

rompedores o ácidos que disuelvan al agente puenteante, siempre y cuando haya sido seleccionada adecuadamente la granulometría del agente sellante.

3.3.9.2.2 Desventajas La mayor desventaja que presenta un fluido de perforación Drill-in es ocasionar un revoque con un espesor muy grande, inconsistente, poco uniforme y de alta permeabilidad, esto se debe a una mala selección de la granulometría de agente puenteante, lo que permite el ingreso con mayor velocidad del filtrado de lodo e invasión de sólidos a la zona productora ocasionando daño a la formación severos.

50

3.3.9.2.3 Composición de los fluidos Drill-In

5

Un fluido Drill-in formulado por la empresa Qmax Ecuador puede tener diferentes componentes básicos dependiendo del tipo y del tamaño poral de la formación. En la composición del fluido Drill-in, un componente que no se lo considera como esencial es el hidróxido de sodio, mientras que los otros componentes son indispensables en la preparación dicho fluido. Tabla 3.4:

FUNCIONES DE LOS COMPONENTES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

DRILL-IN

Componente

Función

STARDRILL

Control de Filtrado

MAXDRILL

Inhibidor de arcillas

HIDROXIDO DE SODIO

Control de Alcalinidad

CALCIUM CARBONATE

Agente Sellante

KELZAN

Agente viscosificante

GLYMAX

Inhibidor de Lutitas

AGUA

Fluido Base


3.3.10 PUENTEO Es un fenómeno que se srcina cuando el fluido Drill-in posee en su composición un agente puenteante con una distribución granulométrica optimizada para sellar la formación productora. El puenteo es una técnica cuyo objetivo principal es el de formar un sello en la cara de la arena de interés, esto permite proteger la zona productora de la invasión de la fase sólida y líquida presente en el fluido de perforación, minimizando el daño a la formación ocurrido por el ingreso del filtrado en la formación porosa.

51

Figura 3.8:

CERÁMICA DE ALOXITA PUENTEADA VS. CERÁMICA MAL PUENTEADO


3.3.10.1

Agentes puenteantes

Son partículas de un tamaño ligeramente menor que aquellas provenientes de los poros de la formación, las cuales quedan atrapadas en la cara de la formación, para evitar la filtración en zonas productoras. Los agentes puenteantes se seleccionan de manera que sean solubles en ácido, agua o aceite. Las partículas más gruesas tienden a formar un puente en los espacios porales alrededor del pozo. Posteriormente, éste puente es sellado por las partículas coloidales y subcoloidales, las cuales taponan los espacios finos entre partículas de los sólidos puenteantes, permitiendo solamente que una pequeña cantidad de líquido limpio sin sólidos entre en la formación. Normalmente, las partículas coloidales y subcoloidales constituyen una combinación de polímeros.

3.3.10.2

Tipos de agentes puenteantes

3.3.10.2.1 Barita, (BaSO4) Se encuentra químicamente como sulfato de bario (BaSO4). Debido a su alta densidad, se usa en los lodos de perforación de pozos de petróleo como agente densificate. Se lo usa por su relativo bajo costo y por su alta existencia en el medio local.

52

5

3.3.10.2.2 Hematita, (Fe2O3)

5

La hematita es un mineral compuesto de óxido férrico (Fe2O3), de color rojizo, que proviene de menas de hierro las cuales, en estado puro, pueden contener un 70% de este metal.

3.3.10.2.3 Grafito, (C) El grafito es un agente obturante de tamaño medio a grueso con poca frecuencia utilizado para puentear y sellar formaciones porosas y fracturadas. Es un agente procedente del carbono (C), que puede ser utilizado en sistemas de lodo base agua, base aceite o base sintética.

3.3.10.2.4 Carbonato de calcio, (CaCO 3) Es un mineral natural de calcio que se utiliza como densificante en algunos fluidos específicos y como agente puenteante en los lodos de perforación Drill-in para controlar pérdida de circulación en formaciones productoras. Es un mineral completamente soluble en ácido clorhídrico (HCl) al 15%. El tamaño de las distintas partículas está dado en micrones. Este producto procede de minas de mármol, el cual es molido para obtener diferentes granulometrías. Figura 3.9:

MUESTRAS DE CARBONATO DE CALCIO


53

3.3.10.2.4.1 Propiedades Físicas del carbonato de calcio

5

Apariencia física..................................................... Polvo color blanco Gravedad especifica.............................................. 2.7 - 2.8 Solubilidad en agua a 212 °F (100°C).............. ...... (0.0035 g/100 mL) Solubilidad en HCL al 15%...................................... >98% a 24.4°C

3.3.10.2.4.2 Aplicaciones del carbonato de calcio El carbonato de calcio es un agente puenteante y densificante soluble en acido utilizado para controlar el filtrado y la densidad. Puede emplearse en fluidos de perforación base aceite y base agua convencionales, fluidos de perforación del yacimiento tales como los fluidos Drill-in, así como en fluidos de reparación y terminación. Como agente puenteante y aditivo para el filtrado, las concentraciones normales oscilan entre 10 y 50 lb/bbl. El carbonato de calcio F (fino) se utiliza como agente densificante estándar. El carbonato de calcio M (mediano) y el carbonato de calcio C (grueso) se emplean para controlar la infiltración y puentear, o pueden utilizarse como material densificante con un mayor tamaño de partículas. El carbonato de calcio también puede agregarse de forma periódica para controlar la infiltración y limitar las pérdidas de circulación y fuga en formaciones de alta permeabilidad. Resulta particularmente efectivo al estar perforando con altas presiones diferenciales causadas por una condición de sobrebalance. Los tratamientos oscilan de 2 a 10 sacos por hora cuando se utiliza como una medida preventiva. Para aplicaciones de perforación en zonas poco productivas, el carbonato de calcio tiene mayor efectividad cuando se utiliza en combinación con un aditivo de celulosa. La cantidad de carbonato de calcio requerida para aumentar la densidad del lodo se puede calcular con la siguiente fórmula: 54

5

Carbonato de calcio, lb/bbl =

Donde: W1 = Densidad inicial de lodo, este caso el peso del agua (8,3 lb/gal) W2 = Densidad de lodo deseada (9 lb/gal)

3.3.10.2.4.3 Ventajas 

Producto de bajo costo y de fácil accesibilidad en el mercado.



Agente muy versátil, debido a que puede ser usado como agente densificante o como material de puenteo.



Tamaños únicos de partículas: disponible en grados Fino (F), Mediano (M) y Grueso (C), permitiendo utilizar el tamaño de partícula más adecuado según el diseño del fluido.



Agente puenteante efectivo esencialmente inerte que tiene un efecto mínimo en las propiedades del fluido.



Los grados fino y mediano pasan a través de las mallas de zaranda del tamaño más fino.



Para la suspensión se requiere menos viscosidad y esfuerzos de gel que otros aditivos densificantes

3.3.11 TEORÍAS DE PUENTEO Actualmente existen diversos métodos que permiten diseñar el fluido de perforación con una distribución de tamaño de partículas de los agentes sellantes fundamentada en la geometría y dimensión de los espacios porales de las zonas productoras; métodos de cálculo conocidos como las reglas de Abrams, Keauffer y Vickers, de acuerdo a sus criterios, 55

proporcionan el diseño de un sello en la cara de la arena que impide ó reduce la invasión de fluido y partículas sólidas hacia la formación. Este estudio tiene como objetivo determinar en base al cotejo de los resultados; qué regla de puenteo ofrece mayor protección a los canales de flujo de discos de aloxita y directamente la comprobación en el núcleo del Pozo Palo Azul 04 elegido para desarrollar la investigación.

3.3.11.1

Reglas de puenteo

Las reglas de puenteo descritas en este capítulo son consideradas métodos de diseño de la distribución de tamaño de partículas puenteantes que debe ajustarse a los requerimientos de cada formación dada su distribución de tamaño de poros. El sellamiento efectivo de las arenas productoras se logra a través de la generación de un revoque que permite adherirse a la pared del hoyo constituyéndose en un revoque liso, delgado, flexible y de baja permeabilidad a través del cual se evite la migración de sólidos y líquidos contenidos en el fluido de perforación.

3.3.11.1.1

Regla de Abrams

Utilizó el siguiente criterio para la selección del tamaño y concentración del material puenteante: • El tamaño promedio de las partículas utilizadas para puentear los poros

de la roca debería ser igual o ligeramente mayor que un tercio (1/3) del diámetro promedio de poro de la formación. Figura 3.10:

ILUSTRACIÓN DE LA TEORIA DE PUENTEO DE VICKERS

FUENTE: MI-SWACO

56

5

3.3.11.1.2

Regla de Keauffer

5

El empaque ideal de Keauffer puede ser definido como un amplio y óptimo rango de distribución de tamaño de partículas requerido para sellar eficientemente todos los espacios porosos de una formación. La teoría empleada por Keauffer para generar una configuración ideal establece que el empaque ideal ocurre cuando la relación del porcentaje del volumen acumulado versus la raíz cuadrada del diámetro de la partícula (Dm1/2) forma una línea recta. Mediante el uso de esta regla, una variedad de agentes puenteantes son usados.

3.2.11.1.3 Regla de Vickers El objetivo principal de esta regla fue el mejoramiento del proceso de sellamiento a través de métodos ya existentes. Con el uso de los criterios de Vickers, según su autor, se lograría la mezcla óptima de agentes puenteantes para sellar una formación de características conocidas. Los criterios que deben ser aplicados para construir una distribución de tamaño de partículas bajo la implementación de esta regla son: 

El D-90 de la distribución de tamaño de partículas debe ser igual al tamaño de la garganta poral más grande.



El D-75 de la distribución debe ser igual a 2/3 del tamaño de la garganta poral más grande.



El D-50 de ser igual a 1/3 del tamaño medio de la garganta poral.



El D-25 debe ser igual a 1/7 del tamaño medio de la garganta poral.



El D-10 debe ser mayor o igual al tamaño de la garganta poral más pequeña. 57

3.3.12 FORMACIÓN DEL REVOQUE

5

Una de las funciones básicas del fluido de perforación Drill-in es sellar las formaciones permeables y controlar la filtración. El revoque es la costra de lodo que se forma en la cara de la arena productora, dependiendo del material puenteante y de la composición del fluido de perforación permitirá un sello o puenteo efectivo, el mismo que evita el ingreso de fase solida o liquida a la formación. Figura 3.11:

FORMACIÓN DE REVOQUE EN LA CARA DE LA ZONA PRODUCTORA


3.3.12.1

Problemas por un excesivo espesor de revoque

1. Aumento del torque y arrastre. 2. Pega diferencial de la tubería. 3. Pérdida de circulación. 4. Baja calidad de los registros eléctricos. 5. Daños severos a la formación. 58

3.3.12.2

Compresibilidad del revoque

5

El revoque en la mayoría de los fluidos de perforación es compresible, por lo tanto la permeabilidad disminuye con el aumento de presión. La compresibilidad y la reducción de la permeabilidad del revoque son características deseables que limitan la filtración y el espesor del revoque. Sin embargo, cualquiera que sea la compresibilidad del revoque, las tasas de filtración aumentan generalmente cuando la presión diferencial es elevada.

3.3.12.3

Permeabilidad del revoque

La permeabilidad del revoque es el factor limitante que controla la filtración dentro de la formación. El tamaño, la forma y la capacidad de las partículas para deformarse bajo presión son factores importantes para el control de la permeabilidad. Los lodos con altas concentraciones de pequeñas partículas forman revoques de baja permeabilidad. En general, las partículas coloidales tienen un tamaño menor a 2 micrones, por lo tanto, estas partículas sellan las aberturas entre las partículas más grandes, para formar un revoque de baja permeabilidad. Las partículas planas son más eficaces que las partículas esféricas o de forma irregular, ya que forman un revoque más compacto. Cuando la hidratación de las partículas aumenta, la permeabilidad del revoque resultante disminuye. La baja permeabilidad del revoque limita la pérdida de filtrado y el espesor del revoque. Las permeabilidades de los revoques se miden en microdarcys. La permeabilidad del yacimiento se mide en milidarcys. Un buen revoque es aproximadamente 1.000 veces menos permeable que la permeabilidad de la formación sobre la cual el revoque se está depositando. La calidad del revoque depende de la optimización de la composición de los sólidos del fluido, de manera que la concentración de

59

sólidos perforados no perjudique el rendimiento de la bentonita y de los aditivos de control de filtración. En una formación muy permeable con grandes aberturas de poro, puede que sea necesario usar un agente puenteante para impedir que el lodo entero fluya dentro de la formación. Las grandes partículas deben depositarse primero para sellar las grandes aberturas e iniciar la deposición de un revoque. El tamaño de dichos agentes puenteantes debe ser por lo menos igual a la mitad del tamaño de las más grandes aberturas.

3.3.13 FILTRACIÓN Para que la filtración pueda ocurrir, tres condiciones son necesarias: 1. Debe existir un fluido líquido. 2. Debe existir un medio permeable. 3. La presión del fluido debe ser más alta que la presión del medio permeable. Durante la perforación se hace circular un fluido a través del pozo. Se perforan zonas permeables como las areniscas y se mantiene generalmente la presión hidrostática de la columna de lodo a una presión superior a la presión poral. Una vez que estas condiciones se han satisfecho, un revoque de sólidos de lodo se acumula sobre las formaciones permeables. Mientras tanto, la fase líquida del lodo, es decir el filtrado, fluirá a través del revoque y dentro de la formación. El espesor del revoque y la profundidad de invasión de filtrado son controlados por la concentración de sólidos, la presión diferencial, la permeabilidad del revoque y el tiempo de exposición.

60

6

Durante la exposición inicial de una formación permeable a un fluido de perforación, cuando los sólidos del lodo están formando un revoque de baja permeabilidad en el pozo, se produce una alta tasa de filtración y los sólidos finos del lodo invaden la formación. Se conoce como Spurt Loss a la perdida inicial de filtrado antes que de se forme el revoque. 3.3.13.1 Filtración estática La ley de Darcy se aplica al flujo de fluidos a través de materiales permeables como arena, arenisca o revoque. Puede ser usada para establecer la relación entre la tasa de filtración y la permeabilidad, superficie de la sección transversal, presión diferencial, viscosidad del filtrado y espesor del revoque. Para el flujo de filtrado a través de un revoque, la permeabilidad del revoque es la permeabilidad determinante, visto que es mucho más baja que la permeabilidad de la formación. La ley de Darcy se puede escribir de la siguiente manera:

Donde: q = Caudal de filtrado (cm3/seg) k = Permeabilidad (Darcy) A = Superficie de la sección transversal (cm2) P = Presión diferencial (atmosferas) u = Viscosidad (cP) h = Espesor del revoque (cm) Como lo ilustra esta ecuación, la pérdida de filtrado es menor cuando la permeabilidad del revoque es más baja, la superficie es más pequeña y la presión diferencial es más baja. La filtración también disminuye cuando la 61

6

viscosidad del filtrado y el espesor del revoque aumentan, siempre que el revoque más grueso tenga la misma permeabilidad. Durante los períodos estáticos, el espesor del revoque aumenta con el tiempo, pero la velocidad de deposición disminuye. Un revoque grueso puede causar numerosos problemas y debería evitarse. Por lo tanto, la filtración estática es la principal preocupación y sería conveniente que cualquier situación de perforación sufriera la menor pérdida posible de filtrado. Se evalúa la tasa de filtración de un fluido de perforación midiendo el volumen de filtrado captado durante un periodo estándar.

3.3.13.2

Factores que afectan la filtración

Cuando las condiciones de presión, superficie, viscosidad, permeabilidad son constantes, la tasa de filtración y la velocidad de crecimiento del revoque disminuyen progresivamente con el tiempo.

3.3.13.3

Filtración dinámica

La filtración dinámica es sensiblemente diferente de la filtración estática, muchas veces con tasas de filtración considerablemente más altas. No existe ninguna correlación directa entre las medidas de filtración estática de las pruebas de filtrado API, la prueba en el equipo PPT y la filtración dinámica. La experiencia ha demostrado que un lodo que demuestra buenas características de filtración estática y estabilidad tendrá un rendimiento satisfactorio bajo las condiciones reales de perforación, indicando que la pérdida de filtración dinámica está comprendida dentro de un rango satisfactorio. La filtración comienza tan pronto como la barrena expone la roca permeable. Un sobrebalance de la presión hidrostática causará el flujo inmediato del filtrado dentro de la formación a una velocidad elevada. A medida que la filtración continúa, los sólidos más grandes de lodo sellan las formaciones porosas y un revoque empieza a formarse. 62

6

3.3.14 DAÑOS DE FORMACIÓN

6

La disminución de la porosidad y permeabilidad propia del reservorio es conocida como daño de formación, lo que da como resultado una caída de la producción de hidrocarburos, parcial o total de un pozo, el daño es el resultado del contacto de la roca reservorio con fluidos de perforación o materiales extraños. En la Figura 3.12 se presenta idealizado el daño a la formación en un pozo productor ocasionado por la invasión al yacimiento de la fase sólida y liquida presente en el fluido de perforación. Figura 3.12:

DAÑO DE FORMACIÓN OCASIONADO A LA ZONA PRODUCTORA

FUENTE: COPYR C.A. Formulación y Prevención de Daño, julio 2004. ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

Es importante resaltar que en condiciones normales de los pozos, sobre todo a su terminación, la zona de la formación vecina a la pared del pozo se encuentra dañada debido a la perforación misma, cementación de tuberías y al conjunto de operaciones que se realizan como reacondicionamientos para poner al pozo en producción. Por esta razón es importante analizar las causas de la caída de presión que se tiene al llevar los fluidos desde la superficie hacia el fondo del pozo, específicamente en la cara de la formación. 63

3.3.14.1

Origen del Daño a la Formación

6

Estudios realizados muestran que la mayor parte de las operaciones que se realizan para hacer producir a un pozo petrolero, srcinan una fuente potencial de daño a la productividad del pozo. El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos, presentándose en cualquier etapa de la vida productiva de un pozo. El proceso dinámico de la perforación constituye el primer y más importante srcen del daño, el cual puede agravado durante el proceso de cementación que requiere un pozo cuando se realiza el trabajo de perforación, en las operaciones de reacondicionamiento de los pozos (workover), e inclusive por las mismas operaciones de estimulación. En estas intervenciones a los pozos la fuente del daño es producto del contacto e invasión de materiales extraños en la formación.

3.3.14.2

Tipos de Daño

Independientemente del srcen o la naturaleza del daño, este afecta el patrón de flujo natural de los fluidos en la formación. Los daños que tradicionalmente se conoce, presentes en el sistema roca-fluidos, se agrupan en tres tipos básicos: a) Daño a la permeabilidad absoluta: En este tipo de daño las partículas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación, ya sea por: 1) La presencia de finos y arcillas de la propia formación. 2) Sólidos o líquidos presentes en los fluidos de perforación o de terminación. 3) Incrustaciones de depósitos orgánicos tales como asfaltos o parafinas. 4) Depósitos complejos orgánicos e inorgánicos, entre otros. 5) Incompatibilidad del filtrado con los fluidos propios de la formación. 64

b) Cambios en la permeabilidad: Los cambios resultan frecuentemente en una reducción de la producción deseada de hidrocarburos, estos se deben a cambios en la saturación de fluidos, debido a tratamientos de reacondicionamiento o por trabajos de reparación. c) Alteración de la viscosidad: El incremento en la viscosidad del fluido puede ser debido a la formación de emulsiones, polímeros e hidratación de arcillas.

3.3.14.3

Representación del daño

La Figura 3.13 describe las condiciones que rodean al agujero, donde rx y kx representan la penetración del daño y la permeabilidad de la zona afectada respectivamente, kx representa la permeabilidad de la zona dañada, mientras que la permeabilidad de la formación en la zona virgen se representada con la permeabilidad k. Figura 3.13:

REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE UNA ZONA DAÑADA

COPYR y Prevención de Daño, julio 2004. FUENTE: RayFormulación Báez Noriega ELABORADO POR:C.A.

65

6

Considerando el sistema típico de flujo de un pozo como se indicó en la figura anterior, y asumiendo que el pozo se encuentra terminado en agujero abierto, se tendría un factor de daño (Skin ó S) debido principalmente al daño verdadero, por efecto de una zona alrededor del pozo con una permeabilidad (kx), diferente a la de la zona virgen de la formación (k). Se obtiene el factor de daño (S) utilizando la siguiente ecuación:

k  rx S 1 ln  k x  rw Donde: K: Permeabilidad de la zona sin alterar (sin daño), (md) Kx: Permeabilidad de la zona alterada, (md) re: Radio de drenaje, (pies) rw: Radio del pozo, (pies) rx: Radio de la zona dañada, (pies) S: Factor de daño, (adimensional)

En general el efecto de daño (S) implica tener las siguientes condiciones de permeabilidad en un pozo productor: S = 0 no existe daño, por lo que kx = k. S > 0 existe daño, por lo que k > kx S < 0 el pozo está estimulado k < kx

66

6

En la Tabla 3.5 se presenta valores típicos de daño de formación (Skin) y el significado relativo de la condición en la que se encontraría el pozo. Tabla 3.5:

VALORES DE DA O DE FORMACI N Y CONDICI N DEL POZO

Condición del pozo

Valor del daño verdadero a

Altamente dañado

la formación (S) S > + 10

Dañado

S>0

Sin Daño

S=0

Acidificado

-1

≤ S ≤ -3

Fracturado

-2

≤ S ≤ -4

Masivamente fracturado

S<-5

FUENTE: SCHLUMBERGER RESERVOIR COMPLETIONS, Agosto 1999 ELABORADO POR: Ray Báez Noriega

Es importante comprender que el efecto de daño (Skin) no implica que haya daño a la formación. Se puede afirmar que el factor “S” es la diferencia entre el comportamiento de afluencia ideal de un pozo y su comportamiento real. El factor de daño “S” será positivo en los siguientes casos: En un pozo de petróleo cuando la RGP > 1000 Pcn / Bbl. Si hay producción de tres fases. Cuando Pe - Pwf > 1000 Psi.

3.3.15 PARÁMETROS A CONTROLAR EN LOS LODOS DE PERFORACIÓN En la Tabla 3.5, cuya modificación la realizó Lauga en 1990, se encuentran los métodos mediante los cuales se realizan pruebas tanto físicas, los mismos nos permiten conocer los rangos de optimización de un fluido Drill-in. 67

6

Tabla 3.6:

PAR METROS DE CONTROL EN EL DISE O DEL LODO DRILL-IN

MEDIDAS

APARATOS

RESULTADOS

6

ADITIVOS

Demasiado Riesgo de pérdida de Dilución en Alta lodo. Cake grueso agua. Batir. Densidad Balanza media Baroid

Cake demasiado Demasiado delgado. Riesgo de degradación de las Baja paredes

Dificultad de Demasiado bombeo y Alta pegamiento Viscosímetro Viscosidad diferencial. Marsh ó media Fann Demasiado Riesgo de Baja pérdida de lodo, atascamiento Cake fino y Demasiado pérdidas de Filtrado (5Grande lodo 10 cm3). Filtro prensa Cake (5

API Cake grueso, Demasiado riesgo de Débil invasión.

mm max.)

pH (7 a 9,5)

pH > 11 Papel colorimétrico. pH-metros pH < 7

Añadir bentonita o baritina. Batir.

Dilución en agua. Empleo de pirofosfatos (4 kg/100 L de agua). Añadir bentonita, almidón o CMC Añadir almidón o CMC (3 a 10 kg/m3 de lodo). Agitar. Dilución con agua. Agitar.

Contaminación Uso de por cemento o polifostatos. por agua de Ácidos si el pH > formación 11 y neutros si el Riesgo de pH < 7 floculación.


68

3.3.16 SELECCIÓN DE LA GRANULOMETRÍA DEL AGENTE PUENTEANTE

6

Existen algunos agentes puenteantes, según estudios realizados el más utilizado por su simple naturaleza y fácil accesibilidad es el carbonato de calcio, el mismo que debe ser seleccionado con un adecuado tamaño de partícula de acuerdo al tamaño de garganta de poro de la formación productora. Por lo cual hay que definir que es garganta de poro.

Garganta de Poro: Son las conexiones entre los espacios porales y deben mantenerse abiertas para permitir el flujo. Puede determinarse mediante dos métodos: inyección de mercurio o microscopía electrónica. La selección de la granulometría del agente puenteante se ha basado en diferentes criterios; por ejemplo: Abraham propuso que el tamaño de partícula medio (D50) del añadido que tiende a puentear debe ser igual o mayor que un tercio del tamaño mediano del poro de la roca para prevenir la obstrucción. En el desarrollo de esta investigación se utilizó la regla de Vickers como la teoría de puenteo más óptima en el proceso de sellamiento de las gargantas porales en el núcleo obtenido de estudio. Conociendo las distribuciones D90, D75, D50, D25, D10 obtenidas del análisis de Distribución de tamaños de partículas y la información de gargantas porales obtenidas del estudio de microscopia electrónica que se encuentra en el Apéndice 5, se cotejaron y tabularon todos estos resultados en el Capítulo V para posteriormente utilizar la teoría de puenteo de Vickers y corroborar la validez del lodo diseñado.

69

CAPÍTULO IV 4. ELABORACIÓN

7

DE L FLUIDO DE PERFORACIÓN

DRILL-IN Y PRUEBAS DE LABORATORIO 4.1 INTRODUCCIÓN Éste capítulo tiene como objetivo realizar la formulación óptima del fluido de perforación Drill-in, conociendo el tamaño de poro y el tamaño de garganta poral promedio del núcleo obtenido del pozo Palo Azul 04, se podrá determinar la granulometría adecuada del agente puenteante y sus respectivas combinaciones en caso de que así sea requerido. Además se describen todas las pruebas físicas y químicas realizadas al fluido Drill-in y al filtrado respectivamente, también se detallarán los resultados obtenidos en dichas pruebas con el objetivo de visualizar y analizar dichos resultados.

4.2 ELABORACIÓN DEL FLUIDO DRILL-IN Se elaboraron fluidos de perforación Drill-in, cuya característica se basa en tener como único agente solido al agente puenteante que en este caso será el carbonato de calcio (CaCO3). Todos los fluidos fueron base agua, además se adiciono un agente viscosificante (Kelzan), un agente inhibidor de arcilla (Maxdrill), un reductor de filtrado (Stardrill) y el agente puenteante (CaCO3).

4.2.1 QUÍMICOS Y CONCENTRACIONES A UTILIZAR Con los químicos mencionados anteriormente se procedió a realizar el fluido base, al mismo que se adicionará el agente puenteante el cual se añade dependiendo del peso del lodo requerido. En la Tabla 4.1 se describen los componentes y las cantidades que se usaron para el diseño del lodo Drill-in en unidades de campo.

70

Existe una ecuación que ayudará en el cálculo de la concentración de carbonato de calcio, conociendo el peso del lodo, que en este caso será de 9,0 Ibs/gal porque se ha comprobado que con ese peso de lodo se consigue una presión hidrostática que controla la presión de formación evitando posibles reventones del pozo. Con la ecuación se obtiene el siguiente resultado:

Donde W1= Peso inicial del lodo, en este caso el peso del agua (8,3 Ibs/gal) W2= Peso de lodo deseado, (9 Ibs/gal) Entonces:

COMPONENTES Y CANTIDADES QUE SE USARON EN EL DISEÑO DEL LODO DRILL-IN EN POZO Tabla 4.1:

COMPONENTES

CANTIDADES EN EL POZO

KELZAN

2.5 lpb

STARDRILL

5 lpb

MAXDRILL CARBONATO DE CALCIO

0.25 gpb 48.95 lpb


Para la elaboración del fluido en el laboratorio se lo hace en cantidades pequeñas de casi siempre un litro de fluido con respecto a lo que se elabora en campo, por lo que se requiere realizar la transformación de unidades para determinar las cantidades necesarias de químicos que se deben adicionar.

71

7

4.2.1.1 KELZAN

7

Es una goma xántica de alto peso molecular la cual es un polímero biodegradable, usado como viscosificante para lodos de agua salina y dulce. Se le asigna como fórmula promedio C32.34H49.94O28.34Na1.38. Por experiencias anteriores al perforar pozos horizontales se decidió usar 2,5 lb/bl de Kelzan en la formulación de éste fluido Drill-in, con esta cantidad se obtienen buenos valores de reología, es decir valores elevados de punto cedente, esfuerzo de geles altos y baja viscosidades plásticas que aseguran una limpieza optima de las paredes del pozo a altas tasas de penetración (ROP). En

las

siguientes

operaciones

matemáticas

se

presentan

las

transformaciones de las cantidades que se usan en campo a cantidades usadas en laboratorio:

4.2.1.2 STARDRIL Es un almidón no hidratado proveniente de un polisacárido modificado que responde casi siempre a la fórmula general Cx(H2O)x–1. Es utilizado como agente reductor de filtrado que minimiza la migración de la fase líquida generada por el fluido de perforación hacia la formación. Se ha comprobado experimentalmente que usando de 5 a 6 lb/bl de Stardrill se reduce considerablemente la cantidad de filtrado que ingresa hacia la formación, con esta cantidad se asegura además que el filtrado obtenido sea viscoso, lo que ayuda a la creación de un revoque impermeable en la cara de la arena productora.

72

4.2.1.3 MAXDRILL

7

Es una amina insoluble, cuya naturaleza química es: 1,6 hexadiamina: NH2(CH2)6NH2. Es un compuesto químico derivado del amoniaco utilizado como inhibidor de arcillas al momento de perforar formaciones sensibles al agua. Cuando se perfora pozos horizontales no solo existe la presencia de arenas sino también existen arcillas ya sea en la matriz o en el poro, que al momento de hidratarse migran a través de las interconexiones porales taponando dichos espacios, por este motivo se utilizó en el diseño de éste fluido Drill-in 0,25 gal/bl para evitar que dichas arcillas se hidraten.

En la Tabla 4.2 de describen los componentes y las cantidades que se usan para el diseño del lodo Drill-in en laboratorio. 4.2: COMPONENTES Y LAS CANTIDADES QUE SE USARON PARA EL DISE O DEL LODO DRILL-IN EN LABORATORIO Tabla

COMPONENTES

CANTIDADES EN LABORATORIO

KELZAN

7.148 g/L

STARDRILL

14.29 g/L

MAXDRILL

5.95 mL/L

CARBONATO DE CALCIO

140 g/L


73

4.2.2 PROCESO DE ELABORACIÓN DEL FLUIDO DRILL-IN

7

Se elaboró el fluido de perforación Drill-in en laboratorio utilizando los criterios expuestos en el manual de hojas técnicas de procedimientos de la empresa Qmax. En un recipiente grande de acero inoxidable medir 500 ml de agua destilada en el cual se va a preparar la formulación del lodo Drill-in, y en un vaso de precipitación de 500mL de capacidad colocar 5.95 mL del inhibidor de arcillas (Maxdrill) para posteriormente colocarlo en el agitador magnético durante unos 10 minutos. Figura

4.1:

AGITADOR MAGNÉTICO CON MEZCLA DE AGUA DESTILADA Y

MAXDRILL


Se debe colocar en el agitador Hamilton el contenedor de metal con los 500mL de agua destilada para adicionar primeramente el viscosificante (Kelzan) muy despacio, evitando que se formen grumos, conjuntamente con la mezcla preparada en el vaso de precipitación, esta mezcla debe realizársela por 20 minutos para que se unifiquen los componentes.

74

Una vez transcurrido el tiempo se adiciona el agente reductor de filtrado (Stardrill), de igual forma se debe adicionar despacio evitando grumos al momento de su adición, y continuar la agitación por otros 20 minutos manteniendo estable la velocidad. Antes de adicionar el carbonato de calcio es importante añadir unas gotas de antiespumante (Defoam), para eliminar la presencia de espuma sola mente en el caso que sea necesario, se lo añade en este momento para que tenga un tiempo de mezcla prudente ya que de no tenerlo puede generar la presencia de una especie de nata. Para finalizar el diseño del fluido Drill-in se deben añadir los 140 gramos del agente puenteante carbonato de calcio, ya sea en forma de camix o en carbonatos individuales de distintas granulometrías, siempre evitando la formación de grumos y agitando el fluido por otros 20 minutos manteniendo la misma velocidad. Figura 4.2:

AGITADOR HAMILTON BEACH


75

7

Todas las pruebas que se realizaron al fluido se las hizo 2 veces, es decir una vez a condiciones de presión y temperatura en el laboratorio (antes de rolar) y pruebas simulando condiciones de temperatura del reservorio (después de rolar). El rolado del lodo realizado se lleva a cabo en un horno especial, el cual se calienta a una temperatura de 200°F manteniendo en movimiento al fluido con la finalidad de simular la temperatura del reservorio; se envasa el diluido en cilindros llamados celdas herméticas, de aproximadamente 400 mL de capacidad. Este proceso se lleva a cabo durante 16 horas. Figura 4.3:

HORNO DE ROLADO


Los carbonatos que se usaron ya tienen estandarizados sus diámetros de granos, estos valores vienen dados en micras, pulgadas y milímetro. A estos datos se los conoce como mallas, y son las que permiten la fácil identificación de la granulometría de los distintos carbonatos de calcio, que en este caso serán utilizados como el único agente solido del fluido Drill-in.

76

7

4.3 PRUEBAS DE LABORATORIO Y DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS

7

Se describen a continuación los procedimientos que se realizaron en el laboratorio a todos los fluidos realizados. Se debe realizar siempre los mismos procedimientos y en el mismo orden en el que se realizaron las pruebas al fluido Drill-in para evitar errores en las mediciones en cada procedimiento.

4.3.1 PRUEBAS FÍSICAS 4.3.1.1 Concentración de Hidrógeno A continuación se describen los métodos para la determinación de pH.

4.3.1.1.1 Método Electrónico El medidor electrónico de pH tiene un sistema de electrodo de vidrio, un amplificador electrónico y un medidor calibrado en unidades de pH. Este medidor es preciso y proporciona valores de pH confiables, visto que está esencialmente libre de interferencia. Figura 4.4:

MEDIDOR DE pH ELECTRÓNICO


77

Descripción

7

d el procedimiento:

• Tomar un recipiente muy pequeño para colocar el líquido calibrador de

pH 7.00 y una vez calibrado el equipo se procederá a la medición de pH. • Introducir el lector digital en el recipiente que contiene el fluido. • Presionar el botón de medición y dejar por un minuto para que se

estabilice el valor y tomar la lectura. • Para este fluido Drill-in el valor del pH debe estar en el rango de 9.0 a

9.1, agregar 5 ó 6 gotas de hidróxido de potasio K(OH) para elevar el pH. • Limpiar el lector digital después de cada medición con agua destilada y

secarlo para usos posteriores.

4.3.1.1.2 Método Colorimétrico (cintas de papel pH) Es un método que se puede utilizar en lugares remotos en donde no existe la facilidad de un medidor electrónico. Además este método no es cien por ciento confiable debido a que los componentes del lodo y los productos químicos disueltos son causantes de errores en los valores Figura 4.5:

CINTAS MEDIDORAS DE pH


78

Descripción

7

d el procedimiento:

• Colocar sobre el lodo una cinta indicadora de pH y dejarla por unos 45

segundos hasta que el color se estabilice • Enjuagar la cinta indicadora con agua destilada y esperar un momento

hasta que se seque al ambiente.

• Comparar los colores del papel tornasol con el patrón de colores y

estimar el pH del lodo.

4.3.1.2 Determinación de la Reología La reología estudia los principios físicos que regulan el movimiento de los fluidos, es de suma importancia conocer estos parámetros porque permiten determinar el comportamiento que tendrá el fluido puesto bajo condiciones de reposo y posterior fluidez del mismo.

4.3.1.2.1 Viscosímetro Rotativo El viscosímetro es un equipo accionado por un motor eléctrico en el cual existe un switch de accionamiento el misma que puede colocarse en rotación alta o baja según sea la necesidad. A este equipo de rotación está acoplada una palanca de marchas que proporcionan revoluciones al fluido obtenido. Utilizando este aparato se obtienen valores a 600, 300, 200, 100, 3 y 2 RPM para posteriormente utilizar dichos valores en la obtención de la viscosidad plástica, viscosidad aparente y el punto cedente, que como se mencionó en el capítulo II son parámetros a tomar en cuenta en la selección o no del lodo realizado. Además del viscosímetro, se requiere de un recipiente apropiado que contenga el fluido, un cronómetro y un termómetro. Existe otro viscosímetro más fácil de usar que tiene una rodela donde están acopladas directamente las marchas y se acciona tan solo con girarla a las revoluciones que sean necesarias. 79

Figura 4.6:

VISCOSIMETRO ROTATIVO FANN

8


4.3.1.1.2 Descripción del procedimiento para Viscosidad Aparente, Viscosidad Plástica y Punto Cedente. • Colocar el fluido previamente estabilizado su pH en un recipiente

inoxidable, hasta las marcas existentes en su interior. • Calentar o enfriar la muestra de fluido a 120 °F. Se debe mantener una

agitación lenta mientras se alcanza la temperatura deseada. • Arranca el funcionamiento colocando el switch en la posición de alta

velocidad, con la palanca de cambio de velocidad en la posición más baja que es la de 600 RPM. Se debe esperar que la mira indique un valor constante y registrar el valor obtenido a esta velocidad, cambiar la marcha moviendo la palanca a 6 RPM y registrar este valor, subir la marcha a la ubicación más alta, es decir 200 RPM y registrar nuevamente dicho valor. • Cambiar el switch a la posición de baja velocidad manteniendo la

marcha en la parte más alta la cual ahora será la marcha a 100 RPM, esperar que el cuadrante indique un valor constante y registrar dicho 80

valor, cambiar la marcha bajando la palanca a 3 RPM y registrar este valor, bajar nuevamente la marcha a la ubicación más baja, es decir 300 RPM y registrar nuevamente dicho valor. A continuación se presentan las fórmulas para obtener las distintas viscosidades: 

Viscosidad plástica en centipoise =

indicación a 600 RPM

menos indicación a 300 RPM. 

Punto Cedente en lb/100pies2 = indicación a 300 RPM menos viscosidad plástica en centipoise.



Viscosidad aparente en centipoise= indicación a 600 RPM dividida por 2.

4.3.1.1.3 Descripción del procedimiento para Esfuerzo de gel Como se mencionó en el capítulo II, el esfuerzo de gel es una medida de la resistencia a la consistencia que presenta el fluido cuando es sometido a reposo, estos datos pueden ser medidos para cualquier lapso de tiempo, pero por lo general siempre es medido para 10”, 10´, 30´. 

Agitar la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 10 segundos y levantar lentamente la palanca de cambios a la posición media.



Apagar el motor y esperar 10 segundos.



Cambiar el switch a la posición de baja velocidad y registrar las unidades de deflexión máxima en Ib/100 pies2 como esfuerzo de gel inicial.



Repetir las etapas 1, 2 y 3 pero dejar esta vez por un lapso de 10 minutos y luego cambiar el switch a la posición de baja velocidad y

81

8

registrar las unidades de deflexión

máxima como esfuerzo de

gel a 10 minutos. 

Repetir el mismo procedimiento para 30 minutos y registrar este valor.

Después de la realización de la prueba se debe realizar una limpieza profunda del equipo, la limpieza debe realizarse a la mayor velocidad del rotor sumergido en agua, y el balancín debe limpiarse con trapo seco y limpio. Es importante conocer que por ningún motivo el balancín debe ser sumergido en lodos que se encuentren a temperaturas mayores a los 200 °F ya que se podría causar una explosión muy peligr osa.

4.3.1.3 Pérdida de Filtrado API La prueba de pérdida de filtrado API es muy útil para realizar los fluidos experimentales con el fin de conocer cuáles podrían ser los fluidos Drill-in más adecuados para perforar la zona de producción. En esta prueba se determinan cuales fluidos arrojaron una menor cantidad de filtrado de lodo y con respecto al revoque nos permite elegir la costra de menor espesor, casi impermeable y uniforme. Estos indicadores sirven de pauta para someter los fluidos elegidos previamente a la prueba de taponamiento de permeabilidad PPT y corroborar si pueden ser seleccionados o no para ponerlos en funcionamiento directo a la formación. Esta propiedad es determinada con un filtro prensa, el mismo que consiste en determinar la velocidad a la que es forzado a pasar el fluido por un papel filtro. La prueba es realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión previamente especificadas. El equipo consta de una celda de lodo, un empalme macho de la celda y un empalme hembra del filtro prensa, también se necesita papel filtro

82

8

Whatman 50 ó equivalente, empacaduras de caucho en buen estado y una malla metálica. Un compresor es el encargado de dar la presión necesaria a todo el equipo, es preciso considerar si se perdió presión se debe abrir todas las válvulas y cerrar la válvula del manómetro, esperar un momento hasta que el compresor vuelva a cargarse. Según el manual de procedimientos API la prueba se la debe realizar manteniendo una presión de 100 psi. Figura 4.7:

FILTRO PRENSA API

FUENTE: QMAX ECUADOR ELABORADO POR: Ray Báez Noriega Descripción

d el procedimiento:



Mantener disponible una presión de aire o gas de 100 psi.



Asegúrese que cada pieza de la celda tórica esté limpia y seca, y que las empacaduras no estén deformes o gastadas.



Colocar en el empalme macho de la junta tórica la malla, después el papel filtro y la empacadura. 83

8



Cerrar la celda del lodo con el empalme macho colocándolos juntos y girando hacia la derecha hasta que se inserte correctamente el pin con la caja.



Colocar un vaso de precipitación apropiado debajo del orificio de descarga de filtrado para recibir el filtrado.



Vertir el lodo en la celda y colocar dicha celda en el soporte del equipo ajustando la llave muy bien sobre la caja para proceder con la prueba.



Abrir la válvula de entrada aplicando presión sobre la celda.



La prueba de API debe durar 30 minutos, pero también se debe tomar mediciones a los 7.5 segundos.



Al término de la prueba, alivianar la presión para evitar cualquier tipo de daño tanto físico como de la prueba, cerrando las válvulas y retirar la celda.



Registrar el volumen de filtrado en el cilindro graduado tanto para 7.5 minutos como para 22.5 minutos.



Desmontar la celda, desechar el lodo y recuperar el papel filtro con mucho cuidado para perturbar lo menos posible el revoque. Lavar el revoque minuciosamente para eliminar el exceso de lodo. Medir el espesor del revoque y registrar la medida en 1/32 de pulgada.

4.3.1.4 Densidad del Fluido La densidad es una de las propiedades más importantes de los fluidos de perforación, las unidades de campo de la densidad viene dada en libras por galón (Ibs/gal).

84

8

La medición de la densidad nos permite conocer si la mezcla que realizamos fue realizada en las proporciones adecuadas, en el caso del carbonato de calcio (CaCO3), según la fórmula de determinación de la cantidad que permita obtener un peso de lodo deseado y revisar si las transformaciones de unidades fueron realizadas correctamente. Siempre es necesario que antes de realizar la medición de la densidad del lodo, el aparato esté limpio, seco y calibrado. En caso que no esté calibrada la balanza se deberá proceder a calibrarlo con agua dulce. El agua dulce debe dar una lectura de 8.3 lb/galón a 70 °C. Si no es así, ajustar el tornillo de balanceo. La balanza de lodo se compone de una base sobre la cual descansa un brazo graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel de burbuja de aire, caballero y contrapeso. Se coloca el vaso de volumen constante en un extremo del brazo graduado, el cual tiene un contrapeso en el otro extremo. El vaso y el brazo oscilan perpendicularmente al cuchillo horizontal, el cual descansa sobre el soporte, y son equilibrados desplazando el caballero a lo largo del brazo. Figura 4.8:

BALANZA NORMAL


85

8

Descripción 

8

d el procedimiento:

Colocar la base de la balanza de lodo, puede ser dentro de la caja portadora o sobre una superficie plana.



Llenar con el fluido la copa limpia y seca.



Colocar la balanza sobre el soporte en V y mover el cursor a Io largo del brazo hasta que la copa esté balanceada, mirando la posición de la burbuja y leer el peso del lodo en el borde del cursor.



Limpiar y secar la balanza de lodo luego de cada uso.

4.3.2 PRUEBA DE TAPONAMIENTO DE PERMEABILIDAD (PPT) La finalidad de esta prueba es de simular las condiciones de temperatura y presión del reservorio. El diferencial de presión se lo obtiene de la siguiente ecuación: ∆P=Ph - Py

Donde: Ph=0.052 x ρ x TVD Ph = presión hidrostática de la formación, psi 0.052 = constante de conversión, gal/in²-ft. ρ = peso del lodo de perforación, lb/g.

TVD = Profundidad de la formación, ft Py= presión del yacimiento, PSI

Ph = 0.052 gal/in²-ft x 9 lb/g x 10552 ft x 3500 PSI = 4937 PSI P = 4937 PSI – 3500 PSI = 1438 PSI

∆

86

Los rangos que se van a utilizar para saber si el lodo cumple con las especificaciones para la zona del hueco de producción son los siguientes: 

Filtrado después de los 30 minutos: de 1mL a 1,1mL, ó el valor lo más bajo posible.



La pérdida final de fluido PPT debe estar entre 2 mL – 3mL. Éste filtrado se lo calcula de la siguiente manera:

Valor PPT (mL) = 2 x (sumatoria de los filtrados recuperados al finalizar los 30 minutos que dura la prueba, incluida la cantidad del spurt loss). Inicialmente se usan discos de aloxita, óxido de aluminio (AlO), que tengan características similares a los tamaños de garganta de poro respecto a las del núcleo de prueba obtenido de la formación de estudio, en este caso de la arena Hollín. Los parámetros más importantes que se obtienen de la prueba PPT son el revoque y el filtrado. En el revoque se puede apreciar la calidad, textura y apariencia formada, este revoque debería ser impermeable, liso y uniforme; mientras que el filtrado indica la cantidad de invasión que ingresa a la formación. La prueba PPT inicia después de 30 segundos, una vez que se abre la válvula de seguridad. Éste filtrado inicial es el que se conoce como spurt loss y es el filtrado que se produce antes de que se forme el revoque o la costra, ya sea en la cerámica o en el núcleo, posteriormente se debe tomar el filtrado obtenido después de 7.5 minutos, 15 minutos, 22.5 minutos y 30 minutos.

4.3.2.1 Partes del equipo PPT 

Ensamble de presurización con CO2.



Recibidor de contrapresión.



Válvula de bola para entrada de presión. 87

8



Válvula vástago de presurización.



Camisa de calentamiento.



Celda con tapa doble.



Llave especial para asegurar las tapas de la celda.



Herramienta en T con pistón.



Válvula para entrada hidráulica.



Bomba hidráulica.



8

Manguera de transmisión de fluido hidráulico.

Figura 4.9 :EQUIPO DE TAPONAMIENTO DE

PERMEABILIDAD


88

4.3.2.2 Armado del equipo PPT

8

Conectar a la corriente eléctrica la camisa de calentamiento y luego girar la perilla del termostato hasta el número 10, una vez alcanzada la temperatura deseada (200 °F) mover la perilla al nú mero 3 para estabilizar la temperatura, registrar el tiempo que le toma al equipo alcanzar la temperatura deseada. 

Remojar el disco de cerámica en el fluido base del lodo por lo menos 10 minutos.



Poner grasa de silicona en los O-rings y poner la tapa IN dentro de la celda, asegurarla muy bien con la llave especial.



Colocar la celda en la camisa de calentamiento, girar en forma circular hasta sentir que la celda se asienta y no gira.



Colocar grasa de silicona en los O-ring del pistón, y con la herramienta en T colocar el pistón dentro de la celda, mover hacia arriba y hacia abajo para constatar el libre movimiento del mismo, desenroscar la herramienta T y retirarla.



Colocar la válvula vástago en la parte inferior de la camisa de calentamiento y conectar la manguera de la bomba hidráulica a la válvula.



Colocar 300 ml de fluido de perforación dentro de la celda con cuidado de no derramar fluido en los O-rings.



Abrir las válvulas de entrada de fluido hidráulico y cerrar la válvula de alivio de la bomba, ingresar fluido hidráulico hasta que el lodo llegue al tope del recipiente.



Colocar el disco dé cerámica.

89



Poner grasa en los O-ring de la tapa OUT y colocarla, asegurarla con la llave especial.





Colocar la válvula vástago superior y la válvula de bola. Colocar el recipiente recibidor de contrapresión y asegurarlo con la chaveta.



Colocar el presurizador y asegurarlo con la chaveta.



Asegurar todas las válvulas hasta que estén cerradas.

4.3.2.3 Descripción del procedimiento 

Poner 100 psi en el presurizado de la parte superior del equipo.



Ingresar fluido hidráulico hasta que el manómetro marque 200 psi.



Volver a ingresar fluido hidráulico hasta que el manómetro marque 1500 psi para cumplir el diferencial de presión de 1400 PSI de la formación.



Abrir la válvula de bola y luego abrir lentamente la válvula de salida vástago.



Abrir la válvula de purga después de 30 segundos y captar el filtrado en una probeta, una vez que deje de salir fluido cerrar la válvula.



Mantener la presión de 1500 psi sobre la celda durante los 30 minutos que dura la prueba, ya que al purgar el filtrado sufre una caída de presión en dicha celda.



Abrir la válvula de purga cada 7.5 minutos, captando el filtrado en la probeta graduada.

90

9



Cerrar la válvula de purga y abrir la válvula de alivio de la bomba, con el fin que el aceite hidráulico retorne a la bomba.



Dejar las válvulas (vástagos) de entrada y salida abiertas, y la válvula de bola también abierta para que la contrapresión desaloje el aceite hidráulico de la celda.



Apagar y desconectar la camisa de calentamiento.



Desarmar el equipo cuando se encuentre totalmente frio.

4.3.2.4 Desarmado del equipo PPT Importante: Una vez que el equipo esté completamente frío fijarse que el equipo este despresurizado, en caso de no estarlo abrir la válvula de purga, poner una probeta por si sale algún remanente de lodo, cerrar todas las válvulas para empezar a desarmarlo. 

Retirar la chaveta que asegura el equipo de presurización y seguidamente retirar dicho equipo.



Quitar la chaveta del recibidor de contrapresión y retirarlo.



Retirar la válvula vástago superior girándolo muy lentamente.



Retirar la tapa OUT de la celda utilizando la llave especial.



Retirar el disco de cerámica con mucho cuidado y desalojar el lodo de la celda.



Retirar la válvula vástago inferior.



Sacar la tapa IN



Utilizando la herramienta T retirar el pistón del interior de la celda



Lavar los implementos que se encuentren con fluido y dejar secar completamente. 91

9

CAPÍTULO VI 6. ESTUDIO DESECHOS

DE L

MANEJO

SÓLIDOS

Y

1

AMBIENTAL

DE

DISPOSICIÓN

DE

EFLUENTES 6.1 INTRODUCCIÓN A LA GESTIÓN DE RESIDUOS Durante las últimas décadas ha surgido una gran preocupación ambiental y de salud por los problemas que srcinan los residuos sólidos y líquidos, principalmente los denominados peligrosos. La experiencia ha demostrado que para lograr un manejo adecuado de los residuos peligrosos, es necesaria una infraestructura que facilite tomar las acciones necesarias. Se entiende que una adecuada gestión es aquella que contempla los procesos

de

generación,

manipulación,

acondicionamiento,

almacenamiento, transporte, de destino o tratamiento final, todo ello sin causar impactos negativos ni al medio ambiente ni a los seres vivos, y a ser posible, con un coste reducido. Los daños que se pueden ocasionar al medio ambiente y a la salud de la humanidad, y por tanto a los trabajadores, por la incorrecta gestión de los residuos peligrosos, son de una enorme importancia.

6.2 GESTIÓN DE RESIDUOS Se entiende por gestión, el conjunto de actividades encaminadas a dar a los residuos el destino final más adecuado.

6.2.1 Gestión Interna Operaciones de manipulación, clasificación, envasado, etiquetado, recogida, traslado y almacenamiento dentro del centro de trabajo. 137

6.2.2 Gestión Externa

1

Operaciones de recogida, transporte, tratamiento y eliminación de los residuos una vez que han sido retirados del centro generador de los mismos. Son obligaciones de los productores de residuos peligrosos: a) Separar adecuadamente y no mezclar los residuos peligrosos, evitando particularmente aquellas mezclas que supongan un aumento de su peligrosidad o que dificulten su gestión. b) Envasar y etiquetar los recipientes que contengan residuos peligrosos en la forma que reglamentariamente se determine. c) Llevar un registro de los residuos peligrosos producidos o importados y destino de los mismos. d) Suministrar a las empresas autorizadas para llevar a cabo la gestión de residuos la información necesaria para su adecuado tratamiento y eliminación. Los poseedores de residuos estarán obligados, siempre que no procedan a gestionarlos por sí mismos, a entregarlos a un gestor de residuos para su valorización o eliminación, y/o participar en un acuerdo voluntario o convenio de colaboración que comprenda estas operaciones. En todo caso, el poseedor de los residuos estará obligado, mientras se encuentren en su poder, a mantenerlos en condiciones adecuadas de higiene y seguridad. Según el Decreto N° 1215 del Registro Oficial N° 26 5 del 13 de febrero de 2001, enuncia que: “Queda prohibido el abandono, vertido o eliminación

138

incontrolada de residuos en todo el territorio nacional y, toda mezcla o dilución de residuos que dificulte su gestión”.9

6.3 SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS El diseño de cualquier equipo de control de sólidos es lograr progresivamente la remoción de los sólidos perforados. Esto permite que cada equipo optimice su desempeño y por consiguiente los resultados del proceso. De acuerdo al diseño y estructura del equipo que se dispone en el campo para tratar sólidos y efluentes se considera que la recirculación del agua de la unidad de Dewatering al sistema activo, hace que disminuya la dilución del lodo y se controle la densidad, siendo un ahorro en la preparación del nuevo lodo y de consumo de recursos. El sistema de tratamiento químico-mecánico de lodos de QMAX, puede procesar grandes volúmenes de lodo por día; tanto de los tanques verticales de almacenamiento; así como también del sistema activo, los sólidos generados se transportan a la piscina de cortes o celdas, una las ventajas de acuerdo a estadísticas es que la conductividad de los cortes no supera los 2000 us/cm de conductividad comparado con 4000 us/cm de acuerdo a la Tabla 7A, que consta en las normas expedidas de acuerdo al Decreto N°1215 del Registro Oficial N°26 5; El sistema permite que la mayor cantidad de liquido puede ser recirculado al sistema activo o a un tanque vertical del sistema de tratamiento de agua, donde el agua tratada es almacenada en el segundo tanque donde se ajustan los parámetros para su disposición final o reinyección. La conductividad eléctrica del agua es realmente una medida de la salinidad. Altos niveles excesivos de salinidad pueden afectar plantas y cultivos en varias maneras.

9

Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para la Operaciones Hidrocarburíferas

139

1

Los riesgos de un agua de riego con alta conductividad eléctrica son:

1



Precipitación de sales



Daño al cultivo por una solución demasiado concentrada en sales que produce interferencias en la absorción radical. Normalmente la concentración de sales es mayor debido a presión osmótica más alta alrededor de las raíces lo cual previene una absorción eficiente de agua por la planta y como consecuencia la afectación del desarrollo de vida biológica.



Salinización del suelo

Figura 6.1:

DIAGRAMA GENERAL DEL SISTEMA DE CONTROL DE SOLIDOS

FUENTE: QMAX ECUADOR

6.3.1 DESCRIPCION DEL SISTEMA DE CONTROL DE SOLIDOS En la Figura 6.2 se presenta un diagrama de flujo para el proceso del sistema de control de sólidos, el mismo que se procede a describir.

140

Una vez que el lodo de perforación junto con ripios y sedimentos salen del pozo, estos son transportados hacia las zarandas para posteriormente ser dirigidos hacia un acondicionador de lodos, desde el cual se redireccionarán hacia una centrifuga de alta y a una unidad de dewatering respectivamente. La centrifuga de alta velocidad permitirá la decantación de sólidos presentes en el lodo obtenido, dichos sólidos se depositan en un tanque de cortes y después transportados a una piscina de cortes y ripios. Mientras que el lodo limpio es enviado al tanque de lodo del sistema activo. En la unidad de dewatering las partículas obtenidas serán sometidas a una centrifugación de baja velocidad de la cual se separan los sólidos para enviarlos al tanque de cortes y ripios, y a su vez el agua obtenida de la unidad se dirige al tanque de tratamiento de aguas. Figura 6.2:

DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS


141

1

6.3.2 DESCRIPCION DE EQUIPOS

1

6.3.2.1 Zarandas El desempeño de las zarandas determina la eficiencia total del equipo de control de sólidos. Un pobre desempeño en esta fase no puede ser remediado posteriormente. Las zarandas permiten eliminar partículas de mayor tamaño y evitan su degradación mecánica con el consecuente deterioro del lodo de perforación. Las zarandas deben procesar el 100% del volumen de circulación, con el uso de mallas de diferentes numeraciones, en lo posible que sean las más finas para evitar la incorporación de sólidos finos. Figura 6.3:

ZARANDA VIBRATORIA KING COBRA


6.3.2.2 Desarenadores Permite acumular las arenas procedentes de la perforación y luego descargar directamente a la piscina de cortes. El lodo de la trampa de arena debe pasar por rebose al siguiente compartimiento de succión del desarenador y esto facilita para que trabajen bien el resto de equipos de control de sólidos.

142

Figura 6.4:

DESARENADOR KING COBRA

1


6.3.2.3 Acondicionador de lodos Permiten remover partículas de tamaños intermedio, el número y tamaño de conos que facilitan las remociones requeridas, depende de los volúmenes que se esperan circular. La capacidad de procesamiento debe ser del 110 al 125 % del volumen máximo a circular. Figura 6.5: ACONDICIONADOR

DE LODOS KING COBRA


En el sistema cerrado se efectúa la transferencia de lodo del sistema activo a la unidad de tratamiento químico llamada Unidad de Dewatering, a través de las líneas que permiten una conexión directa.

143

6.4 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE DEWATERING

1

El proceso de dewatering consiste en el tratamiento y la completa eliminación de los sólidos en suspensión de todos aquellos fluidos utilizados en las operaciones de perforación como el agua usada para limpieza del taladro, colchones de cementación, lodos contaminados, o fluidos de las trampas decantadoras. Las aguas procedentes de los procesos de tratamiento químico–mecánico de lodos residuales no reutilizables y aquellas recolectadas en las plataformas, serán dirigidas hacia los tanques donde se realizará el tratamiento respectivo de las aguas compuesto por procesos de: coagulación, floculación, sedimentación, aireación y cloración; obteniendo una agua con propiedades fisicoquímicas que se encuentran dentro de los parámetros exigidos por la empresa operadora o por las leyes que rigen actualmente. Dichos efluentes entran a una unidad de tratamiento químico, donde se utilizan polímeros biodegradables para coagular o a su vez flocular los sólidos finos, los que son separados luego más fácilmente por las centrifugas decantadoras. Este es un proceso lento ya que el tiempo de exposición de los sólidos a los polímeros es un factor determinante para el buen resultado final. Para finalizar este proceso el agua que queda en las centrifugas es depositada en los sistemas de recirculación y posterior tratamiento de aguas, mientras que los sólidos decantados se dirigen a la piscina de cortes. En la Figura 6.6 se presenta un diagrama de flujo del sistema de dewatering.

144

Figura 6.6 : DIAGRAMA DE

FLUJO DEL SISTEMA DE DEWATERING

1


6.5 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUAS El agua no tratada proveniente del RIG, del sistema de dewatering y de los skimmers ó espumaderos es depositado en un tanque de tratamiento de coagulación y floculación denominado Frac Tank #1. Los sedimentos que se han depositado en este tanque pasan a un segundo tanque de almacenamiento denominado Frac Tank # 2, en donde se realiza control de calidad del agua en tratamiento. Una vez tratada el agua esta podrá estar a disposición para ser usada en la limpieza de equipos o de la plataforma o para ser usada con fines de reinyección.

145

En la Figura 6.7 se presenta un diagrama generalizado del proceso que se realiza para el tratamiento de aguas. Figura 6.7:

DIAGRAMA DE FLUJO DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUAS


6.6 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE CLARIFICACION DEL AGUA RESIDUAL El agua residual obtenida del sistema de tratamiento de aguas debe pasar por un completo proceso de clarificación para su posterior evacuación, proceso que esta diagramado en la Figura 6.8. Se debe controlar los parámetros que dicha agua contiene, tales como: pH, alcalinidad y conductividad como los más importantes.

146

1

6.6.1 Coagulación

1

En la coagulación se agrega bentonita al agua para cambiar el comportamiento de las partículas en suspensión, lo que hace que las partículas, que anteriormente tendían a repelerse unas de otras, sean atraídas las unas a las otras o hacia el material agregado. La coagulación ocurre durante una mezcla rápida al proceso de agitación que inmediatamente sigue a la adición del coagulante. En las plantas de tratamiento del agua se utiliza también sulfato de aluminio como un coagulante.

6.6.2 Floculación El proceso de floculación que sigue a la coagulación, consiste en una agitación suave y lenta. Durante la floculación, las partículas entran más en contacto recíproco, se unen unas a otras para formar partículas mayores que pueden separarse por sedimentación o filtración.

6.6.3 Aireación La aireación puede lograrse agitando vigorosamente el recipiente donde se encuentra el agua a ser clarificada ó permitiendo al agua gotear a través de bandejas perforadas, elimina las sustancias volátiles tales como el sulfuro de hidrógeno, que afectan sus propiedades físicas, y oxida el hierro y el manganeso a fin de que formen precipitados que puedan eliminarse mediante sedimentación o filtración.

6.6.4 Almacenamiento y sedimentación Al almacenar el agua en condiciones no contaminantes por un día se puede conseguir la eliminación de más del 50% de la mayoría de las bacterias. Consiguiendo períodos más largos de almacenamiento se conducirán reducciones aún mayores. Durante el almacenamiento, los sólidos en suspensión y algunos de los patógenos se depositarán en el fondo del tanque para posteriormente ser enviados a piscinas de cortes. 147

La turbidez es uno de los parámetros más importantes en la calidad del agua, es un indicativo de su contaminación, tiene un papel importante en el desempeño de laboratorios de prueba de análisis de las plantas de tratamiento de aguas residuales y de plantas purificadoras agua. Por este motivo un control de turbiedad adecuado permitirá conocer si el agua tratada esta dentro de los rangos permisibles para su posterior evacuación. Figura 6.8:

DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE CLARIFICACION DEL AGUA

RESIDUAL


1

Fluidos de Perforacion a Base de Agua

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