Universidad De Oriente

Escuela De Ingeniería De Petróleo

Núcleo Monagas – Maturín

Perforación

UNIDAD N°1

FLUIDOS DE PERFORACION

Profesor: Ing. Jesús Otahola

Maturín, Agosto de 2009

CONTENIDO

Pág.

Introducción

Definición y función de los Fluidos de perforación.

Componentes y Tipos de Fluidos de Perforación

Propiedades básicas de un fluido de perforación

Contaminación de un Fluido de perforación

Formulación de un fluido de perforación

Bibliografía

1-. FLUIDOS DE PERFORACION

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El Lodo de perforación es un fluido circulante generalmente a base de agua o aceite

cuyas propiedades has sido modificadas y controladas por sólidos y líquidos disueltos o

mantenidos en suspensión y que es utilizado principalmente para extraer los recortes de la

mecha hacia superficie durante las actividades de perforación de pozos.

2-. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la superficie

Controlar las Presiones de la Formación.

Dar soporte a las paredes del hoyo.

Suspender los cortes cuando se interrumpe la circulación.

Proteger las Formaciones Productoras.

Soportar parte del peso de la sarta de perforación.

Transmitir potencia hidráulica y limpiar la mecha.

Transmitir información desde el pozo (muestras de cortes, registros

eléctricos).

Enfriar la mecha y lubricar la sarta.

Existen otras funciones del fluido de perforación, catalogadas como

menores, en su mayoría, relacionadas con la prevención de problemas

operacionales.

-. Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la superficie.

Los cortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados

por la mecha por lo que se hace circular el fluido de perforación dentro la sarta y a través

de la mecha, arrastrando o acarreando los cortes o recortes hasta la superficie, subiendo por

el espacio anular. La remoción de los recortes (limpieza del hoyo) depende del tamaño,

forma y densidad de los cortes, de la velocidad o rata de Penetración (ROP); de la rotación

de la sarta de perforación; de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de

perforación.

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De igual manera se debe cumplir que la velocidad del fluido de perforación debe

ser mayor que la velocidad de asentamiento de cortes para así poder garantizar una mejor

eficiencia en la velocidad de acarreo y transporte de los cortes y una mayor eficiencia en la

limpieza del hoyo. De no garantizar una limpieza adecuada del hoyo se podrán tener

problemas de incremento de torque, arrastre, disminución de la tasa de penetración, pega

de tubería.

-. Controlar las Presiones de la Formación.

Una función básica del fluido de perforación es controlar las presiones de la formación

para garantizar una operación de perforación segura. Por lo general a medida que la presión

de la formación aumenta, se debe incrementar la densidad del fluido de perforación

agregando material densificante como barita o carbonato de calcio, con la finalidad de

equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del hoyo, impidiendo que los fluidos de

formación fluyan hacia el pozo y puedan causar una arremetida. La presión ejercida por la

columna de fluido de perforación mientras está estática (no circulando) se llama presión

hidrostática y depende de la densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical

Verdadera (TVD) del pozo. Si la presión hidrostática de la columna de fluido de

perforación es igual o superior a la presión de la formación, los fluidos de la formación no

fluirán dentro del pozo.

La densidad del fluido de perforación usado en un pozo está limitada por el valor de la

densidad mínima necesaria para controlar las presiones de la formación y la densidad

máxima del fluido que no fracturará la formación. En la práctica, conviene limitar el peso

del lodo al mínimo necesario para asegurar el control del pozo y la estabilidad del pozo.

Las presiones normales de formación varían de un gradiente de presión de 0,433 psi/pie

equivalente a 8,33 lb/gal de agua dulce) en las áreas ubicadas tierra adentro, a 0,465 psi/pie

(equivalente a 8,95 lb/gal) en las cuencas marinas.

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-. Dar soporte a las paredes del hoyo.

La presión hidrostática también controla los esfuerzos adyacentes al pozo y que no

son ejercidos por los fluidos de la formación. En las regiones geológicamente activas, las

fuerzas tectónicas imponen esfuerzos sobre las formaciones y pueden causar la

inestabilidad de los pozos que generalmente s manifiesta como una reducción en volumen

del hoyo perforado y en casos extremos, puede causar derrumbes y perdida del hoyo, aun

cuando la presión del fluido de la formación esté equilibrada. Los pozos ubicados en

formaciones sometidas a esfuerzos tectónicos pueden ser estabilizados equilibrando estos

esfuerzos con la presión hidrostática. Igualmente, la orientación del pozo en los intervalos

de alto ángulo y horizontales puede reducir la estabilidad del pozo, lo cual también se

puede controlar con la presión hidrostática.

Suspender los cortes cuando se interrumpe la circulación.

Durante los viajes de tubería bien sea para cambios del ensamblaje de la sarta de

perforación, cambios de mecha, viajes de calibración, bajada de revestidores entre otros, la

circulación del fluido de perforación a través del hoyo de ve interrumpida por cortos o

largos periodos de tiempo dependiendo de la operación a realizar. Los ripios o cortes deben

permanecer en suspensión dentro del fluido de perforación por lo que debe existir un

equilibrio entre las propiedades del fluido de perforación que suspenden los recortes y las

propiedades que facilitan la remoción de los recortes por los equipo de control de sólidos.

La tasa de asentamiento de los ripios dependerá de la densidad de las partículas o cortes,

densidad del lodo, Viscosidad del lodo y de la Resistencia de gel del lodo (TIXOTROPIA).

-. Proteger las Formaciones Productoras.

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Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva

es considerada como daño a la formación. Estos daños pueden producirse como resultado

de la obturación causada por el lodo o los sólidos de perforación, o de las interacciones

químicas (lodo) y mecánicas (conjunto de perforación) con la formación.

Entre los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación esta la invasión de

la matriz de la formación por el lodo o los sólidos de perforación, obturando o sellando los

poros, la precipitación de los sólidos como resultado de la incompatibilidad entre el filtrado

y los fluidos de la formación; la formación de una emulsión entre el filtrado y los fluidos de

la formación, limitando la permeabilidad.

El diseño adecuado de un fluido de perforación y la distribución de partículas presentes en

su composición deben permitir la formación de un revoque sobre las paredes del hoyo que

garantice una menor interacción entre el fluido de perforación, los sólidos presentes en su

composición y las formaciones que se están perforando formaciones.

-. Soportar parte del peso de la sarta de perforación.

El fluido de perforación ayuda a soportar una porción del peso de la columna de

perforación o tubería de revestimiento mediante la flotabilidad. La flotabilidad está

directamente relacionada con el peso del lodo; Mientras más denso es el fluido, mayor será

su efecto sobre la flotación.

Ejemplo:

Densidad del Fluido: 13,0 lbs/gal

Facto de flotabilidad @ 13 lbs/gal: 0.8

Peso Sarta en el aire: 90.000 lbs

Se determina el peso de la sarta sumergida Como: 0.8* 90.000 lbs = 72.000 lbs

-. Transmitir potencia hidráulica y limpiar la mecha.

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La potencia hidráulica es usada para maximizar la velocidad o tasa de penetración (ROP) a

través de una eficiente remoción de los recortes hasta superficie evitando que se adhieran a

la mecha y puedan causar obstrucción de sus componentes, o sean reperforados.

Entre los factores que afectan los valores de las fuerzas hidráulicas que actúan sobre la Tasa

de Penetración y Limpieza de la Mecha están la densidad y propiedades reológicas del

fluido de perforación, el tamaño de los Jets ó boquillas de la mecha, la tasa o rata de Flujo y

la velocidad o caudal de circulación.

-. Transmitir información desde el pozo (muestras de cortes, registros eléctricos).

Durante la perforación la unidad de Mug logging controla la circulación del lodo y realizan

un constante monitoreo y análisis de los cortes que son transportados a superficie por el

fluido de perforación para determinar su composición mineral, la litología y detectar

cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta información se registra en un registro

geológico (mud log) que indica la litología, la velocidad de penetración (ROP), la detección

de gas y los recortes impregnados de petróleo, además de otros parámetros geológicos y de

perforación importantes.

El contenido de gas presente en el fluido de perforación una vez que sale del hoyo permite

evaluar la necesidad o no de incrementar la densidad de dicho fluido con la finalidad de

tener un mejor control sobre las presiones de las formaciones perforadas

-. Enfriar la mecha y lubricar la sarta.

Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción

en la mecha y en las zonas donde la sarta de perforación roza contra la tubería de

revestimiento y el pozo. La circulación del fluido de perforación enfría la mecha y la sarta

de perforación hasta temperaturas más bajas que la temperatura de fondo. Además de

enfriar, el fluido de perforación lubrica la mecha y la sarta, reduciendo la adherencia de los

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recortes o partículas a cada uno de estos componentes que puedan causar una disminución

de la tasa de penetración o problemas de torque o arrastre.

3-. PRINCIPALES COMPONENTES DE UN FLUIDO DE PERFORACION

FASE LIQUIDA

1-. AGUA.

FRESCA

SALMUERA

AGUA DE MAR

MEZCLAS.

FASE SOLIDA

1-. SOLIDOS INERTES

SOLIDOS INERTES DESEABLE: son sólidos no reacctivos de alta

gravedad especifica que sirven para dar peso a los fluidos de perforación: Barita

(sulfato de bario), Hematita (oxido de hierro), carbonato de calcio, Aditivos.

SOLIDOS INERTES NO DESEABLE: son sólidos propios de formación

que se incorporan al fluido a medida en que se avanza en la perforación y que

deben ser removidos tan pronto sea posible mediante los equipos de control de

sólidos. Estos pueden ser: Arcillas no reactivas, arena. Limo, caliza, dolomita.

2-. SOLIDOS REACTIVOS

Son sólidos arcillosos con cargas eléctricas que pueden ser agregados al

fluido de perforación o que provienen directamente de la formación perforada.

Como arcillas comerciales están la Bentonita y la arcilla Organofilica y como

arcillas nativas o propias de formación esta la arcilla Gumbo.

ADITIVOS ESPECIALES

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2-. ACEITE.

CRUDO

DIESEL

MINERAL (Vassa)

SINTETICOS

Control de arcillas y lutitas. Inhibidores de arcillas.

Liberadores de tubería.

Lubricantes.

Detergentes.

Anti-espumantes.

Material para Perdidas de Circulación. (Fibras, carbonatos de calcio en

hojuelas, Mica)

Bactericidas.

Aditivos para control de filtrado.

4-. TIPO DE FLUIDOS DE PERFORACION

FLUIDOS BASE AGUA

Contienen agua como fase liquida continua y son utilizados para perforar la

mayoría de los pozos superficiales. Son relativamente simples y de costo razonable.

Pueden ser no densificados y densificados.

CLASIFICACION

A. FLUIDOS DE ARRANQUE (SPUD MUD)

B. FLUIDOS QUIMICAMENTE TRATADOS:

-. Ligeramente Tratado

-. Altamente Tratado

-. De Bajos Sólidos

-. Poliméricos

-. Fluidos a Base de Agua Salada

-. Base Agua de Mar

-. Base Salmuera Saturada

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A-. FLUIDO DE ARRANQUE: Usados para comenzar la perforación del pozo. Contiene

arcilla comercial para incrementar viscosidad y construir revoque y el mas común es el

sistema agua-gel. Su utilización se realiza principalmente cuando la formación a perforar

esta mayormente compuesta por arenas inconsolidadas y grava. Se puede convertir a otro

sistema mediante la adición de productos químicos.

B-. FLUIDOS QUIMICAMENTE TRATADOS: Independientemente del nombre que se

le asignen, usualmente contienen todos ó algunos de los siguientes compuestos: arcillas,

químicos solubles (incluyendo sales), un aditivo para control de pH, uno ó mas polímeros

orgánicos, surfactante y desfloculante.

-. LIGERAMENTE TRATADOS: Son usualmente no densificados y son usados se

esperan problemas menores en el hoyo. Se emplean en hoyos superficiales y hoyos de

producción de yacimientos someros. Ejemplo: Sistemas Gel – PAC, Agua – Goma Xántica.

-. ALTAMENTE TRATADOS: Generalmente son densificados (barita, hematita,

Carbonato de calcio) y contienen significativas concentraciones de productos químicos y

arcilla comercial en su formulación para mantener control estricto de la reología, perdida de

filtrado, densidad e inhibición de arcillas y lutitas. los productos químicos utilizados pueden

ser los considerados como convencionales, como el lignosulfonato, lignito, tanino, asfalto,

cal, KCl, etc. ó especializados como complejo de aluminio, glicoles y aminas.

-. FLUIDOS DE BAJOS SÓLIDOS: Fluidos no densificados con menos de 6% de

sólidos, no deben contener mas de 3% v/v de sólidos totales de arcillas y exhibir una

relación sólidos perforados a bentonita, no menor de 2:1. son costosos de mantener debido

a la necesidad de mantener los sólidos bajos. Los principales productos que se utilizan en

sus formulaciones son bentonitas de alto rendimiento, bentonita sódica convencional,

extendedores de bentonita, almidones, goma xántica, KCl y algunas veces PHPA.

-. FLUIDOS POLIMERICOS: Se caracterizan por su bajo contenido de arcilla comercial,

pueden ser densificados y por la utilización de uno o varios polímeros, ya sea para inhibir

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arcillas (encapsulación), controlar propiedades de acarreo y/o propiedades de filtración. El

agua a utilizar en su preparación puede ser fresca, de mar y salmueras. Los sistemas PHPA

son ejemplos clásicos de esta categoría.

-. FLUIDOS A BASE DE AGUA SALADA

-. SISTEMAS DE FLUIDO AGUA DE MAR: El agua de mar es a menudo usada para la

formulación y mantenimiento de lodos de perforación en operaciones costa afuera,

principalmente debido a su disponibilidad y características inhibidoras.

Los productos que comúnmente se utilizan para formular fluidos a base agua de mar son:

Bentonita prehidratada, CMC (carboximetil celulosa), almidón tratado, soda cáustica, soda

ash, lignosulfonato, lignito, tanino, PHPA, y antiespumante.

-. SISTEMAS DE FLUIDO SATURADO CON SAL: Son preparados adicionando NaCl

al agua hasta su saturación (±10,6 lb./gal), posteriormente se le adicionan los demás

aditivos. Los productos que generalmente se utilizan en la formulación de estos sistemas

son: Bentonita prehidratada, soda cáustica, almidones tratados, taninos, lignosulfonatos y

diversos polímeros.

FLUIDOS BASE ACEITE

Contienen aceite como fase liquida continua. Usado para perforar zonas altamente

inestables y ambientes difíciles con alta presión y alta temperatura. Pueden ser clasificados

de la siguiente manera:

A-. 100% ACEITE: La fase liquida consiste en 95-100% aceite y el agua emulsificada es

menor al 5%. Usado normalmente para la perforación de formaciones productoras y toma

de núcleos. En Venezuela, desde hace aproximadamente 10 años se ha venido utilizando

para la perforación de estratos lutíticos.

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B-. EMULSION INVERSA: Se denomina de esta manera debido a que se emulsiona agua

en aceite. Su uso principal es como estabilizador de lutitas en ambientes severos. Utiliza la

técnica de Control de Actividad del Agua mediante el fenómeno denominado Osmosis.

5-. PRINCIPALES PROPIEDADES DE UN FLUIDO DE PERFORACION

1-. DENSIDAD (peso del lodo): es la medida del peso de un volumen dado de fluido

expresada generalmente en campo en lb/gal. Es medida a través de la Balanza de Lodo que

consta de una copa de volumen constante y una regla calibrada para medir directamente la

densidad del fluido.

BALANZA DE LODOS

2-. REOLOGÍA: es el estudio de la materia bajo una fuerza aplicada ó como los fluidos de

perforación se mueven bajo una presión aplicada. En el estudio de los fluidos de

perforación, la reología esta estrechamente relacionada a la Hidráulica Anular y de la

Mecha de Perforación para determinar la limpieza efectiva del hoyo y la Eficiencia de la

Mecha. El flujo de los fluidos de perforación se describe mediante los Modelos Reológicos.

VISCOSIDAD PLASTICA: es la resistencia al flujo

causado por la fricción mecánica entre las partículas

suspendidas y por la viscosidad de la fase liquida continua.

en términos prácticos depende de : tamaño, forma y

cantidad de partículas. En el viscosímetro de lectura

directa VP = Ø 600 rpm - Ø 300 rpm, a una temperatura

dada y expresada en centipois (grs./cm./seg.).

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Viscosímetro Fann

PUNTO CEDENTE : mide la interrelación de fuerzas positivas y negativas (electrostáticas)

dentro del fluido. Está influenciado por la concentración, cargas eléctricas y tratamiento

químico de los sólidos. En el viscosímetro de lectura directa, el punto cedente PC = Ø 300

rpm – VP. Se expresa en lb./100 pies2.

TIXOTROPIA : describe con es afectado por el tiempo el comportamiento del flujo de los

fluidos. El tiempo no es incluido en ninguno de los Modelos Reológicos, sin embargo

afecta las propiedades de los fluidos de perforación y debe ser considerado de alguna

manera. Una manera sencilla de estimar la tixotropía de los lodos es midiendo los

Esfuerzos de Geles que es una función de las fuerzas electrostáticas entre partículas. Se

miden fuerzas de gelatinización a 10 segundos y 10 minutos. Bajo condiciones de alta

temperatura es recomendable la medición del gel de 30 min. La diferencia de la magnitud

de la gelatinización cuando el fluido queda estático. se expresa en lb./100 pies2. El mismo

viscosímetro rotacional de velocidad variable utilizado para determinar la Viscosidad

Plástica y el Punto Cedente se utiliza para la medición de los Esfuerzos de Geles.

VISCOSIDAD CINEMATICA: Es la resistencia del lodo a fluir como líquido. A nivel de

campo puede ser medida a través de la viscosidad de embudo, es decir la relación que

guarda la viscosidad de un fluido respecto a su densidad. No es una medida verdadera de la

viscosidad, debido a que el flujo del lodo a través del tubo del embudo no se realiza a un

esfuerzo de corte constante. Esta muy influenciada por la temperatura del lodo.

Rutinariamente medido con el Embudo Marsh y la Tasa de Lodo y consiste en medir el

tiempo (en segundos) que tarda en llenarse la tasa de lodo hasta la marca de ¼ galón (946

ml). La viscosidad de embudo del agua fresca debe ser de 26 ± 0.5 seg.

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Embudo de Marsh: Embudo con capacidad de 1500 cc, con un orificio en el fondo que mide 2 pulg. de largo y 3/16 pulg. de diámetro.

FILTRADO API (Baja temperatura)

Filtración y Construcción de Revoque son acciones que el fluido de perforación

efectúa a través y sobre las paredes del hoyo. Algunas formaciones permiten que el

líquido del fluido de perforación penetre dentro de estas, dejando una capa de sólidos

sobre las paredes del hoyo. Este revoque construye una barrera y reduce la cantidad

líquido que pueda invadir a la formación.

El instrumento para medir el filtrado a baja temperatura

es el Filtro Prensa API. La cantidad de fluido (en

milímetros) recolectado durante 30 minutos aplicando una

diferencia de presión de 100 lb./pulgs2 se reporta como

filtrado API. El aspecto del revoque sobre el papel filtro

muestra la calidad del sellamiento sobre las paredes del

hoyo.

FILTRADO HP-HT (Alta Presión- Alta Temperatura)

El instrumento para medir la filtración es el Filtro Prensa

AP- AT. La cantidad de fluido (en milímetros)

recolectado (multiplicado por dos) durante 30 minutos,

aplicando una diferencia de presión de 500 lb./pulgs2, a

alta temperatura (hasta 450º F – 232º C), se reporta como

filtrado AP-AT.

% DE SOLIDOS: Una retorta es usada para determinar la cantidad de sólidos y líquidos

presentes en el fluido de perforación. Una cantidad conocida de fluido es calentada hasta la

evaporación total de la fase liquida y procesado a través de un condensador, el porcentaje

de líquidos es recuperado y medido en un cilindro graduado y sustraído del 100% para

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FILTRO PRENSA API

FILTRO PRENSA HP-HT

obtener el porcentaje de sólidos por volumen contenido en el fluido. Debe ser corregido

por salinidad si se requiere.

En el análisis de fluidos de perforación se utilizan unidades de retortas de 10, 20 y 50 cm3

de volumen liquido.

CONTENIDO DE ARENA

Cantidad de sólidos demasiado grandes para pasar a través de un tamiz de 200 mesh ( > 74

micrones). Se realiza con el kit para determinación de arena, simplemente lavando (con

agua ó aceite, dependiendo del tipo de lodo) una cantidad determinada de fluido a través de

una malla de 200 mesh, recolectándolo en un tubo de vidrio graduado desde 0% hasta 20%.

6-. CONTAMINACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION:

La contaminación se define como la presencia de cualquier sustancia extraña que

tienda a producir efectos nocivos sobre las propiedades del lodo. Se manifiesta por cambio

tanto de la viscosidad plástica, punto cedente y geles altos. Toda contaminación tiende a

desarrollarse de forma gradual y en algunos casos se produce súbitamente. En las

operaciones de perforación se puede mantener bajo control cualquier tipo de contaminación

con un análisis continuo de las propiedades del lodo. Los agentes contaminantes son

diversos y los más comunes son:

- Contaminación con cemento

- Lodo cortado por gas

- Contaminación con agua salada

-. Contaminación con cemento:

Propiedades del Lodo que pueden ser Afectadas por una Contaminación con Cemento

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pH: cuando el cemento no ha fraguado completamente, produce una disociaciones de

sus iones de calcio y oxhidrilo penetrando estos a su vez en la fase continua del lodo

ocasionando un incremento en la concentración de iones de oxhidrilo del lodo el cual es

directamente proporcional a la alcalinidad dando como resultado un aumento en el pH.

Propiedades reológicas: un lodo contaminado por cemento generalmente presenta

altas viscosidades debido a que los iones de calcio presentes en el cemento buscan el

equilibrio en los bordes de las arcillas ocasionando la atracción entre las partículas y los

iones en los bordes, la asociación con agua de las partículas de arcilla es lo que proporciona

el aumento en la viscosidad del lodo de perforación. Al haber un incremento en la

viscosidad del lodo las propiedades como el punto cedente y la resistencia gel tendrán un

valor mayor a lo normal. Este proceso se debe a que cuando el lodo presenta altas

viscosidades y una posibilidad de generar estados de floculación, agregando esto al hecho

de presencia de arcilla en el lodo trae como consecuencia un incremento en las propiedades

del punto de cedencia y la resistencia gel del lodo. Otra de las razones por el cual el punto

de cedencia incrementa es debido la mayor resistencia que ofrece el fluido al movimiento

(mayor viscosidad) cuando las cargas eléctricas sobre partículas dispersas en la fase

continua del lodo generan grandes fuerzas de atracción entre las partículas (estado de

floculación), por lo tanto en lodos contaminados por cemento el aumento en la resistencia

gel va a depender de la floculación de las arcillas que es afectada por las altas

concentraciones de calcio.

Revoque: el revoque que es formado por lodos contaminados por cemento va ha ser

generalmente un revoque grueso y esponjoso. Este resultado se debe al hecho de que el

lodo contaminado con cemento contiene alta reología. Lo que hace que se genere un mayor

volumen de filtrado originando consigo un mayor espesor del revoque.

Fuentes de Contaminación del lodo por Cemento durante la Perforación

La contaminación por cemento ocurre cuando la tubería de revestimiento se cementa y

los tapones de cemento se perforan. La gravedad de la contaminación depende de una serie

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de factores relacionados con el fluido (contenido de sólidos, concentración de

desfloculantes, otros), y el estado del cemento (curado o verde). La probabilidad de

perforar cemento existe en cada uno de los pozos, no obstante, el sistema de lodo más

ampliamente usado es el sistema bentonítico de bajo pH y en este caso el cemento puede

ser altamente perjudicial. Cuando el cemento se solubiliza en agua se producen iones de

oxidrilo que corresponden a la siguiente reacción química:

Ca ( OH)2 Ca++ + 2 (OH)- (pH 11,7)

Esta ecuación representa un punto de equilibrio entre la concentración de cemento en

el lodo y el pH del lodo. Cuando el pH aumenta la solubilidad de la cal disminuye y cuando

el pH exceden los 11,5 la cal comienza a precipitarse de la solución, es decir, el cemento se

va haciendo insoluble a esos niveles de pH.

Los Tratamientos Químicos Recomendados para una Contaminación con Cemento

Los tratamientos consisten en disminuir los iones de carbonato de calcio (CaCo3)

generalmente en forma de precipitados inertes, para controlar las altas viscosidades y la alta

resistencia gel y proporcionar un incremento al pH para lodos con un pH menor a 11

Bicarbonato de sodio: este compuesto químico se ioniza en Na+ y CO3= para formar

parte de la parte continua del lodo, si existen oxidrilos se combina con el hidrógeno para

formar agua. El CO3= se combina con el calcio (Ca++) para formar carbonato de calcio que

es un compuesto que se precipita inertemente. Para que este aditivo químico proporcione un

buen resultado debe existir en el lodo suficientes iones de oxidrilo para que pueda haber

una remoción de los iones calcio.

Fosfatos complejos:

Picafosfato Acido de Sodio: (SAPP) (Na2H2P2O7) este fosfato elimina completamente

el calcio, y reduce el pH del lodo. El pH de este fosfato es 8,4.

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Fosfato Tetrasódico: (STP) el fosfato tetrasódico remueve los iones de calcio de la

fase continua del lodo además reduce el pH, este compuesto tiene como pH 9,0.

-. Lodo cortado por gas

Se produce cuando se perfora una zona de gas muy porosa a altas tasas de penetración. El

gas al expandirse produce cambios en la Densidad del lodo. Entre los principales

indicadores de un fluido de perforación cortado por gas están:

Disminución de la densidad del fluido.

Aumento del volumen del lodo en los tanques.

Presencia de burbujas en los tanques.

Olor a gas en líneas y distribuidor de flujo y tanques de fluido.

Las principales acciones a seguir en caso de fluido cortado por gas son:

. Detener la perforación y circular el pozo hasta estabilizar la densidad del fluido en todo el

sistema activo.

. Aplicar tratamiento químico para mantener las propiedades Reológicas estables.

. Reanudar lentamente la perforación.

-. Contaminación con agua salada

Durante la perforación de un pozo, nos podemos conseguir en el subsuelo con formaciones

que poseen dentro de su estructura un alto contenido de agua salada presurizada. Una vez

que son atravesadas por la mecha, puede ocurrir un influjo del agua salada hacia el hoyo

perforado por el efecto del diferencial de presión entre la columna hidrostática generada por

el fluido de perforación y la presión de formación, lo trae como consecuencia:

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• Aumento del volumen de fluido en el sistema

• Disminución de pH (fluidos base agua).

• Incremento de las propiedades Reológicas.

• Aumento de la perdida de filtrado.

• Aumento de los Cloruros.

• Disminución de la Alcalinidad del lodo.

Como acciones correctivas y tratamientos a seguir tenemos:

• Incrementar la densidad del fluido de perforación para contrarrestar el influjo de

agua salada.

• Añadir controlador de filtrado.

• Añadir Soda Cáustica para subir pH (lodos base agua).

• Agregar dispersante.

Si el sistema de fluido utilizado durante la perforación del pozo es a base de aceite y la

invasión de agua salada no es severa, debe agregarse agentes emulsionantes que permitan

crear una película envolvente sobre las partículas de agua y estas puedan ser removidas por

los equipos de control de solido con mayor facilidad. Sin embargo, si el influjo es severo

(>10 % v/v) debe considerarse la posibilidad de convertir el sistema de fluido a un lodo de

emulsión inversa.

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