fluidos de control
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CONSULTORÍA EN DESARROLLO HUMANO,CONSULTORÍA EN DESARROLLO HUMANO,CALIDAD Y COMPETITIVIDAD EMPRESARIALCALIDAD Y COMPETITIVIDAD EMPRESARIAL
Contenido
A. Introducción
B. Antecedentes de los fluidos de control
C. Esquematización
D. Breve “vistazo” de las propiedades
E. Partes de un equipo para perforación
F. Perforación y Terminación de pozos
G. Dimensiones de una localización
H. Videos: torres de perforación, fluidos perfn, equipo de circulación y tratam. de lodo, eq. p/manejo de tub., TR´s y Cement´n, Sists. de Pot. e Instrumt´n
A. Introducción
La ingeniería del petróleo es la parte de la ingeniería que se dedica al desarrollo y aplicación de técnicas para descubrir, explotar, desarrollar, transportar, procesar y tratar el petróleo y sus derivados
El objetivo principal de la perforación de un pozo petrolero, es alcanzar la zona de hidrocarburos para su posterior explotación
Al perforar se atraviesan formaciones litológicas cada vez más profundas, que contienen contaminantes; entre ellos las temperaturas y presiones de la formación perforada
Estos contaminantes afectan al Sistema de Fluidos de Control (lodos de perforación)
Sin embargo en la actualidad tenemos diseños de fluidos con aditivos químicos resistentes y estables ante estos contaminantes, siendo nuestra prioridad que sean además biodegradables y no tóxicos para proteger el medio ambiente donde se perfora un pozo petrolero
B. Antecedentes
de los Fluidos de
Control
Se remonta a Egipto 3000 A. C. donde se Se remonta a Egipto 3000 A. C. donde se perforaban pozos de hasta 6 mts , utilizando agua perforaban pozos de hasta 6 mts , utilizando agua para ablandar la roca y limpiar el huecopara ablandar la roca y limpiar el hueco
La perforación petrolera nació accidentalmente, La perforación petrolera nació accidentalmente, ya que el objetivo original de la perforación de ya que el objetivo original de la perforación de pozos era la búsqueda de aguapozos era la búsqueda de agua
El primer pozo perforado con propósito de El primer pozo perforado con propósito de producción petrolera fue el pozo “Drake”, producción petrolera fue el pozo “Drake”, terminado el 27 de agosto de 1859, a una terminado el 27 de agosto de 1859, a una profundidad de 22.4 mts. en Pennsilvania, profundidad de 22.4 mts. en Pennsilvania, Estados UnidosEstados Unidos
Los primeros trabajos de exploración para Los primeros trabajos de exploración para encontrar petróleo en México se iniciaron en 1869. encontrar petróleo en México se iniciaron en 1869. En Abril de 1904 se descubrió el primer campo, En Abril de 1904 se descubrió el primer campo, cuando se perforó a la profundidad de 503 mts en cuando se perforó a la profundidad de 503 mts en el Cerro La Pez en Ébano, San Luis Potosíel Cerro La Pez en Ébano, San Luis Potosí
El uso de los fluidos de perforación para ser El uso de los fluidos de perforación para ser utilizados de una forma más compleja fue utilizados de una forma más compleja fue propuesto en 1887 por M. J. Chapman, proponiendo propuesto en 1887 por M. J. Chapman, proponiendo una mezcla de arcilla, cemento y diferentes fibras una mezcla de arcilla, cemento y diferentes fibras para producir un fluido viscoso y de esta manera para producir un fluido viscoso y de esta manera mejorar la estabilidad del hoyo reduciendo la mejorar la estabilidad del hoyo reduciendo la cantidad de derrumbecantidad de derrumbe
Como generalmente ocurre, la Como generalmente ocurre, la solución que se formula para resolver solución que se formula para resolver un problema crea una secuencia de un problema crea una secuencia de otros problemasotros problemas
Por ejemplo, el uso de materiales Por ejemplo, el uso de materiales para incrementar la densidad requirió para incrementar la densidad requirió el uso de mejores viscosificantes y el uso de mejores viscosificantes y agentes de suspensión a los que agentes de suspensión a los que existían en esa épocaexistían en esa época
Estos a su vez, incrementaban los Estos a su vez, incrementaban los valores de la viscosidad hasta niveles valores de la viscosidad hasta niveles elevados y se necesitó el desarrollo elevados y se necesitó el desarrollo de los adelgazantesde los adelgazantes
Esta búsqueda llevó al desarrollo Esta búsqueda llevó al desarrollo de más de 2000 diferentes de más de 2000 diferentes productos que actualmente se productos que actualmente se hayan en el mercadohayan en el mercado
Muchos de estos materiales Muchos de estos materiales tienen la misma composición y tienen la misma composición y sólo difieren en el nombresólo difieren en el nombre
Algunos productos PROTEXA
C. Esquematización
Salida
Entrada
ColumnaHidrostática
Profundidad total
Circulación en Perforación
Rotaria
Interior del tubo
Espacio anular
Vista de planta
D. Breve “vistazo” de las Propiedades
¿ Qué son las propiedades fisico químicas de un fluido de perforación?
Son las caracteristicas que debe reunir un fluido de perforación como condicionantes para obtener los parámetros físico-químicos óptimos, a fin de alcanzar el objetivo de perforar y terminar un pozo, las principales son: Densidad, Viscosidad, Salinidad, Potencial de hidrógeno (pH), propiedades reológicas y tixotrópicas, filtrado, análisis de sólidos, temperatura.
Temas a tratar: • 1. Densidad• 2. Propiedades Reológicas• 3. Propiedades Tixotrópicas• 4. Temperatura• 5. Filtración• 6. Potencial de Hidrógeno (pH)• 7. Alcalinidad• 8. Determinación de Cloruros• 9. Análisis de Sólidos
2.1. Viscosidad Embudo2.2. Viscosidad Aparente2.3. Viscosidad Plástica2.4. Punto de Cedencia
1. DensidadLa densidad de un fluido es la relación entre su masa y su volumen; por lo general
se expresa en lbs/gal ó gr/cc, cualquier
instrumento de suficiente exactitud para permitir
mediciones de 0.1 lbs/Gal ó 0.01 gr/cc
puede ser utilizado
La balanza de lodos es el instrumento generalmente
usado
La función primordial de la densidad dentro de los fluidos de perforación, es
la de contener las presiónes de formación,
así como también dar sostén a las paredes del
pozo
2. Propiedades Reológicas
ReologíaEs la ciencia que se ocupa del estudio de los comportamientos y deformaciones de los fluidos. La medición de las propiedades reológicas de un fluido de perforación es importante en el cálculo de las pérdidas de presión por fricción, para determinar la capacidad del lodo para elevar los recortes y desprendimientos (derrumbes) hasta la superficie; y para analizar la contaminación del fluido por sólidos, sustancias químicas y temperatura
ViscosidadEs la resistencia interna al flujo ó movimiento ofrecida por un fluido
2.1. Viscosidad Embudo
La medición mas simple de la viscosidad es con el embudo de Marsh, este mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad de embudo es el número de segundos requerido para que 1000 ml de lodo pase a través del mismo, el valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.
EMBUDO MARSH
EMBUDO:
Long: 12 pg
Diámetro Sup: 6 pg
Abertura malla : 1/16 pg
Capacidad : 1500 ml
TUBO
Long: 2 pg
Diam. Int: 3/16 pg
Como su nombre lo indica es un valor de la viscosidad simulada. Es una función de la viscosidad plástica y el punto de cedencia.
2.2. Viscosidad Aparente
2.3. Viscosidad Plástica
Es la resistencia al flujo del lodo, causada principalmente por la fricción entre las partículas suspendidas
La viscosidad plástica es afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas suspendidas en el lodo. En general , al aumentar el porcentaje de sólidos en el sistema, aumentará la viscosidad plástica.
El control de la viscosidad plástica en lodos de baja y alta densidad es indispensable para mejorar el comportamiento hidráulico en la barrena sobre todo para lograr altas tasas de penetración. Este control se obtiene por dilución, dispersión o por mecanismos de control de sólidos
2.4. Punto de Cedencia
Se define como la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción electroquímicas entre las partículas
Esta fuerza atractiva es a su vez causada por las cargas eléctricas depositadas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase fluida del lodo
Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes solubles como el calcio, carbonatos, etc.; y por los sólidos arcillosos de la formación
Altos valores del punto cedente causan la floculación del lodo, que debe controlarse con dispersantes.
3. TIXOTROPÍA
Es la capacidad de un fluido en reposo para desarrollar un esfuerzo de gel con el tiempo; es decir que desarrolla una estructura rígida o semi rígida, pero que puede volver a un estado fluido bajo agitación mecánica
Gelatinosidad Entre las propiedades de los fluidos de perforación,
una de las más importantes es la gelatinización, que representa una medida de las propiedades tixotrópicas de un fluido y denota la fuerza de floculación bajo condiciones estáticas
La fuerza de gelatinización, como su nombre lo indica, es una medida del esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel formado, después de un período de reposo. La tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. El conocimiento de esta propiedad es importante para saber si se presentarán dificultades en la circulación
La resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja para:
a) Permitir que la arena y el recorte sean depositados en presa de Asentamiento.
b) Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación.
c) Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de pistón cuando se introduce la misma en el agujero.
d) Permitir la separación del gas incorporado al lodo. Sin embargo , este valor debe ser suficiente para permitir
la suspensión de la barita y los sólidos incorporados cuando:
d1) Se esta agregando barita d2) El lodo esta estático
4. Temperatura La importancia de tomar constantemente la temperatura se debe a que:
4.1. En los fluidos de perforación, cuando se incrementa la temperatura, aumenta la velocidad de las reacciones químicas entre algunos componentes de estos fluidos 4.2. En fluidos contaminados con sal, cemento y cal, el aumento en la temperatura produce serios daños en sus propiedades, resultando difícil mantenerlos en óptimas condiciones
4.3. En fluidos base agua, la velocidad de degradación de algunos materiales
depende de la temperatura. Muchos de los aditivos y dispersantes para
controlar la pérdida de filtrado fracasan o llegan a ser inefectivos a medida
que la temperatura aumenta. Sin embargo en los fluidos base aceite, la
mayoría de los aditivos incrementan su efectividad con el aumento de la
temperatura
5. Filtración
Cuando un fluido de perforación circula a través de una formación permeable, perderá parte de su fase liquida hacia el interior de esa formación 5.1. Los sólidos del fluido se depositarán sobre las paredes del pozo, creando una película que comúnmente llamamos enjarre. 5.2. El liquido que se pierde por filtración hacia la formación es el filtrado y la velocidad relativa a la cual ocurre este fenómeno se conoce como la pérdida de fluido o filtrado. 5.3. La pérdida de fluido se afecta por la permeabilidad de la formación, por la presión diferencial entre el lodo y la formación; así como por las características de filtración del lodo.
Los problemas que durante la perforación se pueden presentar a causa de un control de filtración inadecuado son 5
Altos valores de pérdida de filtrado casi siempre dan por resultado agujeros reducidos lo que origina:
1).- excesiva fricción y torque,2).- aumentos excesivos de presión anular debido a la reducción en el diámetro efectivo del agujero como resultado de un enjarre muy grueso, 3).- pegaduras por presión diferencial de la tubería debido al aumento en la superficie de contacto entre esta y la pared del agujero; 4).- la deshidratación del fluido de perforación, 5).- asi como la disminución en la producción potencial del yacimiento
6) pH en el Fluido de ControlEl pH de un lodo indica su acidez o alcalinidad.
En la escala de pH el rango de acidez varía de 1 hasta 7 (en acidez decreciente) y el rango de alcalinidad comienza en 7 hasta llegar a 14 (en alcalinidad creciente).
Un pH de 7 es neutro.
Los fluidos de perforación son casi siempre alcalinos y el rango habitual de pH es de 9 a 10; sin embargo en la actualidad estamos manejando el pH mas alto entre 12 y 13
El pH de los lodos afecta la dispersión de las arcillas, la solubilidad de algunos productos como lignitos y lignosulfonatos (arriba de 9.5)
El pH es importante en la prevención de la corrosión de materiales de acero y en las contaminaciones del gas CO2 y agua salada
7. ALCALINIDAD
La alcalinidad no es lo mismo que el pH, aunque sus valores tienden generalmente a seguir la misma dirección
La alcalinidad es la potencia de combinación de una base, medida por la cantidad de un ácido que puede reaccionar para formar una sal
Las medidas de alcalinidad son usadas
para calcular las concentraciones de iones oxhidrilos, bicarbonatos y carbonatos
La sosa cáustica es una base fuerte proveedora de estos iones
Estos cálculos ayudan a identificar y monitorear la contaminación de los fluidos con gases como dióxido de carbono, carbonatos y bicarbonatos
8. Determinación de Cloruros En el análisis de un fluido de
perforación resulta fundamental la determinación de cloruros como un contaminante,
el aumento de la salinidad aumenta generalmente la solubilidad de otras sales (yeso y anhidrita),
el agua salada como contaminante provocará un incremento de viscosidad, de las propiedades reológicas y tixotrópicas, asi como del filtrado
9. Análisis de Sólidos En un fluido de perforación existen sólidos deseables como las arcillas
de alta calidad (bentonita) y la barita, y sólidos indeseables como son los sólidos perforados, compuestos de rocas y arcillas de bajo rendimiento .
Los tipos y cantidades de sólidos presentes en los sistemas de lodo determinarán: la densidad del fluido, la viscosidad, los esfuerzos de gel, la calidad del enjarre y el control de filtración.
Los sólidos afectan de manera directa los costos del lodo y del pozo, incluyendo factores como la velocidad de penetración, la hidraúlica, las tasas de dilución, el torque y el arrastre, los embolamientos de la barrena y herramientas, las pegaduras por presión diferencial, la pérdida por circulación, la estabilidad del agujero.
A su vez estos factores afectan la vida útil de las barrenas, bombas y otros
equipos mecánicos.
El control de sólidos es un problema constante cada día
En todos los pozos, los sólidos perforados de bajo rendimiento afectan negativamente muchas propiedades del fluido, de hecho es el contaminante mas constante de un sistema de lodo
Aunque es imposible remover todos los sólidos perforados, con el equipo y las prácticas adecuadas, es posible controlar el tipo y la cantidad de los mismos
en un nivel que permita una perforación eficiente
Los sólidos de perforación se pueden controlar utilizando los siguientes métodos:
a. Decantación b. Remoción Mecánica c. Dilución d. Dispersión Química
Definición de Arena: Material granular suelto, resultante de la desintegración de las rocas Está formado fundamentalmente por cuarzo y síliceAbarca las partículas de tamaño mayor que una malla 200 (74 micrones)
% de Arena
Problemas causados por un alto porcentaje de arena en el fluido:
1. Incremento en la densidad2. Alteraciones de las propiedades reológicas , aumento en el
filtrado y formación de un enjarre deficiente3. Daño por abrasividad a las partes metalicas de las bombas de lodos4. Desgaste prematuro de las barrenas5. Daños por abrasividad a las tuberias (TP, HW, DC y TR´S)6. Velocidades altas de penetración.
COMPONENTES DEL EQUIPO
PARA PERFORACIÓN
TERRESTRE
EL EQUIPO DE PERFORACION Y SUS COMPONENTES
2. LÍNEAS DE LEVANTE
3. CABLES DE PERF’N
4. POLEA VIAJERA
5. SISTEMA DE IZAJE
6. UNIÓN GIRATORIA
7. MANGUERA DE LODOS
8. MALACATE
9. MESA ROTARIA
10. CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL
11. CABEZAL
12. TUBO CONDUCTOR
13. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
14. TUBERÍA DE PERFORACIÓN
15. ESTABILIZADORES
16. BARRENA
17. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE FLUÍDOS DE CONTROL
1. CORONA
Consola del perforadorConsola del Malacate
Malacate
Carátula del indicador de Peso
Ajustando llaves
Llave de Fuerza
Verificando llaves
Enroscando Tubería
Operando roladora
Asegurando cinturón Cinturón para el chango
Estibando tubería en el piso Estibando tubería en el changuero
Bomba centrifuga
Embudos mezcladores Pasillo de presas
Vibradores de lodo
Bomba triplexBomba de lodo en reparación
Contenedores para el recortesVibradores de lodo
Mástil del
equipo
Grúa De
apoyo
Cargadores de
tubería
Changuero
POLEA VIAJERA
MESA ROTARIA
1
2
1
2
UNIÓN GIRATORIA
(SWUIVEL)
Desgasificador De
lodo
Alarmas visuales
Cono de
viento
Sensores de gas
1.- Metiendo cuñas
2.- Posición para sacar cuñas
3.- Cerrando elevador
Escaleras al piso de
perforación
Ensamble de estrangulación
Filtros de las bombas
Preventores
2.- Tanques almacenadores de diesel
1.- Radiadores de las maquinas
3.- Silos para almacenar barita
1 2
3
2.- Quemador ecológico1.- Presa de quema.
1
2
F. Perforación y Terminación de
pozos
CIRCUITO HIDRÁULICODE CIRCULACIÓN
Perforación y Terminación de un
pozoPERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROSPERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS
• La perforación es la actividad que permite confirmar al área de exploración la existencia de un yacimiento de hidrocarburos; mediante la construcción de un agujero hecho por una barrena, el cual se revestido con tubería y queda descubierto en parte
• El proceso de perforación hace posible la explotación y desarrollo de los yacimientos
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROSTERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS
• Son las actividades y métodos necesarios para preparar un pozo para que produzca aceite y/gas; es el método por el cual se establece una línea de flujo para los hidrocarburos entre el yacimiento y la superficie.
• El método de terminación utilizada depende de las características individuales de los yacimientos.
12.00 MTS
21 m
33.00 MTS.
ASENTAMIENTO
SUCCION
MEZCLADO
RAMPA MAT’S. QUIMICOS
COBO 11-i
COBO 11-D
COBO 17-D
8.00m
8.00m
8.00m
82.00 m
42
m
87.00 MTS
12 m
18.0
0 M
TS
AREA DE AMPLIACION PARA PERFORAR POZO COBO 11-D
60 m
ZONA DE TRANSITO
Dimensiones de una Plataforma de Perforación
Acceso
52 m 56 m
108 m
Barrena (pg) TR (pg) Profundidad (m)Etapa
361 30 0 a 50
261 20 50 a 1000
17 1/22 13 3/8 1000 a 3000
123 9 5/8 3000 a 4600
8 3/84 7 5/8 4600 a 5150
6 1/25 5 7/8 5150 a 6225
INTRODUCCIÓN Y CEMENTACIÓN DE
TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO (TR´s)
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
CEMENTO
INTRODUCCIÓN DE LA
TR DE 30” Y CEMENTACIÓN
PRIMERA ETAPA DE PERFORACION
PRIMERA ETAPA DE PERFORACION
INTRODUCCIÓN DE LA
TR DE 20” Y CEMENTACIÓN;
E INSTALACIÓN DE PREVENTORES
PERFORANDO EL AGUJERO.Al terminar se saca la barrena asuperficie para tomar registros
SEGUNDA ETAPA DE PERFORACION
CEMENTO
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
SEGINDA ETAPA DE PERFORACION
INTRODUCCIÓN DE LA
TR DE 13 3/8” Y CEMENTACIÓN
INTRODUCCIÓN DE LA
TR DE 9 5/8” Y CEMENTACIÓN
Roca Sello
TERCERA ETAPA DE PERFORACION
ASENTAMIENTO DE LA T.R. DE 7 5/8“ Y CEMENTACIÓN
DE LA MISMA
CUARTA ETAPA DE PERFORACION
ASENTAMIENTO DE LA T.R. DE 5 7/8“ Y CEMENTACIÓN
DE LA MISMA
QUINTA ETAPA DE PERFORACION
1.- INTRODUCCIÓN DEL EMPACADOR
INICIO DE LA TERMINACIÓN
2.- DISPARANDO EL INTERVALO DE INTERÉS
INICIO DE LA TERMINACIÓN
3.- EL POZO ESTÁ EN PRODUCCIÓN
R-39
BX-160
TR 20”
R-24
R-74 ó RX-74
R-27
POZO ENPRODUCCIÓN
BATERIAS DE SEPARACIÓNY TANQUES DE
ALMACENAMIENTO
LA PRODUCCIÓN DEL POZO
LLEGA A TRAVÉS DE LA
LÍNEA DE DESCARGA A UN
CABEZAL DE RECOLECCIÓN,
DE LA CUAL ES
TRANSPORTADA A UNA
BATERIA DE SEPARACIÓN
EN DONDE SE SEPARA EL
GAS DEL ACEITE.
POSTERIORMENTE SE ENVIA
A TANQUES DE
ALMACENAMIENTO O
CAVERNAS DE
ALMACENAMIENTO, PARA
SU DISTRIBUCIÓN A
EXPORTACIÓN, REFINACIÓN
Y/O PETROQUÍMICAS
TANQUE DE ALMACENAMIENTO
BATERIA DE SEPARACIÓN
ALMACENAMIENTO DE ACEITE EN
CAVERNAS
OBJETIVOSMaximizar la rentabilidad de la inversión hecha en el pozo.
Construir un medio sencillo de instalar , operar y mantener, que garantice con seguridad el flujo hacia la superficie de los hidrocarburos contenidos en el yacimiento.
Ser un elemento confiable y versátil que pueda adaptarse de manera eficiente al comportamiento cambiante del pozo durante su vida productiva.
Proporcionar el elemento de seguridad y control del pozo.
G. Dimensiones de
Una plataforma
100 METROS 60 M
ET
RO
S
12.00 MTS
21 m
33.00 MTS.
ASENTAMIENTO
SUCCION
MEZCLADO
RAMPA MAT’S. QUIMICOS
COBO 11-i
COBO 11-D
COBO 17-D
8.00m
8.00m
8.00m
82.00 m
42
m
87.00 MTS
12 m
18.0
0 M
TS
AREA DE AMPLIACION PARA PERFORAR POZO COBO 11-D
60 m
ZONA DE TRANSITO
Dimensiones de una Plataforma de Perforación
Acceso
52 m 56 m
108 m
Entrada de la localización (vista lateral izquierda); parte de las
presas de lodos del equipo
Equipo (PM 9108) transportado de RTP = 60%
Otra vista parcial del equipo en la localización
Otra vista parcial del equipo en la localización
Equipo (PM 9108) transportado de RTP = 60%
Equipo (PM 9108) transportado de RTP = 60%
Bajantes del árbol de válvulas esperando retirados
Geomembrana esperando ser instalada y grúa
Contrapozo requiere ser profundizado 1 metro
Bajantes del árbol de válvulas esperando retirados
Grúa
Continuación del trazado para distribución del equipo de RTP; no
se requerirán cunetas. Faltas anclas.
Continuación del trazado para distribución del equipo de RTP;
Buen estado físico de la localización
Contenido
FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE CONTROL
Fluido es una sustancia capaz de fluir y que se deforma continuamente al ser sometido a una fuerza externa, adaptándose a la forma del recipiente que lo contiene.Los fluidos pueden dividirse en líquidos y gases, existiendo entre ellos únicamente 2 diferencias esenciales:Los fluidos ocupan un volumen definido y tienen superficies libres, no así los gases que se expanden hasta ocupar todas las partes del recipiente que los contenga.Los líquidos son prácticamente incomprensibles y los gases son comprensibles.
1. MANTENER CONTROLADA LA PRESIÓN DE FORMACIÓN El agua, el aceite y el gas contenidos en el yacimiento ejercen una gran presión hacia “arriba” como si pugnaran por salir a la superficie. A esta presión se le llama presión de formación. Para realizar con seguridad y facilitar las operaciones de reparación y terminación de pozos es necesario contrarrestar esa presión de formación y llevarla a un punto de equilibrio ejerciendo una presión contraria mediante un fluido de control. A esta presión que ejerce el fluido para equilibrar la presión de formación la llamamos presión hidrostática.
La primera función o uso del fluido de
control es, por tanto, la de
lograr el equilibrio entre la presión de
formación y la presión
hidrostática
2. EVITAR O MINIMIZAR EL DAÑO A LA INFORMACIÓN
¿Qué pasaría si la presión hidrostática que ejerce el fluido hacia abajo fuera mucho mayor que la presión de formación que ejerce el gas, el aceite o el agua hacia arriba? Indudablemente que entrarían los fluidos dañando la formación disminuyendo el volumen poroso de la roca y dificultando así posteriormente la explotación eficiente del pozo.¿Qué haría usted para evitar esto? Por supuesto que sería necesario mantener la presión hidrostática igual o ligeramente, superior a la presión de formación. Este equilibrio de presiones en ocasiones puede perderse al introducir la sarta, debido a la mayor resistencia que encuentra por la estructura tipo “gel” que forma el fluido en reposo y que tendría que contrarrestarse con una mayor fuerza o presión. Esta mayor presión que se ejerce, podría romper el equilibrio logrado.
Para mantener el equilibrio es necesario agregar al fluido agentes dispersantes que faciliten su fluidez y reduzcan así la resistencia evitando la necesidad de provocar un excesivo aumento de la presión al entrar la sarta al pozo. Estos agentes dispersantes permiten además la formación de un enjarre (o torta) en las paredes de la formación, evitando así también la migración de fluidos a los intervalos en explotación.
3. ACARREO DE RECORTES A LA SUPERFICIE Llamamos recortes a la arena, cemento y fierro que como consecuencia misma de los trabajos de perforación, mantenimiento y terminación de pozos se producen.Estos recortes por ser sólidos dentro de un fluido tenderán a caer hacia el fondo atraídos por la fuerza de gravedad.
4. SUSPENSIÓN DE RECORTES AL DETENERSE LA CIRCULACIÓN
Ya has comprendido cómo el fluido cumple la función de acarrear a su paso los recortes; pero ¿qué pasa cuando la circulación del fluido se detiene?
Los recortes caerían hacia el fondo del pozo con las consecuencias que ya conoces.
Los técnicos tenían este problema y para resolverlo pensaron, ¿qué tal si al detenerse el fluido se forma una estructura gelatinosa que detenga los recortes y que al volver a circular se rompa esa estructura y vuelva a fluir normalmente?. Lo lograron añadiendo bentonita o polímero al fluido.
A esta cualidad que tienen algunas sustancias le llamaron tixotropía, que puede definirse así:
Tixotropía.- Es la tendencia que tienen algunos fluidos de formar estructuras gelatinosas o semisólidas cuando están en reposo y que al ser sometidas a un esfuerzo vuelven a su estado original.
Podemos decir entonces que el fluido cumple su función de suspensión de recortes, gracias al fenómeno físico denominado tixotropía. Ver la imagen de la fig. 4.
5. SOPORTE DEL PESO DE LA SARTA
En este sentido decimos que los fluidos cumplen la función de dar cierto soporte al peso de la sarta confirmado por el principio de Arquímedes.
6. ENFRIAMIENTO Y LUBRICACIÓN DE LA HERRAMIENTA DE MOLIENDA Y SARTA DE TRABAJO
El contacto entre la herramienta moledora y el material que se está moliendo genera una gran cantidad de calor, llamado calor de fricción. Gracias al fluido que pasa por esos puntos de fricción y por esa zona de calor se logra un enfriamiento
¿Qué beneficios nos reporta esta función de enfriamiento y lubricación que tienen los fluidos de control? Podemos decir que sus beneficios son cuatro básicamente:
1.Prolongación de la eficiencia de la barrena o molino
2.Disminución de la presión y mejorar el arrastre3.Una menor presión de bombeo4.Menor desgaste por fricción en la sarta de
trabajo y en la tubería de revestimiento
7. FORMACIÓN DE PARED (ENJARRE) Algunos fluidos gracias a su viscosidad y sólidos en suspensión, sometidos a una presión, forman en las paredes de la formación una película protectora llamada enjarre, que sirve de pared entre el fluido de control y la misma formación.
Un fluido de control base- agua preparado con bentonita, por ejemplo, deposita un buen enjarre en la zona de disparos. Este enjarre sirve para consolidar la formación y retardar el paso del filtrado al intervalo productor evitando así daño al yacimiento. Un enjarre que contenga el mínimo espesor permitirá menos filtrado, lo contrario de un enjarre que contenga mayor espesor. La formación de enjarres gruesos se debe a agentes contaminantes como agua salada, cemento, gas y otros que evitan la hidratación de la bentonita.
8. PROVEER UN MEDIO ADECUADO PARA EFECTUAR OPERACIONES DE CABLE, CON LA LINEA DE ACERO Y/O HERRAMIENTAS ESPECIALES
Normalmente las operaciones para perforar, reparar o terminar un pozo se efectúan con movimiento de tuberías con pesos bastante elevados. Otro tipo de operaciones como: registro de cable, disparos, desconexiones de tuberías, apertura o cierre de válvulas de circulación, toma de registros de presión de fondo, etc., son hechos con herramientas que se introducen al pozo utilizando cable o alambre de acero. Por lo tanto, es importante mantener la viscosidad y gelatinosidad del fluido en condiciones, para que la introducción y recuperación de las herramientas operadas con cable y/o alambre de acero, no encuentren resistencia en el interior de las diferentes tuberías.
