barrera mantenimiento area petroleo
DESCRIPTION
tesisTRANSCRIPT
PROYECTO:
“PRUEBAS Y TRATAMIENTOS A FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA POR CONTAMINACIÓN”
REPORTE DE ESTADÍA PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
TÉCNICO SUPERIOR UNIVERSITARIO EN
MANTENIMIENTO ÁREA PETRÓLEO
PRESENTA:
JOEL ROBERTO MONTOYA BARRERA
CD. REYNOSA, TAMAULIPAS SEPTIEMBRE 2014
F-DC-32/R04
Universidad Tecnológica de Tamaulipas
Norte
CARRERA: MANTENIMIENTO
Estadías en el Sector Productivo
Los miembros del Comité de Titulación recomendamos que el reporte de Proyecto “PRUEBAS Y TRATAMIENTOS A FLUIDOS DE PERFORACIÓN
BASE AGUA POR CONTAMINACIÓN” realizado por el alumno JOEL ROBERTO MONTOYA BARRERA, Matrícula 12440499 sea aceptado para
obtener el título de Técnico Superior Universitario en la Carrera de Mantenimiento Área Petróleo.
El Comité de Titulación
Biol. Alberto Julio García González Ing. Arturo Barragán Loya Asesor UTTN Asesor Empresa
Vo.Bo. Ing. Alcides Miguel Soto García
Director de la Carrera de Mantenimiento
CD. Reynosa, Tamaulipas. Septiembre 2014
i
Dedicatoria
A DIOS por no dejarme abandonado en momentos difíciles dándome fuerzas
para seguir adelante y así lograr este sueño y objetivo de mi vida.
A mis padres Joel Montoya Ramírez y Sonia E. Barrera Ríos por todo su
esfuerzo, amor, fortaleza inquebrantable y su constante apoyo en los momentos
más difíciles.
A mi hermana Zoe Montoya Barrera por todo su cariño y confianza que en mí
deposito.
A todos mis amigos que han sido parte de mi vida.
A todos mis maestros que hicieron de mí un profesionista.
ii
Agradecimientos
A Dios por permitirme superar todos los obstáculos que se presentan en mi
camino y concederme la dicha de terminar mi carrera.
A todos mis maestros de la Universidad Tecnológica de Tamaulipas Norte al
darme el tesoro más grande que es el conocimiento; por brindarme su tiempo y
amistad.
A la empresa QMax México por darme la oportunidad de formar parte de su
equipo de trabajo.
A todos los Ingenieros y personal de la empresa por todos sus conocimientos
que me compartieron.
A mis compañeros y amigos por convivir conmigo todos los días, siempre en las
buenas y en las malas.
¡Gracias por todo y a todos por ser parte de mis logros!
iii
Resumen El presente proyecto se realiza en la planta de fluidos (Comales), carretera Peña
Blanca km 1.5, Camargo, Tamaulipas. El problema que se presenta es que
durante las operaciones de perforación se pueden adicionar al Fluido de
perforación de una forma directa o de las formaciones atravesadas materiales
que pueden contaminarlo causando cambios no deseados en las propiedades
físico-químicas del mismo.
Para el tratamiento del fluido, se le realizan pruebas físicas y químicas, para
determinar el contaminante que está presente, para poder tratar el fluido y así
recuperar sus propiedades iniciales. Algunos de los tratamientos realizados al
fluido de perforación se realizan al momento de estarlo utilizando en el pozo
(control de sólidos), y la otra gran mayoría de los tratamientos se realizan en la
planta ya después de haberle hecho una serie de pruebas.
En el desarrollo de este proyecto nos referimos a las herramientas de QMax
México S.A de C.V., debido a que es la compañía donde se estarán realizando
las estadías.
Para cumplir con el objetivo del proyecto se realizó un estudio teórico y práctico
fundamentándose en varios registros de pruebas realizadas a fluidos base agua.
Dada la confidencialidad de información que está dada con relación a precios de
los servicios, se hace una comparación porcentual de costos relativos que nos
ayuda a concluir cual es la mejor elección de acuerdo con la complejidad para
regresar al fluido a sus propiedades originales.
iv
Índice
Tema Página
1 Introducción……………………………………….……………….………….. 1
1.1 Antecedentes…………………………………………….….….………………. 2
1.2 Definición del problema…………………………….……….………….….. 4
1.3 Justificación………………………………………………………….….….…… 5
1.4 Definición de Términos…………………….……………………..…..……. 6
1.5 Limitaciones y Delimitaciones…………….…….……….………..…..…. 7
1.6 Objetivo……………………………………….………………….………..…..… 7
2 Análisis de fundamentos………….………………………….……..….. 8
2.1 Fluidos de Perforación ……………………………………….……………… 8
2.2 Composición………….……….………………………………….………….…. 9
2.3 Función de los Fluidos de Perforación …………..……….…………… 9
2.4 Factores influenciados por un fluido de perforación…..…………
10
2.5 Clasificación de los Fluidos de Perforación…………………..………. 10
2.6 Clasificación de los sistemas de fluidos…….…………….…..……….
11
2.7 Componentes principales de un fluido de perforación Base Agua………………………………………………………………………………..…….
2.8 Componentes principales de un fluido de perforación Base Aceite……………………………..…………….…..………………………………….
2.9 Propiedades…………………………….……………………..…………………
17
16
16
v
Tema
Página
2.10 ¿Qué es un Contaminante?………………………….…….……………. 25
2.11 Los sólidos como contaminantes de un fluido…………...…….... 28
2.12 Tratamientos para control de sólidos …………………………..…… 28
2.13 Contaminantes de los Fluido de perforación base agua…..…... 31
2.14 Contaminantes más comunes y sus efectos en los fluidos base agua. Iones encontrados comúnmente en los fluidos de perforación………………….…………………………………………..….………...
2.15 Pruebas de laboratorio………………………………………..……….…. 32
2.16 Materiales y Herramientas.……………………………….………..……. 38
2.17 Equipo de Protección Personal…………………….………….…………
42
2.18 Normas Aplicables API o NOM…..………….…….……….……………
46
2.19 Simbología…………………………………………………….…….………….
48
3 Procedimiento………………………..….…….…………..………
50
3.1 Materiales, Herramientas y Equipos de Protección Personal..... 50
3.2 Costos y Presupuestos………………………..…..…….………….……….
52
3.3 Gestión de Recursos……………………….………...……………………….
53
3.4 Metodología……………..…………………….………………………………… 55 3.5 Cálculo o Estudio Básico Técnico para Desarrollo del
Proyecto………………………………………………………………….……………..
77
3.6 Plan anual de Mantenimiento……….…………………..……….………. 82
31
vi
3.7 Plan de Mantenimiento (Tareas)……………….……………….……….. 83
3.8 Especificaciones Generales del Proyecto……………….…………….. 90
3.9 Análisis de Actos y Condiciones Inseguros…………….……….……. 91
3.10 Manejo de Residuos……………………………………………….….……. 92
4 Análisis de Resultados…………………………………………………….……. 94
5 Conclusiones y Recomendaciones…………..…….……….……….……… 99
Referencias…………………………..…………….…………….…….……….……. 101
ANEXOS.…………………….…………………….………………….……………….. 102
vii
Índice de Figuras
Figura Página
Figura 1 Modelos reologicos……………………………………………………. 20
Figura 2 Zaranda Vibradora………………….………….……..………….….. 29
Figura 3 Hidrociclones……………………………………..…………..……….. 30
Figura 4 Centrifugas de decantación….…………………………….…...... 31
Figura 5 Equipos Roller over y Aging cell….……………….…………….. 33
Figura 6 Balanza de Fluido de perforación……………….…..………….. 34
Figura 7 Embudo March y Viscosímetro………………..…………………. 35
Figura 8 Filtro prensa API de 7.1 pulg2………...………..………………. 36
Figura 9 Equipo pH-meter…………………………………………………….… 37
Figura 10 Prueba de alcalinidad………………………………………………. 37
Figura 11 Equipo de Protección Personal (Completo).……............ 43
Figura 12 Casco de seguridad……………………….….……………………… 43
Figura 13 Botas de seguridad…..…………………..………………………… 44
Figura 14 Ropa de trabajo……………………………………………………... 45
Figura 15 Guantes de seguridad……………………………………….…….. 45
Figura 16 Tapones auditivos.………………………..………………….…….. 46
Figura 17 Lentes de seguridad……….………………………………….……. 46
viii
Figura 18 Diagrama de ubicación…….………………………….…………… 53
Figura 19 Diagrama de flujo……….………………………...................... 55
Figura 20 Prueba de densidad………………….………………….…………… 57
Figura 21 Prueba de Viscosímetro Marsh…...………………………….…. 58
Figura 22 Prueba de reologías y resistencia al gel……….………..…… 59
Figura 23 Prueba de filtrado API..………………………………………….…. 61
Figura 24 Prueba de determinación de sólidos y líquidos (Retorta)…………………………………………………………………………….….
65
Figura 25 Prueba de determinación de pH.………………………….…… 67
Figura 26 Prueba de capacidad de azul de metileno…………….……. 69
Figura 27 Prueba de alcalinidad..………..………………….……….……… 71
Figura 28 Prueba de determinación de cloruros.……………….………. 73
Figura 29 Prueba de dureza.……………………………………………..……. 74
Figura 30 Prueba de carbonatos y bicarbonatos.……………….…….. 76
Figura 31 Informe de calibración de Balanzas.……………….…………. 84
Figura 32 Informe de calibración de Retortas…………………………... 87
Figura 34 Informe de calibración de Chaquetas de filtro APAT……. 89
Figura 35 Rombo de seguridad.………………………….…………….…….. 93
Figura 36 Oficio de comisión de visita a estadías.……………………... 104
Figura 37 Planta de Fluidos QMax (Comales).………………………..…. 105
Figura 38 Ejemplo de formato de reporte de incidente/accidente industrial o personal de proveedores o contratistas…………………….
106
ix
Figura 39 Hoja de manifiesto de residuos de manejo especial……. 107
Figura 40 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de sodio (Pág. 1 de 4).…………………………………………………………..………..…..
108
Figura 41 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de sodio (Pág. 2 de 4).…………………………………….……………………………….…..
109
Figura 42 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de sodio (Pág. 3 de 4).…………………………………….……………………………………
110
Figura 43 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de sodio (Pág. 4 de 4).………………………………………………………………………...
111
Figura 44 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de Cal (Pág. 1 de 4)…………………………………………….…………………………....
112
Figura 45 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de Cal (Pág. 2 de 4).……………………….………………………………………………..
113
Figura 46 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de Cal (Pág. 3 de 4).…………….……………………………………...…………………..
114
Figura 47 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de Cal (Pág. 4 de 4).………………….……………………………………………………..
115
Figura 48 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de Cloruro de potasio KCl (Pág. 1 de 4).…………………………………………………..
116
Figura 49 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de Cloruro de potasio KCl (Pág. 2 de 4).…………………………………………………..
117
Figura 50 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de Cloruro de potasio KCl (Pág. 3 de 4).…………………………………………………..
118
x
Figura 51 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de Cloruro de potasio KCl (Pág. 4 de 4).…………………………………………………..
119
Figura 52 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de QBIOPOLIMER (Pág. 1 de 4).…………………………………………..……..
120
Figura 53 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de QBIOPOLIMER (Pág. 2 de 4).…………………………………………..……..
121
Figura 54 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de QBIOPOLIMER (Pág. 3 de 4).……………………..……….……………..……
122
Figura 55 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de QBIOPOLIMER (Pág. 4 de 4).…………………………………………..……..
123
Figura 56 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de SODA ASH (Pág. 1de 4).……………………………………………………………………
124
Figura 57 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de SODA ASH (Pág. 2 de 4).…………………………………….…………………………..
125
Figura 58 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de SODA ASH (Pág. 3 de 4).……………………………………….………………………..
126
Figura 59 Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de SODA ASH (Pág. 4 de 4).………………………………………….……………………..
127
xi
Índice de Gráficas
Gráfica Página
Gráfica 1 Grafica 1. Relación reologica.…………………….......………… 21
Grafica 2 Fuerzas de gel en un fluido.……………………………………… 22
Grafica 3 Tiempo empleado en Pruebas Físicas en minutos………… 97
Grafica 4 Tiempo empleado en Pruebas Químicas en minutos.……. 98
xii
Índice de Tablas
Tabla Página
Tabla 1 Contaminantes más comunes presentes en un fluido base agua y su reacción.……………………………………….…………………
27
Tabla 2 Cotización de la empresa Qmax México.……...………………. 52
Tabla 3 Plan anual de Mantenimiento.…….………………………………. 82
Tabla 4 Plan de mantenimiento a Balanza de Fluido de perforación ……………………………………………………..…………………….
83
Tabla 5 Plan de mantenimiento a Retorta.…………………….…………. 86
Tabla 6 Plan de mantenimiento a Chaqueta de filtro APAT..……….
88
Tabla 7 Resultados de pruebas y tratamiento al fluido………………. 95
1
1. Introducción
El proyecto “PRUEBAS Y TRATAMIENTOS A FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE
AGUA POR CONTAMINACIÓN” se realiza en la Planta de fluidos ubicada en el
Km. 1.5 carretera Peña Blanca, cd. Camargo, Tamaulipas, por parte de la
compañía QMax México S.A de C.V la cual le brinda servicios a Petróleos
Mexicanos (PEMEX), entre otras.
El problema que se presenta es que durante las operaciones de perforación se
pueden adicionar al Fluido de perforación de una forma directa o de las
formaciones atravesadas materiales que pueden contaminarlo causando
cambios no deseados en las propiedades físico-químicas del mismo.
Los contaminantes alteran los fluidos de perforación como los cambios de las
propiedades físicas del Fluido de perforación, tales como el aumento de la
reología y del filtrado debido a la floculación, son similares con cualquier
contaminante químico que esté presente, dichos cambios de las propiedades
físicas sólo indican que existe algún contaminante. Por lo cual será necesario
realizar un análisis de los cambios de las propiedades químicas para identificar
al contaminante.
2
Para el tratamiento del fluido, se le realizan pruebas físicas y químicas, para
determinar el contaminante que está presente, para poder tratar el fluido y así
recuperar sus propiedades iniciales. Algunos de los tratamientos al fluido de
perforación se realizan al momento de estarlo utilizando en el pozo (control de
sólidos), y la otra gran mayoría de los tratamientos se realizan en la planta ya
después de haberle hecho una serie de pruebas.
1.1 Antecedentes
En el año 1900, mientras se perforaba un pozo de petróleo en Spindletop,
Texas, los trabajadores condujeron una manada de ganado a través de un foso
lleno de agua. El lodo que se originó, una mezcla barrosa y viscosa de agua y
arcilla, se bombeó dentro del pozo. Los fluidos de perforación aún se denominan
lodos, pero en la actualidad, los ingenieros no confían sólo en el agua y la
arcilla, sino que diseñan cuidadosamente compuestos y mezclas para satisfacer
las necesidades específicas que existen según las distintas condiciones de
perforación. Los fluidos de perforación modernos son verdaderamente el
elemento vital del pozo. Los pozos profundos actuales no podrían existir sin
ellos.
Hace mucho tiempo, la gente normalmente hacía perforaciones en busca de
agua y no de petróleo. En realidad, ¡se molestaban cuando accidentalmente
encontraban petróleo porque contaminaba el agua! Los primeros pozos se
perforaron para extraer agua y luego usarla para beber, lavar, regar y para
salmuera, que se utiliza como una fuente de sal. Recién en el siglo XIX la
perforación en busca de petróleo se convirtió en una práctica generalizada,
dado que la industrialización aumentó la necesidad de productos derivados del
petróleo.
Los registros más antiguos de perforaciones de pozos datan del siglo tercero
a.C. y tuvieron lugar en China. La técnica de perforación con herramienta
operada por cable consistía en dejar caer una pesada herramienta metálica y
3
retirar la roca pulverizada con un contenedor tubular. Los chinos estaban
relativamente avanzados en este arte y se les atribuye haber sido los pioneros
en el uso intencional de fluidos en el proceso de perforación. En este caso el
fluido era agua, que suavizaba la roca y, por lo tanto, facilitaba la penetración y
ayudaba a eliminar los fragmentos de roca pulverizada conocidos como detritos.
(Es importante extraer los detritos del pozo para que los trépanos de
perforación estén libres para seguir perforando).
En 1833, un ingeniero francés llamado Flauville estaba observando la técnica de
perforación con herramienta operada por cable, cuando el aparato de
perforación se topó con agua. Entonces se dio cuenta de que el agua que
brotaba era muy útil para sacar los detritos del pozo. El principio de utilizar
fluidos en movimiento para sacar los detritos del pozo tuvo su origen en ese
momento. Flauville ideó una instalación para bombear el agua hacia el interior
de un vástago de perforación y arrastrar los detritos al regresar a la superficie a
través del espacio existente entre el vástago de perforación y la pared del pozo.
Actualmente, este procedimiento sigue vigente.
La perforación rotatoria ha reemplazado ampliamente a la perforación con
herramienta operada por cable. Con esta técnica, los trépanos de perforación se
encuentran en el extremo de una tubería rotatoria. El proceso es similar al que
se lleva a cabo con una perforadora manual eléctrica o un taladro para perforar
madera. Pero en vez de perforar unas pocas pulgadas o centímetros en la
madera, los pozos de petróleo modernos pueden tener miles de pies o metros
de profundidad. Cuando se perfora madera, los restos se extraen del agujero a
través de las ranuras espiritadas del eje. Esto funciona para un agujero
pequeño, pero no para un pozo profundo. En ese caso, los detritos se
transportan a la superficie junto con el Fluido de perforación en circulación.
4
1.2 Definición del Problema
Durante las operaciones de perforación se pueden adicionar al Fluido de
perforación de una forma directa o de las formaciones atravesadas materiales
que pueden contaminarlo causando cambios no deseados en las propiedades
físico-químicas del mismo.
En algunos casos, los componentes del Fluido de perforación pueden
transformarse en contaminantes. Un ejemplo es la disminución de tasas de
penetración por el incremento de sólidos producto de existencia de cortes de
perforación no removidos. Bentonita agregada en exceso y alto contenido de
Barita en el sistema.
Sin embargo, los contaminantes que más afectan las propiedades de los fluidos,
son aquellos que requieren de tratamiento químico para ser removidos. El
tratamiento debe contrarrestar al contaminante y sus efectos.
Existen contaminantes que se pueden predecir y por ende puede ser pre tratado
el fluido para evitar que los mismos causen problemas. Entre estos
contaminantes están: el cemento, el agua contaminad, sal, sulfuro de hidrogeno
y dióxido de carbono.
En fluidos de perforación base agua, el agua es el ingrediente de control de
todos los sistemas, ya que disuelve, suspende y rodea todos los otros
ingredientes que constituyen el sistema. Por lo tanto, al saber el
comportamiento químico de una sustancia con el agua, se podrá también saber
cuál será la reacción de ella con el fluido de perforación.
5
1.3 Justificación
El presente proyecto proporciona una determinación y solución para la
contaminación de un fluido de perforación, que tiene como finalidad realizar
pruebas y tratamientos para erradicar todas las problemáticas que se presentan
al momento de tener un fluido contaminado. Dicha solución es necesaria debido
a la importancia de disminuir costos, contratiempos, paros en la perforación y
operaciones secundarias que se resumen en pérdidas temporales y económicas
para la compañía.
Toda disminución de costo en la perforación de pozos incrementa la
productividad y rentabilidad en la inversión que la compañía realiza en
actividades de perforación, dichas inversiones se resumen en un aumento de
activos al logran erradicar los problemas presentes en el campo. Es importante
que todo aquel que realice operaciones, si es que se va a perforar más pozos de
desarrollo, se encuentre informado de la importancia de operar con un fluido
adecuado y accesible; en caso de no hacer la debida observancia de la
información que se brinda en el presente proyecto, puede sufrir las mismas
problemáticas y defectos al perforar.
Con esta solución para el fluido de perforación se encuentra beneficiada la
compañía gracias a que se contrarrestan una gran cantidad de pérdidas
económicas, que incrementan los activos de la compañía.
6
1.4 Definición de términos.
Fluido de perforación: Es una mezcla de líquidos (agua y/o aceite), sólidos
disueltos y sólidos en suspensión que tienen propiedades físicas y químicas
tendientes a favorecer la perforación, protegiendo las formaciones que se
atraviesan.
Aditivo: Sustancia que se añade a un producto para conservarlo o mejorarlo.
Presión Hidrostática: La presión hidrostática es la fuerza por unidad de área
que ejerce un líquido en reposo sobre las paredes del recipiente que lo contiene
y sobre cualquier cuerpo que se encuentre sumergido.
Reología: Es la ciencia de la deformación y el flujo de la materia. Esta, como
toda una definición de la rama de la ciencia, lleva implícita una serie de
preguntas fundamentales sobre el por qué, el cómo, la medida y el objeto
material del fenómeno a estudiar.
Densidad: La densidad es una medida de cuánto material se encuentra
comprimido en un espacio determinado; es la cantidad de masa por unidad de
volumen.
Punto de cedencia: El punto de cedencia (Yield Point) es la resistencia de un
fluido a mantenerse en movimiento y es causado por las fuerzas electroquímicas
de las partículas componentes del fluido.
Viscosidad: Es la resistencia que ofrece un fluido a fluir una vez que se
encuentra en movimiento y es causada por la interacción de la fase fluida ó
líquida con las partículas presentes, sólidas y líquidas de diferente densidad al
fluido base.
7
Fluido Newtoniano: Un fluido newtoniano es un fluido cuya viscosidad puede
considerarse constante en el tiempo.
Fluido no Newtoniano: Un fluido no newtoniano es aquel fluido
cuya viscosidad varía con la temperatura y la tensión cortante que se le aplica.
Solvente: Un solvente es aquella sustancia capaz de romper total o
parcialmente (ionizar) las moléculas de un soluto.
1.5. Limitaciones y Delimitaciones.
Limitaciones:
Una limitación que se presenta es no contar con el material suficiente para el
tratamiento del fluido así como no contar con reservas de la misma para algún
contratiempo que se llegase a presentar en el pozo.
Delimitaciones:
Planta de Fluidos (Comales) ubicada en el Km. 1.5, carretera Peña Blanca,
municipio Miguel Alemán, Tamaulipas.
1.6. Objetivo.
Realizar pruebas, y aplicar el tratamiento a un Fluido de perforación base agua
por contaminación.
8
2. Análisis de Fundamentos
Para la realización de pruebas y tratamientos a un fluido base agua por
contaminación, es muy importante aclarar cualquier duda sobre los términos
aquí manejados. En esta sección se habla de los principales fundamentos que
existen para selección la mejor opción para realizar dicha operación, con la
finalidad de aclarar dudas y dar a entender con mayor claridad este proyecto.
2.1 Fluidos de Perforación
Los fluidos usados en la perforación, son el medio para extraer los recortes
del interior del pozo, también para evitar que los fluidos de la formación entren
en el mismo durante la perforación y para impedir derrumbes de las paredes del
agujero. Son considerados como uno de los factores más importantes para
evitar fallas en las operaciones de perforación. Los fluidos de perforación deben
cumplir con otras funciones de igual importancia y directamente relacionadas
con la eficiencia, economía y total automatización de la operación de
perforación. Por esta razón la composición de los fluidos y sus propiedades
resultantes están sujetas a muchos estudios y análisis.
9
2.2 Composición
El fluido de perforación es una mezcla de líquidos (agua y/o aceite), sólidos
disueltos y sólidos en suspensión que tienen propiedades físicas y químicas
tendientes a favorecer la perforación, protegiendo las formaciones que se
atraviesan.
La fase líquida puede estar constituida por agua, aceite diesel, aceite mineral no
tóxico, aceites sintéticos.
La fase sólida se compone de materiales viscosificantes naturales ó artificiales
(polímeros), densificantes, sales y sólidos perforados y adiciones especiales
Aire y espuma son usados para algunas operaciones en los pozos.
2.3 Función de los Fluidos de Perforación
El propósito fundamental de fluido de perforación es ayudar a hacer rápida y
segura la perforación del pozo. Las funciones del fluido de perforación son las
siguientes:
1. Limpiar el fondo del pozo y acarrear los recortes a la superficie.
2. Mantener los recortes y material densificante en suspensión
3. Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación.
4. Transmitir la potencia hidráulica a la formación.
5. Controlar las presiones sub superficiales.
6. Efecto de flotación de la sarta y TR.
7. Permitir la adquisición de información de la zona perforada (toma de
registros)
8. Formación de un enjarre impermeable en la pared del agujero.
9. Evitar daño a las formaciones productoras.
10
2.4 Factores influenciados por un fluido de perforación
1. Velocidad de perforación.
2. Limpieza del pozo.
3. Estabilización del pozo.
4. Programa de tuberías de revestimiento.
5. Evaluación de las formaciones.
6. Costos totales de perforación y terminación.
7. Selección del equipo.
8. Estabilidad del agujero.
9. Impedimentos de la productividad.
10. Equipo para el manejo de fluidos.
2.5 Clasificación de los Fluidos de Perforación
Clasificación de los fluidos de perforación.
Fluidos base aire.
Gas
Aire.
Niebla.
Espumas.
Fluidos aireados.
Fluidos base agua.
Fluidos naturales.
Fluidos viscosos de alto filtrado.
Fluidos bentoníticos.
11
Fluidos tratados con fosfatos.
Fluido de gelatina química.
Fluidos lignito, lignosulfonato.
Fluidos cálcicos.
Fluidos a base de cal.
Fluidos a base de yeso.
Fluidos de polímeros de bajos sólidos no dispersos.
Fluidos salados.
Fluidos salados convencionales.
Fluidos a base de polímeros.
Fluidos base aceite.
Fluidos de aceite (menos del 5% de agua).
Emulsiones inversas.
Fluidos especiales
Fluidos tratados con KCl.
Fluidos a base de polímeros.
2.6 Clasificación de los sistemas de fluidos
Descripción de la clasificación de los sistemas de fluidos, funciones de los
productos. Las definiciones y descripciones de los productos se han mantenido
tan simples como es posible y en forma práctica, reflejo de la industria en
general y la terminología consistente de descripciones adoptadas por la
American Petroleum Institute (API) y la International Association of
Drilling Contractors (IADC).
12
Clasificación de sistemas básicos.
Se definen nueve sistemas de fluidos distintos, los primeros seis son fluidos
base agua. Los dos siguientes son de base aceite y sistemas base sintéticos, y
los últimos consisten de aire, niebla, espuma o gas como un medio de
circulación.
Fluidos no-dispersados. Estos sistemas incluyen “spud muds”, Fluidos de
perforación natural y otros ligeramente tratados, estos sistemas generalmente
son utilizados para perforar pozos “shallow” o perforaciones superficiales. No se
adicionan adelgazadores y dispersantes para dispersar los sólidos perforados y
partículas de arcilla.
Fluidos dispersados. A grandes profundidades, se requiere en densidades
altas o cuando las condiciones son problemáticas, entonces los fluidos requieren
dispersarse, típicamente con lignosulfonatos, lignitos o taninos. Estos materiales
y productos similares son defloculantes efectivos y reductores de filtrado. Se
usan frecuentemente materiales químicos conteniendo potasio para
proporcionar gran inhibición de lutitas. También se requiere usar materiales
adicionales especializados para ajustar o mantener propiedades específicas del
fluido.
Fluidos tratados con calcio. Cationes divalentes como son calcio y magnesio,
cuando se adicionan a fluidos de perforación de agua dulce, inhiben las
formaciones de arcilla y lutitas hidratables. Se usan niveles altos de calcio
soluble para controlar la lutitas desmoronables (deleznables) y agrandamiento
del pozo y para prevenir el daño de la formación. Los ingredientes principales
de los sistemas cálcicos, son la cal hidratada (hidróxido de calcio), yeso (sulfato
de calcio) y cloruro de calcio.
13
Los sistemas de yeso. Normalmente tienen un pH de 9.5 a 10.5 y un exceso
en la concentración de yeso de 2 a 4 lb/bbl (600 a 1,200 mg/l calcio); Los
sistemas de cal típicamente tienen un exceso de cal en una concentración de 1
a 2 lb/bbl y pH de 11.0 a 12.0 para un sistema de bajo contenido de cal o en
exceso la concentración de cal es de 5 a 15 lb/bbl para un sistema de alto
contenido de cal. Se deben adicionar productos especializados para el control
individual de las propiedades del fluido. Los fluidos tratados con calcio resisten
la contaminación con sal y anhidrita pero son susceptibles a la gelatinización y
solidificación a altas temperaturas.
Fluidos de polímeros. Estos fluidos generalmente incorporan polímeros de
alto peso molecular de cadena larga para encapsular los sólidos perforados,
prevenir dispersión y cubrir las lutitas por inhibición, o para incrementar la
viscosidad y reducen la perdida de filtrado. Están disponibles varios tipos de
polímero para estos propósitos, incluyendo acrilamida, celulosa y productos
naturales a base de gomas. Frecuentemente se usan sales inhibidoras como KCl
o NaCl para proporcionar gran estabilidad de la lutita. Estos sistemas
normalmente contienen una cantidad mínima de bentonita y son sensibles a los
cationes divalentes de calcio y magnesio. Muchos polímeros tienen limitaciones
a temperaturas abajo de 300°F, pero bajo ciertas condiciones pueden usarse en
pozos con temperaturas de fondo de pozo considerablemente altas.
Fluidos de bajos sólidos. Son sistemas en los que se controla la cantidad (en
volumen) y tipo de sólidos. El contenido total de sólidos no es mayor de 6% a
10% en volumen. El contenido de sólidos arcillosos debe ser de 3% o menos y
presentar una relación de sólidos perforados respecto a la bentonita de menos
de 2:1. Los sistemas de bajos sólidos típicos usan aditivos poliméricos como
viscosificantes o un entendedor de bentonita y no son dispersados. La ventaja
principal de los sistemas de bajos sólidos es que mejoran significativamente las
velocidades de penetración.
14
Sistemas de agua salada. Se han incluido muchos sistemas de fluidos en esta
clasificación. Los sistemas saturados con sal tienen una concentración de
cloruros cercana a 190,000 mg/l (saturada) y se usan para perforar formaciones
de sal. Sistemas de agua salada tienen un contenido de cloruros de 10,000 a
190,000 mg/l. Los sistemas de brackish o sistemas de agua de mar se refieren
normalmente a sistemas de bajos niveles de sal. Los fluidos de agua salada
normalmente se preparan con brackish, agua de mar o fuentes de agua
producida.
Los fluidos se preparan con agua dulce o salmuera y cloruro de sodio seco (u
otras sales como cloruro de potasio, el ión cloruro se usa para la inhibición de la
lutita), cuando se adiciona sal se alcanza la salinidad deseada. Se usan varios
productos especiales, como la atapulguita, CMC, almidón y algunos otros para
incrementar la viscosidad del fluido, para mejorar las propiedades de limpieza
del pozo y para reducir las pérdidas de fluido por filtración.
Fluidos base aceite. Los sistemas base aceite se usan en una gran variedad
de aplicaciones donde se necesita estabilidad del fluido e inhibición en pozos
con alta temperatura de fondo del pozo, pozos profundos, donde las pegaduras
y estabilidad del pozo son un problema. Estos fluidos consisten de dos tipos de
sistemas:
Los fluidos de emulsión inversa. Típicamente son emulsiones de agua en
aceite con salmuera de cloruro de calcio como la base emulsificada y el aceite
como la fase continua. Pueden contener hasta el 50% volumen de salmuera en
la fase liquida. Los fluidos de emulsión inversa relajados o emulsiones
“relajadas” son aquellos fluidos que tienen bajas estabilidad eléctrica y altos
valores de pérdida de filtrado. La concentración de aditivos y el contenido de
salinidad se varían para controlar las propiedades reológicas, las propiedades de
filtración y la estabilidad de la emulsión.
15
Los fluidos base aceite. Son formulados con puro aceite como la fase líquida
y son más utilizados como fluidos para cortar núcleos. Algunas veces estos
sistemas utilizan agua de la formación en su preparación, sin adicionar agua o
salmuera adicional. Los sistemas de puro aceite requieren gran cantidad de
agentes para producir viscosidad. El fluido especializado de base aceite, incluye
aditivos adicionales: emulsificantes y agentes humectantes (comúnmente ácidos
grasos y derivados de aminas) para dar viscosidad, jabones de peso molecular
elevado, surfactantes, materiales orgánicos tratados con amina, arcillas
organofílicas y cal para producir alcalinidad y formar los jabones.
Fluidos sintéticos. Los fluidos sintéticos están diseñados como el espejo de
los fluidos base aceite respecto a su rendimiento, sin los peligros ambientales.
Los tipos primarios de fluidos sintéticos son los ésteres, éteres, poli alfa olefinas
y alfa olefinas isomerizadas. Estos materiales son ambientalmente amigables, y
pueden descargarse costa afuera y no forman película brillosa sobre los peces y
son biodegradables.
Aire, niebla, espuma y gas. Se incluyen cuatro operaciones básicas en esta
categoría especializada. Las cuales son:
Aires eco para perforar, el cual involucra la inyección de aire seco
dentro de las paredes del pozo a velocidades capaces de proporcionar
velocidades anulares que pueden remover los recortes generados en el
pozo (polvo);
La niebla de perforación involucra inyección de un agente espumante
dentro de la corriente de aire, el cual se mezcla con el agua producida y
cubre los recortes para prevenir anillos de fluido, permitiendo que los
sólidos perforados sean eliminados.
La espuma usa surfactantes y posiblemente arcillas o polímeros para
formar una espuma con alta capacidad de acarreo; y
16
Fluidos aireados, son los fluidos a los que se les inyecta aire (el cual reduce la
cabeza hidrostática) para remover los sólidos perforados del fondo del pozo.
2.7 Componentes principales de un fluido de perforación
Base Agua
1.- Bentonita Viscosificante
2.- Agua Base
3.- Lignito Reductor de Filtrado
4.- Sapp Dispersante
5.- Sosa Cáustica Alcalinizante
6.- Barita Densificante
7.- Carbonato de Sodio Neutralizador
2.8 Componentes principales de un fluido de perforación
Base Aceite
1.- VG-69 Viscosificante
2.- Diesel Base
3.- Versatrol Reductor de Filtrado
4.- Salmuera Cálcica Inhibidor de Arcillas
5.- Cal Densificante
7.- Emul 1 Emulsificante primario
8.- Emul 2 Emulsificante secundario
17
2.9 Propiedades
Densidad
Sólidos
Reología
Filtración
Alcalinidad
Salinidad
Densidad
La densidad del fluido de perforación es el peso del fluido por unidad de
volumen.
La densidad es expresada en libras/galón o en kilogramos / metro cúbico.
La densidad del agua fresca es 1000 kgr/m3 equivalente a 8.33 lb/gal.
Los fluidos de perforación se clasifican en densos o no densos a partir de 9.5
lb/gal.
Materiales usados para incrementar la densidad:
Producto Rango máx.*
Carbonato de calcio 12 lb/gal
Barita 21 lb/gal
Galena 32 lb/gal
Hematita 27 lb/gal
Siderita 18 lb/gal
* Rango máximo recomendado
18
Sólidos
Uno de los mayores problemas en los fluidos de perforación es el control de los
sólidos producidos durante la operación, que se van incorporando al fluido a
medida que son recirculados, reduciendo su tamaño y de esta manera
dificultando su descarga del sistema.
Su presencia produce:
Daño al equipo de perforación (bombas, tubulares).
Disminución de la rata de penetración (ROP).
Incrementos indeseables en otras propiedades del fluido.
Incremento en los costos de operación.
Puede causar pega de la tubería y pérdida del pozo.
Su determinación se hace por evaporación de la fracción líquida y se mide en
porcentaje (equipo: Retorta).
En la actualidad se cuenta con diferentes equipos de control de sólidos para su
remoción mecánica del sistema.
Su utilización reduce costos por la disminución del volumen total de fluido
requerido para perforar.
Los sólidos se clasifican de acuerdo a su gravedad específica en:
de alta gravedad (HGS) 4.2 S.G.
de gravedad media 2.9 – 4.2 S.G
de baja gravedad (LGS) 1.6 – 2.9 S.G.
Gravedad específica de algunos materiales:
barita 4.0 – 4.5
19
arena 2.6 – 2.7
bentonita 2.3 – 2.7
diesel 0.85
caliza 2.7 – 2.9
galena 6.5
agua 1.0
Clasificación API de los sólidos perforados de acuerdo con el tamaño de la
partícula
grueso mayor de 2,000 micrones
intermedio entre 250 y 2,000 micrones
medio entre 74 y 250 micrones
fino entre 44 y 74 micrones
ultra-fino entre 2 y 44 micrones
coloidal menor de 2 micrones
(Un micrón es igual a una milésima de milímetro)
Reología
Reología es el estudio de los fluidos y su comportamiento cuando se
encuentran en movimiento.
En general los fluidos se clasifican de acuerdo con la respuesta que muestran
cuando son agitados (shear stress) a diferentes velocidades de agitación
(shearrate).
Los fluidos de perforación se comportan como fluidos no newtonianos
20
Figura 1. Modelos reologicos
De los fluidos no newtonianos, el comportamiento de los Fluido de perforación
obedece, en general, al comportamiento estudiado por Bingham: El Fluido de
perforación requiere de una fuerza inicial de agitación para comenzar a
moverse.
En términos prácticos, la fuerza inicial se conoce como punto de cedencia (yield
point) y la pendiente del comportamiento del fluido se conoce como viscosidad
plástica.
21
Grafica 1. Relación reologica.
Viscosidad
Viscosidad plástica es la resistencia que ofrece un fluido a fluir una vez que se
encuentra en movimiento y es causada por la interacción de la fase fluida ó
líquida con las partículas presentes, sólidas y líquidas de diferente densidad al
fluido base.
El material de mayor uso para mejorar la viscosidad de un Fluido de perforación
es la bentonita; este mineral tiene la capacidad de aumentar su tamaño al
hidratarse hasta en 20 veces.
Punto de cedencia
El punto de cedencia (Yield Point) es la resistencia de un fluido a mantenerse en
movimiento y es causado por las fuerzas electroquímicas de las partículas
componentes del fluido.
22
Sales y productos químicos presentes en el fluido pueden incrementar ó reducir
el punto cedente.
El punto de cedencia permite valorar la capacidad de un fluido para soportar y
arrastrar a superficie los cortes generados durante la perforación.
Esfuerzos del gel
Las fuerzas de gel son el producto de la resistencia de un fluido a ponerse en
movimiento y es causado por las fuerzas electroquímicas de las partículas
componentes del fluido.
Sales y productos químicos presentes en el fluido pueden incrementar ó reducir
las fuerzas de gel.
Las fuerzas de gel permiten valorar la capacidad de un fluido para soportar los
cortes generados durante la perforación cuando el flujo se interrumpe.
Grafica 2. Fuerzas de gel en un fluido.
23
Filtración
Los fluidos de perforación, al entrar en contacto con formaciones permeables
permiten la salida de parte de su fase líquida, generando en la pared del pozo
un revoque o torta (cake) lo cual hace que la filtración del fluido se haga menor
con el tiempo de exposición.
Es importante controlar la filtración porque se evita el daño de las formaciones
permeables productoras.
La formación de revoque permite el aislamiento de las zonas permeables y su
calidad ayuda a mejorar la calidad operacional del hueco.
Alcalinidad
El pH indica la concentración de iones hidrógeno en una disolución; es una
medida de la acidez y el término (del francés pouvoir hydrogène, “poder del
hidrógeno”) se define como el logaritmo de la concentración de iones
hidrógeno, H+, cambiado de signo:
pH = -log [H+]
donde [H+] es la concentración de iones hidrógeno en moles por litro
Debido a que los iones H+ se asocian con las moléculas de agua para formar
iones hidronio, H3O+, el pH también se expresa a menudo en términos de
concentración de iones hidronio
Los fluidos de perforación son preparados utilizando productos alcalinos
(básicos) para mejorar la eficiencia de otros productos usados; se usan, en
bajas concentraciones:
soda cáustica (NaOH)
potasa caústica (KOH)
soda ash (Na2CO3)
24
cal (Ca(OH)2) y cemento
La presencia de hidroxilos (OH-) en el fluido de perforación permite mantenerlo
libre de bacterias y ayuda a evitar la corrosión por su efecto secuestrante sobre
el oxígeno del aire. En general, la alcalinidad del Fluido de perforación se
expresa como pH y su rango oscila entre 8.0 y 9.5.
Salinidad
Los Fluido de perforación son preparados usando algunas sales comunes para
inhibir la hidratación de las arcillas presentes en las formaciones perforadas.
Esta inhibición evita que el tamaño de las arcillas se incremente con el contacto
del agua presente en el fluido de perforación.
La hidratación de las arcillas puede provocar la inestabilidad del hueco,
produciendo derrumbes y por consiguiente cavernas, para el caso de
formaciones arcillosas.
Sales usadas:
sal (NaCl)
cloruro de potasio (KCl)
cloruro de calcio (CaCl2)
sales de amonio
sales de nitrato
25
2.10 ¿Qué es un Contaminante?
Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas) que tiene
un efecto perjudicial sobre las características físicas o químicas de un fluido de
perforación. Lo que en un tipo de fluido de perforación constituye un
contaminante, en otro no será necesariamente un contaminante. Los sólidos
reactivos de baja densidad son contaminantes comunes en todos los fluidos de
perforación. Estos sólidos se componen de sólidos perforados que se han
incorporado dentro del sistema o que resultan del tratamiento excesivo con
arcillas comerciales. Desde el punto de vista económico, los sólidos perforados y
los problemas relacionados con su control tienen un mayor impacto sobre el
costo del Fluido de perforación que los otros tipos de contaminación.
Los contaminantes alteran los fluidos de perforación como los cambios de las
propiedades físicas del Fluido de perforación, tales como el aumento de la
reología y del filtrado debido a la floculación, son similares con cualquier
contaminante químico que esté presente, dichos cambios de las propiedades
físicas sólo indican que existe algún contaminante. Será necesario realizar un
análisis de los cambios de las propiedades químicas para identificar al
contaminante.
A continuación se muestra una tabla con los contaminantes más típicos en un
fluido base agua y la reacción que sufre este al entrar en contacto con el
contaminante.
26
Contaminantes más comunes en los fluidos de perforación y las propiedades que afectan a dicho fluido
Contaminante Anhidrita ó Yeso Cemento ó Cal Bacterias ó
Bicarbonato Cloruro de Sodio Cloruro de Calcio
Acido
Sulfhídrico
Sólidos
Perforados Aceite
Bióxido de
Carbono
Origen Anhidrita de la
Formación De las operaciones.
Formaciones o
bacterias
Sal o Flujos de
agua salada, Flujos
de salmueras
Sal o Flujos de
agua salada,
Flujos de
salmueras
De la
Formación o
por bacterias.
De la formación De la
formación
De la
Formación o
por bacterias.
Formula Química CaSO4 Ca(OH)2 NaHCO3 NaCl CaCl2 H2S CO2
Iones que generan Ca++ y SO4
Ca++ y 2OH Na+ y HCO3 Na+ y Cl– Ca++ y 2Cl– HS– y H2 CO3= y
HCO3–
Viscosidad Plástica
(cps) Aumenta Aumenta
Punto de cedencia Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta
Gelatinosidades
(lb/100pies2) Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta
pH (Adim) Baja Aumenta Baja Baja Baja
Filtrado API (ml) Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Baja Aumenta
Dureza Total (ppm
Ca++) Aumenta Aumenta Baja Aumenta
Salinidad (ppm Cl-) Aumenta Aumenta
Pm (ml) Baja Aumenta Baja Baja Baja
P r o p i e d a d e s q u e a f e c t a
27
Pf (ml) Baja Aumenta Baja Baja Baja
Mf (ml) Aumenta Aumenta
Densidad (gr/cc) Puede aumentar Baja
Contenido de Sólidos
(%v) Aumenta Baja
Contenido de Aceite
(%v) Aumenta
Contenido de Agua
(%v) Baja
Capacidad de
Intercambio Catiónico
(kg/m3 de arcilla de
buena calidad)
Aumenta
Contaminación
Excesiva
Cambiar a fluido de
Yeso
Cambiar a fluido de
Cal
Cromolignito y
cal Fluido salado Fluido salado
Sosa cáustica
CLS
Agua Sosa
Cáustica CLS
Diluir
Densificar
Sosa cáustica
y Cal
Ligeramente
Contaminado Soda Ash CLS
Bicarbonato de
Sodio y
Cromolignitoó CLS
Cromolignito y
cal CLS Sosa Cáustica
CLS Soda Ash y
Sosa Cáustica
Sosa Cáustica
CLS
Sosa Cáustica
CLS Equipo de
Control de
Sólidos
Densificar Sosa Cáustica
y Cal
Tabla 1. Contaminantes más comunes presentes en un fluido base agua y su reacción.
T r a t a m i e n t o
28
2.11 Los sólidos como contaminantes de un fluido
Los sólidos reactivos de baja densidad son contaminantes comunes en todos los
fluidos de perforación. Estos sólidos se componen de sólidos perforados que se
han incorporado dentro del sistema o que resultan del tratamiento excesivo con
arcillas comerciales. Desde el punto de vista económico, los sólidos perforados y
los problemas relacionados con su control tienen un mayor impacto sobre el
costo del Fluido de perforación que los otros tipos de contaminación.
2.12 Tratamientos para control de sólidos
La remoción de sólidos es uno de los más importantes aspectos del control del
sistema de Fluido de perforación, ya que tiene un impacto directo sobre la
eficacia de la perforación. El dinero invertido en el control de sólidos y la
solución de problemas relacionados con los sólidos perforados representa una
porción importante de los costos globales de perforación. El control de sólidos
es un problema constante – cada día, en cada pozo.
El control de sólidos se logra usando uno o varios de los métodos básicos de
separación de sólidos:
Sedimentación.
Zaranda.
Hidrociclones.
Bombas Centrífugas
Zaranda
La zaranda fue el primer elemento usado para la separación de los sólidos del
Fluido de perforación y aun se sigue utilizando para aquellos de mayor tamaño.
Es el primer paso que debe cumplir el Fluido de perforación cuando sale del
pozo. Básicamente consiste en un tamiz al que se imprime un movimiento
29
vibratorio de modo que el líquido filtre hacia abajo y los sólidos retenidos sobre
el tamiz sean desplazados hasta arrojarlos al depósito de desechos.
Figura 2. Zaranda Vibradora
Hidrociclones
Los Hidrociclones se utilizan para separar los sólidos más pequeños que los
retenidos por la zaranda vibratoria y utilizan la acción de la fuerza centrifuga.
El Fluido de perforación es introducido a presión y tangencialmente en un cono,
de tal forma de crear un movimiento rotacional; esto permite que las partículas
sólidas sean desplazadas hacia la pared interior del cono, donde se irán
moviendo hacia su parte inferior para finalmente ser expulsadas al exterior. El
líquido mientras tanto es impulsado hacia arriba por donde descarga una
pequeña parte de líquido siempre abandona el cono por la parte inferior junto
con los sólidos, pero debe tratarse que sea la menor cantidad posible. El orificio
de descarga inferior es cambiable, lo que permite regular en cierta medida la
cantidad de sólidos eliminados.
30
Figura 3. Hidrociclones
Centrifugas de decantación
La centrifuga decantadora de sólidos consiste en una carcasa exterior que rota a
gran velocidad, allí se introduce el Fluido de perforación a través de aberturas
de alimentación por fuerza centrifuga los sólidos son desplazados hacia la pared
interior de la carcasa y llevados al extremo de menor diámetro donde descargan
por los orificios allí ubicados, en tanto que el liquido y las partículas más finas
decantan por los orificios localizados en el extremo de mayor diámetro. Estos
orificios son calibrados y variando su diámetro es posible regular el caudal de
alimentación y consecuentemente el tiempo de permanencia del Fluido de
perforación dentro de la centrifuga y por lo tanto el volumen de sólidos
decantados.
Las centrifugas pueden usarse tanto en el caso de Fluido de perforaciónlivianos,
para recuperar el líquido, eliminando los sólidos incorporados al perforar, como
en los Fluido de perforación pesados para recuperar los sólidos valiosos como la
baritina. Cuando se usa para eliminar los sólidos indeseables provenientes del
terreno debe tenerse presente que también se eliminaran los sólidos agregados
si son de tamaño similar.
31
Figura 4. Centrifugas de decantación
2.13 Contaminantes de los Fluido de perforación base agua.
Contaminación con cloruro de sodio
Contaminación con calcio.
Contaminación de yeso o anhidrita
Contaminación con cemento.
Contaminación con sólidos.
Contaminación por altas temperaturas.
Contaminación con gases amargos.
Contaminación con carbonatos y bicarbonatos.
Contaminación con fluidos de la formación.
Contaminación con aceite y gas (hidrocarburos).
2.14 Contaminantes más comunes y sus efectos en los
fluidos base agua. Iones encontrados comúnmente en los
fluidos de perforación.
Iones positivos (cationes) contaminantes.
Iones negativos (aniones) contaminantes.
Cálculo de la alcalinidad.
Determinación del contenido de cal.
32
Manteniendo el exceso de cal.
Exceso de yeso para fluidos de yeso.
Determinación de cloruros
Determinación de dureza
Determinación de calcio (Ca++)
Determinación de magnesio (Mg++)
Determinación de alcalinidad.
2.15 Pruebas de laboratorio
Las propiedades físicas y químicas de un Fluido de perforación de perforación
deben controlarse debidamente para aseguran un desempeño adecuado de este
durante las operaciones de perforación. Se verifican sistemáticamente en el
pozo y se registran en un formulario denominado informe de Fluido de
perforación API.
Prueba de salinidad
La determinación de la salinidad a utilizar en un fluido de perforación se hace
por medio de pruebas de laboratorio en las que cortes de la formación son
sometidos a rolado, inmersos en fluidos de diferentes salinidades para evaluar el
estado final de los cortes, su pérdida de peso ó su hidratación.
33
Figura5. Equipos Roller over y Aging cell
Prueba de Densidad del Fluido de perforación
Las presiones de la formación son contenidas por la presión hidrostática del
Fluido de perforación. La presión hidrostática está en función de la profundidad
y de la densidad del Fluido de perforación. Este es el peso por unidad de
volumen y puede expresarse de diversas maneras: libras por galón (ppg), libras
por pie cubico (Pcf), peso específico (sg) o kilogramos por metro cubico
(Kg/m3).
La densidad del Fluido de perforación se determina utilizando una balanza de
Fluido de perforación, la cual consiste en una taza (con tapa), montada en el
extremo de un brazo graduado.
La balanza de Fluido de perforación es el instrumento que se suele usar. El peso
de un vaso de Fluido de perforación colocado en un extremo del brazo es
compensado en el otro extremo por un contrapeso fijo y un caballero que se
desplaza libremente a lo largo de una escala graduada. Un nivel de burbuja está
montado sobre el brazo. Accesorios pueden ser usados para extender la
capacidad de pesada de la balanza.
34
Figura 6. Balanza de Fluido de perforación
Propiedades Reológicas
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 Fluido de perforación, para elevar los recortes y
desprendimientos hasta la superficie; para analizar la contaminación del fluido
por sólidos, sustancias químicas y temperatura; así como para determinar los
cambios de presión en el interior del pozo durante un viaje. Las propiedades
reológicas fundamentalesson la viscosidad y la resistencia a gel.
Para las mediciones simples de viscosidad se usa el embudo Marsh pero se
obtiene una mejor medición de características reológicas mediante el empleo de
un viscosímetro electrónico rotario de lectura directa el cual nos da dos lecturas
los cuales son los dos parámetros reológicos: viscosidad plástica y punto de
cedencia. La viscosidad plástica es la resistencia al flujo del Fluido de
perforación causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas,
y también por la viscosidad de la fase fluida.
Se utiliza el centipoise y es afectada por las características de lo solidos
suspendidos en el Fluido de perforación.
35
Para el punto de cedencia se usan como unidades lb/100ft2, el punto de
cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causada por las fuerzas de
atracción entre partículas. El viscosímetro también se usapara determinar las
características tixotrópicas de los Fluido de perforación, es decir, mide la
capacidad de desarrollar una estructura de gel rígida o semirrígida durante el
periodo de reposo. Para ello se hacen dos mediciones, una después de 10
segundos y después otra de 10 minutos.
Se utilizan dos dispositivos el Embudo Marsh y el Viscosímetro Rotativo.
Figura 7. Embudo March y Viscosímetro
Figura 7. Embudo Marsh y viscosímetro Fan
Prueba de Filtrado
En Fluido de perforación base agua se utiliza un filtro prensa API de 7.1 pulg2
de área en cuya cámara se coloca el fluido y se presiona a 100 psi durante 30
minutos, colectando el filtrado en probeta graduada.
Papel filtro de 2.7 µm
Se reportan cc de filtrado
36
Figura 8. Filtro prensa API de 7.1 pulg2
Prueba de Alcalinidad
El pH de una disolución puede medirse mediante una valoración, que consiste
en la neutralización del ácido (o base) con una cantidad determinada de base (o
ácido) de concentración conocida, en presencia de un indicador (un compuesto
cuyo color varía con el pH).
También se puede determinar midiendo el potencial eléctrico que se origina en
ciertos electrodos especiales sumergidos en la disolución.
El pH-meter es el aparato de mayor uso en Fluido de perforación para
determinar el grado de acidez ó alcalinidad de la fase líquida.
Se reporta el valor leído
El electrodo se debe mantener húmedo
37
Figura 9. Equipo pH-meter
Determinación de pH
Abreviatura para Potencial del ion hidrógeno. Los valores del pH oscilan entre 0
y 14; 7 es el pH neutro, y los otros valores son índices de acides (por debajo de
7) ó de alcalinidad (por arriba de 7).
Estos números son una función de la concentración del ion hidrógeno en peso
de ion – gramo por litro, función que a su vez está relacionada con la
disociación del agua.
Alcalinidad
Figura 10. Prueba de alcalinidad
38
La Alcalinidad es la medida ó concentración de iones OH, Carbonatos ó
Bicarbonatos que contiene el Fluido de perforación.
El conocimiento de la Alcalinidad es importante en muchas operaciones de
perforación para asegurar el control apropiado de la naturaleza química del
Fluido; así como detectar con anticipación algún tipo de contaminante
proveniente del pozo como puede ser: CO2, H2S, etc. Los aditivos químicos
empleados, particularmente algunos Defloculantes requieren un medio alcalino
para realizar su función adecuadamente y esta prueba se efectúa en el Fluido de
perforación y el Filtrado API
2.16 Materiales y Herramientas.
Materiales.
Papel filtro # 50 o su equivalente. El papel de filtro más fino de Whatman,
con buena velocidad de filtración y buena retención de partículas. La superficie
endurecida está prácticamente libre de fibras sueltas. Este filtro de puede
emplear en la industria electrónica como soporte de componentes.
Retención de partículas: 2,7 um
Velocidad de filtración (Herzberg): 2 685 s
Peso: 97 g/m2
Grosor: 0,12 mm
Cenizas: 0,025%
Grasa silicona para altas temperaturas. Las grasas constan de un aceite
base ligado por un espesante (jabón). De esta forma, el lubricante permanece
en el punto de lubricación. En este punto garantiza una protección duradera
contra el rozamiento y el desgaste y sella el área contra influencias externas
como la humedad o los agentes extraños.
39
Agente antiespumante para permitir la separación adecuada de las
fases. Un agente espumante es una substancia química con propiedades
surfactantes (tensoactivo) que cuando se encuentra presente en pequeñas dosis
en una disolución facilita la generación de espuma.
Papel pH. Un indicador de pH es una sustancia que permite medir el pH de un
medio. Habitualmente, se utilizan como indicador de las sustancias químicas que
cambian su color al cambiar el pH de la disolución. El cambio de color se debe a
un cambio estructural inducido por la protonación o desprotonación de la
especie.
Solución de azul de metileno (1ml = 0.01 meq). El azul de metileno, cuyo
nombre científico es Cloruro de Metiltionina, es un colorante que se usa para
tratar una enfermedad llamada metahemoglobinemia. Es un compuesto
químico heterocíclico aromático con fórmulamolecular: C16H18ClN3S.
Peróxido de Hidrógeno al 3%. El peróxido de hidrógeno (H2O2), también
conocido como agua oxigenada, desoxigenó o dioxidano, es uncompuesto
químico con características de un líquido altamente polar, fuertemente enlazado
con el hidrógeno tal como el agua, que por lo general se presenta como un
líquido ligeramente más viscoso que ésta. Es conocido por ser un
poderoso oxidante.
Acido Sulfúrico diluido (5N). El ácido sulfúrico es un compuesto
químico extremadamente corrosivo cuya fórmula es H2SO4. Es el compuesto
químico que más se produce en el mundo, por eso se utiliza como uno de los
tantos medidores de la capacidad industrial de los países. Una gran parte se
emplea en la obtención de fertilizantes. También se usa para la síntesis de
otros ácidos y sulfatos y en la industria petroquímica.
40
Solución indicadora de fenolftaleína. La fenolftaleína es un indicador de pH
muy conocido que se utiliza sobre todo para valoraciones acido – base en
química analítica, aunque también para medir pH de una disolución, pero de
forma cualitativa.
Solución indicadora de anaranjado de metilo. Naranja de metilo es
un colorante azoderivado, con cambio de color de rojo a naranja-amarillo
entre pH 3,1 y 4,4. El nombre del compuesto químico del indicador es sal sódica
de ácido sulfónico de 4-Dimetilaminoazobenceno.
La fórmula molecular de esta sal sódica es C14H14N3NaO3S y su peso molecular
es de 327,34 g/mol.1
Agua destilada. El agua destilada es aquella sustancia cuya composición se
basa en la unidad de moléculas de H2O. Es aquella a la que se le han eliminado
los iones e impurezas mediante destilación. La destilación es un método en
desuso para la producción de agua pura a nivel industrial. Esta consiste en
separar los componentes líquidos de una mezcla.
Solución de nitrato de plata 1:1,000 (0.028n). El nitrato de plata es una
sal inorgánica mixta. Este compuesto es muy utilizado para detectar la presencia
decloruro en otras soluciones.
Cuando está diluido en agua, reacciona con el cobre formando nitrato de cobre,
se filtra y lo que se queda en elfiltro es plata.
Solución indicadora de cromato de potasio. Es utilizado como indicador
químico amarillo utilizado para identificar la concentración de ión cloruro en una
solución con nitrato de plata.
Solución de versenato (estandarizada) o solución de edta. 0.01m
(1cm3 = 1000mg/lt caco3). El ácido etilendiaminotetraacético,1 también
denominado EDTA o con menor frecuencia AEDT, es una sustancia utilizada
41
como agente quelante que puede crear complejos con un metal que tenga una
estructura de coordinaciónoctaédrica. Coordina a metales pesados de forma
reversible por cuatro posiciones acetato y dos amino, lo que lo convierte en
un ligando hexadentado, y el más importante de los ligandos quelatos.
Solución reguladora o solución buffer. Un tampón, buffer, solución
amortiguadora o solución reguladora es la mezcla en concentraciones
relativamente elevadas de un ácido débil y su base conjugada, es
decir, sales hidrolíticamente activas. Tienen la propiedad de mantener estable
el pH de una disolución frente a la adición de cantidades relativamente
pequeñas de ácidos o bases fuertes.
Solución indicadora de dureza (eriocromo negro t). 1 cm3 = 400 mg/lt
Ca++. Indicador de dureza ManVer (calmagita), para realizar determinaciones
de dureza y de quelantes mediante titulación. Frasco dosificador marcado de
100 ml
Cartuchos de gas de N2O. El nitrógeno es un elemento químico, de número
atómico 7, símbolo N y que en condiciones normales forma un gasdiatómico
(nitrógeno diatómico o molecular) que constituye del orden del 78%
del aire atmosférico.1 En ocasiones es llamado ázoe —antiguamente se usó
también Az como símbolo del nitrógeno.
Herramientas.
Embudo Marsh: Un embudo de forma cónica, provisto de un tubo de diámetro
pequeño en el extremo inferior a través del cual el Fluido de perforación fluye
bajo la presión de la gravedad. Una malla en la parte superior remueve las
partículas grandes que podrían obstruir el tubo.
Balanza: Un dispositivo para medir la densidad (el peso) de Fluido de
perforación, cemento u otro líquido o lechada. La balanza para Fluido de
42
perforación se compone de un vaso para el Fluido de perforación de volumen
fijo con una tapa en un extremo de una barra graduada y un contrapeso en el
otro extremo. Una pesa deslizante puede ser movida a lo largo de la barra y una
burbuja indica cuando la barra está a nivel.
Viscosímetro Fan: También llamado viscosímetro de indicación directa o
medidor V-G, instrumento utilizado para medir la viscosidad y la resistencia de
gel de un Fluido de perforación de perforación. El viscosímetro de indicación
directa es un instrumento compuesto por un cilindro giratorio y una plomada.
Retorta: Una unidad de destilación de Fluido de perforación que se utiliza para
medir el contenido de agua, aceite y sólidos de un Fluido de perforación. Se
compone de un cuerpo cilíndrico provisto de un portamuestras para el Fluido de
perforación, un elemento calefactor (o un horno) y un condensador de aluminio.
Un receptor de vidrio graduado atrapa y mide los volúmenes de agua y aceite
que se condensan del Fluido de perforación.
Filtro prensa: Una celda presurizada, equipada con un medio filtrante,
utilizada para evaluar las características de filtración de un fluido de perforación
estando estático o siendo agitado (para simular la circulación) en la celda de
ensayo. En general se utilizan dispositivos de baja presión y baja temperatura o
de alta presión y alta temperatura.
2.17 Equipo de Protección Personal
El equipo de protección personal constituye una barrera entre el riesgo y el
hombre, que permite preservar la integridad del trabajador durante el desarrollo
de sus actividades, en las diferentes áreas de trabajo. QMax México otorga a sus
empleados el equipo necesario para realiza sus trabajos con la mayor seguridad
posible.
43
Figura 11. Equipo de Protección Personal (Completo).
Casco de seguridad: Debe proporcionarse donde exista peligro de impacto y
penetración de objetos cayendo o volando. Particularmente los cascos de
seguridad dieléctricos garantizan en contacto accidental con circuitos energizados
protección de la cabeza. Deberá ser de polietileno de alta densidad, con un
muelle de seis puntos de apoyo para distribuir la fuerza, una resistencia
promedio al impacto de 368 kg, una resistencia de penetración hasta 3/8’’ y una
resistencia dieléctrica de 20,000 volts. Aprobado por ANSI Z89.1 (American
National Standars Institute).
Figura 12. Casco de seguridad.
44
Botas de seguridad: La protección de los pies se proporciona donde son
probables lesiones del pie, dedos o empeine. Deberán ser tipo costa afuera, de
piel repelente al agua, con casquillo de acero troquelado en frio y templado, para
resistir cargas estáticas hasta 1680 kg, plantilla anatómica absorbente de
impactos y con suela antiderrapante. Aprobada por ANSI 1/7, C/75.
Figura 13. Botas de seguridad
Ropa de trabajo: Está diseñada para proteger el cuerpo del trabajador contra
sustancias tóxicas sólidas, líquidas, gaseosas o vapores peligrosos. Camisa y
pantalón de algodón, que brinda protección para climas cálidos y es retardante a
la flama. Aprobado OSHA 1910.269 (Occupational Safety and Heath
Administration).
45
Figura 14. Ropa de trabajo
Guantes: Están diseñados para proteger las manos del contacto con los
productos químicos utilizados durante los trabajos de perforación y en el diseño
de los fluidos. Aprobado por FDA (Federal Drug Administration).
Figura 15. Guantes de seguridad
Tapones Auditivos: su función principal es atenuar las frecuencias sonoras a
las que está expuesto el operario en operaciones de perforación. Fabricados en
material suave de poliuretano con ajuste a los oídos R-29 para atenuar 29 Db
(decibeles) Aprobados por OSHA 1910.95.
46
Figura 16. Tapones auditivos
Lentes: Protegen la vista del trabajador ante el peligro de partículas volátiles,
brillo directo o reflejado, líquidos peligrosos o cualquier combinación de estos
peligros. De mica de policarbonato gris, color transparente, con protección
lateral. Aprobado por ANSI Z87.1.198.
Figura 17. Lentes de seguridad
2.18 Normas Aplicables API o NOM.
NOM-087-ECOL-SSA1-2002: Protección ambiental - Salud ambiental -
Residuos peligrosos biológico-infecciosos - Clasificación y especificaciones de
manejo.
47
NOM-005-SCT/2008: Información de emergencia para el transporte de
substancias, materiales y residuos peligrosos.
NOM-005-STPS-1998: Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en
los centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de
sustancias químicas peligrosas. D.O.F. 2-II-1999.
NOM-006-STPS-2000: Manejo y almacenamiento de materiales – Condiciones
y procedimientos de seguridad.
NOM-017- STPS-2001 05/11/2001: Equipo de protección personal-
Selección, uso y manejo en los centros de trabajo.
NOM-052-SEMARNAT-2005: Que establece las características, el
procedimiento de identificación, clasificación y los listados de los residuos
peligrosos.
NOM-138-SEMARNAT/SS-2003: Límites máximos permisibles de
hidrocarburos en suelos y las especificaciones para su caracterización y
remediación.
NMX-L-144-SCFI Exploración del petróleo: Bentonita empleada en fluidos
de perforación, terminación y reparación de pozos petroleros Especificaciones y
métodos de prueba.
API SPEC 13A - ISO 13500: Especificación para Materiales de Fluidos de
Perforación.
API 13-B2 – ISO 10414-2: Práctica Recomendadas para Pruebas de Campo
de Fluidos de Perforación Base-Aceite
API RP 13D: Práctica Recomendada para la Reología e Hidráulica de Fluidos de
Perforación de pozos petroleros.
48
2.19 Simbología
TR: Tubería de revestimiento
KCl: Cloruro de potasio
pH:Medida de acidez o alcalinidad
lb: Libras
bbl: Barril
mg: Miligramo
NaCl: Cloruro de sodio
CMC: Carboximetil celulosa
Kgr: Kilogramo
m3: Metros cúbicos
gal: Galón
NaOH: Hidróxido de sodio
KOH: Hidróxido de potasio
Na2CO3: Carbonato de sodio
CaCl2: Cloruro de calcio
µm: Micrómetro
cc: Centímetros cúbicos
psi: Point square in
pulg2: Pulgadas cuadradas
49
OH: Hidróxido
CO2: Dióxido de carbono
H2S: Acido sulfhídrico
H2O: Agua
50
3. Procedimiento
En este capítulo se ve todos los puntos que se necesitan cubrir para realizar
este proyecto, desde la herramienta a emplear hasta la gestión de recursos y
procedimientos a implementar para tener los óptimos resultados.
3.1 Materiales, Herramientas y Equipos de Protección
Personal
Para realiza el proyecto se utiliza el siguiente material:
Papel filtro # 50 o su equivalente.
Grasa silicona para altas temperaturas.
Agente antiespumante para permitir la separación adecuada de las fases.
Papel pH.
Solución de azul de metileno (1ml = 0.01 meq).
Peróxido de Hidrogéno al 3%.
Acido Sulfúrico diluido (5N).
Solución indicadora de fenolftaleína.
Solución indicadora de anaranjado de metilo.
Agua destilada.
Solución de nitrato de plata 1:1,000 (0.028n).
Solución indicadora de cromato de potasio.
51
Solución de versenato (estandarizada) o solución de edta. 0.01m (1cm3 =
1000mg/lt caco3).
Solución reguladora o solución buffer.
Solución indicadora de dureza (eriocromo negro t). 1 cm3 = 400 mg/lt
ca++.
Cartuchos de gas de N2O.
La herramienta que se usa es la siguiente:
Embudo Marsh
Balanza
Viscosímetro Fan 35
Retorta
Filtro prensa
El Equipo de Protección Personal es el siguiente:
Botas de seguridad
Guantes de seguridad
Tapones auditivos
Overol
Lentes
Casco de seguridad
Cubre bocas
52
3.2 Costos y Presupuestos
La cotización del proyecto es un punto muy importante ya que toca la viabilidad
de la obra a realizar y nos muestra la manera en que se puede demostrar este.
La siguiente tabla nos muestra la cotización del proyecto por parte de la
empresa.
Tabla 2. Cotización de la empresa QMax México.
DESCRIPCION CANTIDAD UNIDADES PRECIO
UNITARIO IMPORTE IVA % TOTAL $
MXN 16%
EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL
Casco de seguridad 2 Pza. $90.00 $180.00 $29.00 $209.00
Botas de seguridad 2 Par. $1500.00 $3,000.00 $480.00 $3,480.00
Ropa de trabajo 2 Pza. $600.00 $1,200.00 $192.00 $1,392.00
Guantes 2 Par. $60.00 $120.00 $19.00 $139.00
Tapones Auditivos 2 Par. $10.00 $20.00 $3.00 $23.00
Lentes 2 Pza. $50.00 $100.00 $16.00 $116.00
INSUMIOS
Alimentos 84 Comida $75.00 $6,300.00 1,008.00 $7,308.00
Transporte 2 Pasaje $650.00 $1,300.00 $208.00 $1,508.00
Hospedaje 14 Día $400.00 $5,600.00 $896.00 $6,496.00
Total de presupuesto
Total sin IVA $17,820.00
Impuestos
IVA 16% $2,851.00
Total $20,671.00
53
3.3 Gestión de Recursos
La gestión de recursos del proyecto se realiza en las oficinas de la compañía
QMax México S.A de C.V. Paseo de la Cañada No.131 Col. Fuentes Sección
Lomas, Cd. Reynosa, Tamaulipas. C.P. 88730. Tel. 01 (899) 921-9250.
Figura 18. Diagrama de ubicación
QMax Solutions Inc. es una compañía independiente, de propiedad privada de
servicios petroleros que ha crecido de cinco socios originales, situadas en el
oeste de Canadá, en 1993, a una empresa multi-nacional que sirve a la industria
del petróleo y el gas en la actualidad.
La visión de los socios fundadores originales era proporcionar fluidos de
perforación de productos y servicios técnicos con un enfoque en el valor. Lo
llamaron "partnering crecimiento", y significaba que QMax la intención de
trabajar como socio, se centró en ayudar a los clientes 'lograr el éxito en sus
proyectos a un costo total más bajo. La mayoría de los otros modelos de
negocios de la época se basaban en una relación de cliente-proveedor, que
tendía a ser contradictorio debido a la búsqueda de más bajo costo percibido.
El enfoque ha tenido éxito. Hoy en día, QMax emplea casi 1.400 personas en 9
países, cada país representa una unidad de negocios independiente, totalmente
54
equipado y autosuficiente. Cada unidad de negocio cuenta con una cantidad
significativa de la autonomía, lo que permite una respuesta rápida a las
necesidades del negocio y de los clientes, mientras disfrutan de las ventajas de
acceder a la compra, la experiencia técnica, logística, financiera y operativa de
la empresa, como un todo.
Lo que realmente hace la empresa de éxito es la aplicación de la experiencia, el
conocimiento, las tecnologías, la investigación y desarrollo de productos para
ayudar a nuestros clientes a alcanzar sus metas, a través de las personas que
trabajan en toda la organización QMax. La cultura de la empresa fomenta y
recompensa el pensamiento innovador y la orientación al cliente. Esta actitud
nos ayuda a alcanzar nuestros objetivos, incluyendo ser visto como el proveedor
de elección, y el empleador de elección, para nuestra industria. Nuestro objetivo
es ser la compañía de "Ir a". Nuestra misión es hacer una diferencia en el
proceso de perforación.
55
3.4 Metodología
La problemática que se presenta en el campo petrolero afecta la productividad y
rentabilidad de las operaciones de perforación; debido a esto se le tiene que dar
un tratamiento al fluido de perforación, realizando antes unas series de pruebas
tanto químicas como físicas.
A continuación se presenta el diagrama de flujo que es la base del
procedimiento.
Figura 19. Diagrama de flujo
56
Densidad
El procedimiento de esta prueba es un método para determinar el peso de un
volumen dado de líquido. El peso del fluido de perforación puede expresarse
como lb/pie3 o mayormente como g/cm3.
Equipo.
Balanza de lodos.
Procedimiento.
1) Colocar el estuche de medición en una superficie nivelada.
2) Contar con un equipo totalmente limpio y seco.
3) Llenar la copa de la balanza completamente con el lodo, eliminar
todas las burbujas que queden atrapadas, y colocar la tapa con un
movimiento giratorio, limpiar completamente el lodo adherido en la
parte externa de la copa.
4) Después colocar la balanza sobre el soporte, deslizar el contrapeso
hasta lograr que la burbuja de nivel quede en equilibrio en la línea
central.
5) Tomar la lectura en la parte del contrapeso que da hacia la cuchilla y
se reporta en g/cm3.
57
Viscosidad de embudo de marsh.
El embudo marsh es un instrumento con una configuración definida, para una
muestra de 1,500 cm3.
Equipo
Embudo para viscosidad marsh.
Pocillo para viscosidad marsh.
Cronómetro.
Procedimiento
1) Cubrir el orificio del tubo del embudo con un dedo y llenar el embudo
al nivel que este marca.
2) Seguidamente se quita el dedo y se empieza a contar el tiempo, hasta
que el lodo llegue a nivel de 1 litro marcado en el pocillo marsh. La
viscosidad de embudo marsh de un fluido se expresa en
segundo/litro.
Figura 20. Prueba de densidad.
58
Figura 21. Prueba de Viscosímetro Marsh.
Medición de viscosidad y resistencia de gel
La viscosidad es una medida que relaciona las propiedades del flujo del fluido de
perforación
Equipo
Viscosímetro de lectura directa a 115 volts, con velocidades de 3, 6,
100 y 600 r.p.m.
Vaso de viscosímetro.
Cronómetro.
Termómetro.
Procedimiento.
1) Colocar la muestra en el vaso del viscosímetro hasta el nivel que
marca el mismo y se sumerge la camisa del rotor exactamente hasta
la marca de llenado. La prueba debe hacerse con un mínimo de
demora de 5 min y una temperatura cercana a la que exhibe el lodo.
2) Con la camisa rotando a 600 r.p.m., esperar a que se estabilice la
lectura del dial y registrar la lectura a 600 r.p.m.
59
3) Cambiar la rotación a 300 r.p.m. y esperar a que se estabilice la
lectura del dial. Registrar esta lectura a 300 r.p.m.
4) Posteriormente se toman las lecturas de los geles. Agitar la muestra a
600 r.p.m. y después permitir que permanezca en reposo por 10
minutos. Se gira el rotor a 3 r.p.m. y la lectura máxima se anota como
gel a 10 minutos en lbs/100pies2.
5) Agitar nuevamente la muestra por 10 segundos a 600 r.p.m. y
después permitir que permanezca en reposo por 10 minutos. Se gira
el rotor a 3 r.p.m. y la lectura máxima se anota como gel a 10
minutos en lbs/100pies2.
Figura 22. Prueba de reologías y resistencia al gel.
Prueba de pérdida de filtrado API
La medición del comportamiento de la filtración y el enjarre de un lodo son
características fundamentales para el control y tratamiento del fluido de
perforación, así como también para las características del filtrado, (si hay
60
presencia de agua o aceite como anomalía). Estas características son afectadas
por el tipo y cantidad de sólidos en el fluido y sus interacciones fisicoquímicas.
Equipo
Kit completo de equipo filtroprensa.
Papel filtro # 50 o su equivalente.
Cartuchos para aplicar presión o cilindros de gas.
Reloj de 50 60 minutos de intervalos.
Probeta graduada de 10ml.
Procedimiento
1) Obtener una muestra de lodo recientemente agitado.
2) Asegurarse de que cada pieza de filtro prensa esté limpia y seca, y
que los empaques no estén desgastados ni rotos. La celda se prepara
en el siguiente orden: tapa inferior, empaque, malla, papel filtro y
celda.
3) Agregar lodo hasta ¾” antes de la superficie más alta, ponerle su
tapa y colocarla en su base.
4) Colocar una probeta limpia y seca por debajo del drenaje para recibir
el filtrado.
5) Cerrar la válvula de alivio o de seguridad y ajustar el regulador para
una presión de 100 +/- 5 psi.
6) La prueba debe efectuarse por 30 minutos, comenzando al momento
de la aplicación de la presión.
7) Después de los 30 minutos, cortar la presión desatornillando el
regulador, y abrir la válvula de alivio, asegurándose que toda la
presión sea liberada.
61
8) Medir el volumen del filtrado en ml con exactitud 0.1 cm3 y reportarlo
como filtrado a baja presión (api). Guardar el filtrado para el análisis
químico.
9) Remover la celda de su soporte o base y desarmarla, teniendo
cuidado extremo para retirar el papel filtro sin dañar el enjarre.
10) Obtener el enjarre lavando cuidadosamente el revoque con agua y
medir el espesor de este, se hacen anotaciones de sus características
como: duro, suave, plástico, firme, etc.
Figura 23. Prueba de filtrado API.
Determinación del contenido de arena
La arena en el fluido de perforación origina desgaste en las partes metálicas por
abrasidad.
Equipo
Electrómetro completo.
62
Procedimiento
1) Contar con una muestra de fluido completamente homogeneizada.
2) Llenar el recipiente de vidrio hasta la marca “lodo hasta aquí”
3) Añadir agua hasta la marca “agua hasta aquí”
4) Cubrir la boca del recipiente con el dedo pulgar y sacudir
energéticamente.
5) Verter la mezcla sobre la malla del cedazo, añadir más agua al
recipiente, sacudir y nuevamente verter la mezcla sobre la malla.
Repetir este proceso hasta que el agua esté clara.
6) Colocar el embudo boca abajo sobre el extremo superior del cedazo y
cuidadosamente verter la unidad. Colocar el embudo en la boca del
recipiente de vidrio y lavar la arena rociando agua sobre la malla.
7) Permitir que la arena se precipite y registrar el porcentaje de arena
por volumen, tomando la lectura directamente del recipiente
graduado.
Determinación de sólidos y líquidos (Retorta).
El contenido de sólidos tiene también una influencia considerable sobre el
tratamiento del lodo y sobre el equipo necesario para una operación eficiente.
Equipo
Retorta de 10 cm3, la cual consiste de:
Celda para muestra;
Condensador de líquidos: de suficiente capacidad para enfriar los
vapores de aceite y agua debajo de su temperatura de ebullición
antes de salir de éste.
63
Elemento de calentamiento (resistencia): de suficiente wattage para
elevar la temperatura dela muestra arriba del punto de evaporación
de los componentes líquidos en quince minutos.
Control de temperatura: éste deberá ser capaz de limitar la
temperatura de la retorta a 930ºF (500ºC).
Probeta graduada y calibrada en %.
Fibra metálica.
Grasa silicona para altas temperaturas.
Limpiador de tuberías (cola de ratón).
Espátula en forma de cuchilla que encaje en la parte interna de la
celda de la muestra.
Agente antiespumante para permitir la separación adecuada de las
fases.
Procedimiento.
1) Limpiar y secar la cámara antes de cada uso, asegurándose que el
interior de la cámara permanezca uniforme.
2) Contar con una muestra recientemente agitada, asegurándose de que
todo el aire y el gas haya sido liberado.
3) Llenar la celda de muestra con lodo asegurándose que no contenga
burbujas de aire.
4) Colocar la tapa sobre la celda y limpiar el exceso de lodo que sale a
través del orificio.
5) Colocar la fibra en la parte superior de la cámara.
6) Acoplar la cámara con el elemento de condensación y colocarlo en el
elemento térmico.
7) Añadir 2 gotas de agente antiespumante a la probeta graduada,
colocarla bajo la espiga de la unidad de condensación y conectar la
retorta.
64
8) Dejar que la retorta se caliente hasta tanto la condensación cese y
luego permitir 10 minutos de calentamiento adicional, (el tiempo
permitido debe ser de 30 min).
9) Leer el volumen recolectado en la probeta y hacer la determinación
del %, tanto de sólidos como de líquidos.
10) Todos los sólidos suspendidos serán retenidos en la retorta, deben
hacerse correcciones para los fluidos de alto contenido de sal.
Retorta de 50ml.
Equipo
Kit completo de retorta Fan de 50ml.
Procedimiento.
1) Llenar completamente la copa de la muestra con el fluido a analizar.
La tapa de la copa debe de ser presionada firmemente hacia abajo y
ser rotada para expulsar el fluido. Limpia el exceso de fluido de la
tapa y del espiral de la copa.
2) Levantar ligeramente la tapa y deslizar aquel fluido adherido a la
parte baja de la misma dentro de la copa.
3) Para ayudar a prevenir el que se rebose al hervir, añadir una cuantas
gotas (3 aprox) de agente antiespumante “líquido de fibra de acero”
(Liquid Stell Woll) dentro del fluido a analizar.
4) Aplicar una pequeña cantidad de grasa para alta temperatura en el
espiral (rosca) ensamblar la cámara de expansión en la copa.
Atornillar en el calentador y sujetar el ensamble en el bloque
condensador de aluminio insertando el final del tubo de drenaje
dentro del agujero del lado derecho de la parte superior del estuche.
65
5) Unir el cordón conector con el calentador, asegurar la probeta
graduada debajo del condensador. Conectar el interruptor de poder y
coloque el selector del control de calor alrededor de 50.
6) Continuar operando en este rango de 15 a 30 minutos y coloque el
selector de control de calor en 80.
7) Al terminar la prueba, leer los volúmenes de agua y aceites
recuperados en la probeta. Unas cuantas gotas de solución en aerosol
pueden ayudar a definir la interface aceite-agua. Multiplicar estos
volúmenes por 2 para obtener los porcentajes. Sumar los porcentajes
y restarlos de 100 para igualar el porcentaje en volumen de sólidos.
8) La copa, el calentador, la cámara de expansión y la probeta graduada
deben ser limpiados completamente antes de cada prueba. Usar el
limpiapipas para remover los residuos en el tubo del condensador.
Figura 24. Prueba de determinación de sólidos y líquidos (Retorta).
PH
En el campo, la medición y ajuste del pH del lodo de perforación (o filtrado), es
fundamental para el control del fluido de perforación.
66
Método colorímetro.
Equipo
Papel pH.
Procedimiento.
1) Desprender del rollo, una tira de papel de prueba para pH de 1” y,
colocarla sobre la superficie de la muestra del fluido de perforación,
permitiendo que se humedezca.
2) Permitir que el papel esté sobre a superficie hasta que el cambio de
color se ha estabilizado. Esto no debe de pasar de 30 segundos.
3) Una vez que el color se ha estabilizado, comparar el color del lado
superior del papel con el color en la tabla suministrada y determinar el
pH del fluido de perforación.
4) Registrar el pH del fluido hasta la próxima 0.5 o 0.2 de unidad,
dependiendo de la escala de la tabla de colores para el papel
indicador utilizado.
Método del electrodo de vidrio.
Equipo.
Medidor de pH potenciómetro con rango en milivolts, calibrado para
indicar unidades de pH, para mediciones entre el potencial de un
electrodo hecho de vidrio-membrana y un electrodo estándar de
referencia. El medidor de pH contiene un sistema de electrodo de vidrio
frágil (sensor de iones h+) compuesto de:
Electrodo de vidrio para pH, pared delgada construida de un vidrio
especial en el cual un electrolito adecuado y un electrodo están
sellados; tiene un rango de respuesta de 0 a 4 unidades de pH. El
67
terminado o acabado plano es preferible para facilitar la limpieza del
electrodo.
Electrodo de referencia, el cual es una célula de calomel saturado, y
través de ésta, se establece una conexión eléctrica con el lodo.
Procedimiento.
1) Hacer los ajustes necesarios para poner el amplificador en
funcionamiento.
2) Calibrar el medidor con soluciones provistas.
3) Lavar los extremos de los electrodos y cuidadosamente secarlos.
4) Insertar el electrodo en la muestra de prueba contenida en un vaso
de precipitados.
5) Rotar el fluido alrededor del electrodo.
6) Medir el pH de la muestra siguiendo las instrucciones provistas con la
unidad. Cuando se estabilice el indicador, registre el pH.
Figura 25. Prueba de determinación de pH.
68
Capacidad de azul de metileno
La capacidad de azul de metileno de los fluidos de perforación es una indicación
de la cantidad de arcillas reactivas (bentonita y/o sólidos de perforación)
presentes, que son determinadas por la prueba de azul de metileno (MBT), y
esta da un estimado de la capacidad de intercambio catiónico de los fluidos de
perforación (CEC).
Equipo
Solución de azul de metileno (1ml = 0.01 meq)
Peróxido de Hidrogéno al 3%
Acido Sulfúrico diluido (5N)
Jeringa: 2.5 o 3.0 cm3
Matraz Erlenmeyer de 250 cm3
Bureta de 10 cm3
Pipeta graduada de 1.0 o 0.5 cm3
Probeta de 50 cm3
Parrilla de calentamiento con agitación magnética.
Papel filtro Whatman #1 o su equivalente.
Procedimiento.
Prueba realizada en una muestra de lodo (mbt).
1) Agregar 1cm3 de muestra de fluido en el matraz Erlenmeyer, el cual
contiene 10cm3 de agua destilada.
2) Agregar 15 cm3 Peróxido de Hidrógeno al 3%.
3) Agregar 0.5 cm3 de Acido Sulfúrico 5N y agitar.
4) Hervir suavemente por 10 minutos. Llevar el volumen a un total de 50
cm3 con agua destilada, permitir que la mezcla se enfríe.
5) Agregar 1 cm3 de azul de metileno y agitar por 30 segundos.
69
6) Tomar una muestra con una varilla de vidrio y aplicar en forma de
gota sobre el papel filtro. Observar si se forma un anillo azul-verdoso
sobre la gota marcada; sin no se forma, agregar de 0.5 en 0.5 de azul
de metileno cuantas veces sea necesario hasta que aparezca bien
definido el anillo azul-verdoso (punto final).
7) El intercambio catiónico del fluido debe registrarse como la capacidad
de azul de metileno.
Figura 26. Prueba de capacidad de azul de metileno.
Alcalinidad y contenido de cal
El conocimiento de la alcalinidad es importante en muchas operaciones de
perforación para asegurar el control apropiado de la naturaleza química del
lodo.
Equipos y reactivos.
Solución de acido sulfúrico: estandarizada a 0.02 n (n/50).
Solución indicadora de fenolftaleína.
Solución indicadora de anaranjado de metilo.
Agua destilada.
70
Recipiente de titulación blanco de 100 – 50cm3.
Jeringa hipodérmica de 1cm3.
Pipeta graduada de 1 y 10cm3.
Agitador magnético.
Procedimiento.
Determinación de alcalinidad en el fluido.
1) Tome 1 cm3 de lodo total y transferirlo al recipiente de titulación.
2) Agregar 25 cm3 de agua destilada.
3) Agregar de 4 a 5 gotas de solución indicadora de fenolftaleína,
agitando al mismo tiempo.
4) Si la solución se toma rosada, titular rápidamente con solución ácida
0.02n, (n/50), hasta que el color rosa desaparezca o hasta que la
solución adquiera su color original. Si el punto final es difícil de
percibir, un medidor de pH de electrodo de vidrio puede ser utilizado.
Titular hasta que el pH disminuya a un valor de 8.3.
5) Registrar la alcalinidad de fenolftaleína del lodo (pm) como el número
cm3 de ácido 0.02n necesarios para cada cm3 de lodo.
Determinación de la alcalinidad del filtrado API.
1) Medir 1cm3 de filtrado api y transferirlo al recipiente de titulación.
2) Agregar de 2 a 3 gotas de solución indicadora de fenolftaleína al
filtrado agitando al mismo tiempo.
3) Titular rápidamente con la solución ácida 0.02n, hasta que el color
rosa desaparezca o hasta que la solución adquiera su color original.
4) Registrar el número de cm3 de ácido 0.02n consumidos como la
alcalinidad a la fenolftaleína (pf).
(con anaranjado de metilo).
71
1) Con la solución anterior donde se determinó la alcalinidad con
fenolftaleína, adicionar de 2 a 3 gotas de solución indicadora de
anaranjado de metilo y continuar agitando.
2) Observar cuando al titular con acido sulfúrico 0.02n, (agitando)
cambie de un color de amarillo-naranja a rosado-canela.
3) Registrar los cm3 de acido sulfúrico 0.02n consumidos y registrarlo
como (mf), alcalinidad total.
Figura 27. Prueba de alcalinidad.
Cloruros
La medición de la concentración cloruro en el filtrado del lodo, se basa en la
reacción ag+2 + cl-1 agcl
Equipo y reactivos.
Solución de nitrato de plata 1:1,000 (0.028n).
Solución de acido sulfúrico o nítrico estandarizada a 0.02n (n/50).
Solución indicadora de fenolftaleína.
Solución indicadora de cromato de potasio.
72
Agua destilada.
Recipiente de titulación de 100cm3.
Pipetas graduadas de 1cm3 y de 10cm3.
Agitador magnético.
Procedimiento.
1) Se toma 1cm3 de filtrado api y se deposita en el recipiente de
titulación limpio y seco.
2) Mientras se agita, agregar de 2 a 3 gotas de solución indicadora de
fenolftaleína.
3) Si aparece el color rosado, titular rápidamente con la solución ácida
0.02n, hasta que el color rosa desaparezca o hasta que la solución
adquiera su color original. Se reporta los cm3 de ácido gastado como
pf.
4) Agregar de 5 a 10 gotas de solución indicadora de cromato de potasio
hasta que aparezca un color amarillo definido.
5) Titular gota a gota con la solución de nitrato de plata usando la pipeta
de 10cm3, (debe de tener agitación continua).
6) Continuar titulando hasta que el color cambie a un rojo naranja
(ladrillo) y permanezca por 30 segundos.
7) Registrar el número de cm3 de nitrato de plata necesario para
alcanzar el punto final.
73
Dureza total como calcio
La dureza del agua o del filtrado del lodo es debida primordialmente a la
presencia de iones de calcio y magnesio.
Equipo.
Solución de versenato (estandarizada) o solución de edta. 0.01m
(1cm3 = 1000mg/lt caco3).
Solución reguladora o solución buffer.
Solución indicadora de dureza (eriocromo negro t). 1 cm3 = 400 mg/lt
ca++.
Agua destilada.
Recipiente de titulación de 50cm3.
Pipetas graduadas de 5cm3 y de 10cm3.
Agitador magnético.
Figura 28. Prueba de determinación de cloruros.
74
Procedimiento.
1) Medir 1cm3 gsa filtrado api y se transfiere al recipiente de titulación.
2) Agregar 10 gotas de solución reguladora y de 3 a 4 gotas de
eriocromo negro t y poner en agitación continua. Si adquiere un color
morado indica la presencia de iones ca++ y mg++.
3) Titular con versenato hasta que la coloración cambie a azul o gris.
4) Reportar los cm3 de versenato gastados en la titulación.
Figura 29. Prueba de dureza.
Análisis químico para carbonatos solubles y bicarbonatos en fluidos
base agua.
Equipo
Tren de Garret.
Drager: tubo de análisis para CO2 “CO2 0.01%/A”
Drager: bolsa de gas de un litro.
Válvula de vidrio de 8mm (orificio doble).
Acido sulfúrico: aprox 5N, grado reactivo.
Antiespumigeno de octanol en botella gotero
75
Jeringas hipodérmicas: una de 10cm3 con aguja de calibre 21 (para
ácido), otras de 10.5 y 2.5cm3.
Cartuchos de gas de N2O.
Agua desionizada.
Procedimiento
1) Con el regulador desaccionado, instalar y perforar el cartucho de N2O.
2) Medir 20 cm3 de agua desionizada en la cámara 1 con 5 gotas de
antiespumante de octanol, dejando las cámaras 2 y 3 vacías como
trampas de espuma.
3) Colocar la tapa, asegurándose que los anillos “O” has sellado al
apretar los tornillos manualmente.
4) Cuidadosamente purgar el sistema de gas N2O por 30 segundos para
desplazar el CO2 disuelto en el agua y liberarlo de la atmósfera.
5) Conectar la bolsa de gas totalmente colapsada, con la válvula de
vidrio cerrada en dirección a la cámara 3, a través de la salida de un
tubo flexible.
6) Agregar 2.5cm3 de filtrado por medio de la jeringa hipodérmica a
través del diafragma de la cámara 1. Posteriormente, lentamente
inyectar 10 cm3 de ácido sulfúrico 5N en la cámara 1 a través del
diafragma, utilizando la jeringa hipodérmica. Agitar suavemente el
tren de gas para mezclar el ácido y la muestra en la cámara.
7) Abrir la válvula de vidrio en dirección a la bolsa de gas y lentamente
reiniciar el flujo de gas N2O y permitir que la bolsa se llene.
(Precaución: la bolsa no debe llenarse excesivamente). Cortar el flujo
de N2O y cerrar la válvula de vidrio.
8) Desconectar la bolsa de la salida de la cámara 3 e introducir un tubo
Drager, después de romper sus dos extremos, entre la bomba de
mano y la bolsa de gas a través de un tubo flexible. Asegurarse que la
76
flecha en el tubo Drager coincide con la dirección del flujo de gas, o
hacia la bomba de mano.
9) Después, abrir la válvula y desplazar todo el gas de la bolsa a través
del tubo Drager, usando 10 golpes de la bomba de mano.
10) Leer el tubo Drager. Si CO2, anhídrido carbónico, se generó de los
iones de carbonato CO3-2 y bicarbonato HCO3
- en el lodo, una
coloración morada aparecerá en el tubo. La longitud de la coloración,
en unidades del tubo, se utiliza para calcular los carbonatos presentes
en la muestra.
Figura 30. Prueba de carbonatos y bicarbonatos.
77
3.5 Cálculos básicos y técnicos
Para trabajar con fluidos de perforación, es importante conocer las
formulaciones de uso común para su manejo y tratamiento.
Medición de viscosidad y resistencia de gel
Cálculos
Viscosidad plástica (cp) = L600 – L300.
Viscosidad aparente (cp) = L600 / 2.
Punto de cedencia (lbs/100 pies2.
Gel 0/10 0 gel a 10 segundos/gel a 10 minutos.
Donde: L600 = lectura a 600 rpm.
L300 = lectura a 300 rpm.
Determinación de sólidos y líquidos (Retorta).
Cálculos
100 * (volumen de agua, cm3)
% volumen de agua = volumen de la muestra cm3
100 * (volumen de aceite, cm3)
% volumen de aceite = volumen de la muestra cm3
78
% volumen de sólidos = 100 – (volumen de agua + volumen de aceite).
Capacidad de azul de metileno
Cálculos.
MBT = ml de azul de metileno x 14.25 (se obtiene en kg/m3).
Prueba realizada para una muestra de recorte.
Procedimiento
1) Lavar el recorte en una malla 20 para quitarle el lodo y las impurezas.
2) Se seca la muestra a 105ºc durante 2 horas.
3) Moler la muestra en un mortero.
4) Pesar 0.57 grs de recorte y ponerlo en un matraz Erlenmeyer de
125ml.
5) Posteriormente se siguen los mismos pasos desde el No. 5 del inciso
a).
Cálculos.
(Esta determinación se conoce como CEC).}
CEC = ml gastados de azul de metileno x 1.75 (se reporta como meq/100
gr de recorte).
79
Alcalinidad y contenido de cal
Cálculos.
La concentración de hidroxilos (oh-), carbonatos (co3-2) y bicarbonatos
(hco3), puede ser estimada como sigue:
mf – pf = d (descriminante)
Si d > pf, entonces (co3-2 y hco) inestables.
Co3 (ppm) = (pf x 1200)
Hco3 (ppm) = (pf – d) x 1220
Si d = pf, entonces (co3-2) estables.
Co3-2 (ppm) = (pf x 1220)
Si d <pf entonces, ( oh- y co3-2) estables.
Co3-2 (ppm) = (d x 1200)
Oh- (ppm) = (pf – d) x 340
Cloruros
Cálculos.
La concentración de ion cloruro del filtrado en ppm se calcula de la siguiente
manera:
80
(cm3 de nitrato de plata) x 1000*)
cloruros, ppm = volumen de la muestra, cm3
*concentración del nitrato de plata.
salinidad, ppm = 1.65 x (cloruros, ppm) (para salmueras de nacl).
salinidad, ppm = 1.65 x (cloruros, ppm) (para salmueras de cacl2).
Dureza total como calcio
Cálculo.
400 x (cm3 versanato gastados)
ca++, (ppm) = volumen de la muestra en ml.
Determinación de sulfuros
Cálculos
Sulfuros mg/lt = (longitud oscurecida) x (factor) / (vol cm3 de muestra).
Análisis químico para carbonatos solubles y bicarbonatos en fluidos
base agua.
Cálculos.
(longitud oscurecida) x (factor del tubo Drager)*
Mg/1CO3-2 = Volumen de la muestra, cm3.
81
*Para el tubo Drager detector de CO2 No. CH-30801, el factor es 25.000,
por lo tanto:
(longitud oscurecida) x (25.000)
Mg/1CO3-2 = Volumen de la muestra, cm3.
Para obtener los mg/1CO3-2 en unidades equivalentes por millón (EPM) o
miliequivalentes/litro de CO3-substituir 25.000 por 833 en el numerador.
82
3.6 Plan anual de Mantenimiento
CALENDARIO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO ANUAL
Simbología:
A - Anual W - Semanal C - Cuatrimestral D - Diario S - Semestral
Tabla 3. Plan anual de Mantenimiento.
Tareas ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Calibración de la
Balanza de Fluido
de perforación
S
S
Calibración de
la Retorta S S
Calibración de
Chaqueta de filtro
APAT
S
S
83
3.7 Plan de Mantenimiento (Tareas)
No. DE ORDEN DE
TRABAJO
FECHA
1
02-Junio-2014
TIPO DEL
MANTENIMIENTO
PERIODO DEL
MANTENIMIENTO
NUMERO DEL
PERIODO
MES DEL
PERIODO
Correctivo Semestral 1 Junio
Plan de Mantenimiento a Balanza de Fluido de perforación (Calibración)
MATERIALES
HERRAMIENTAS TIEMPO
ESTIMADO
CANTIDAD DE
PERSONAS
15 min 1
Fluido de
perforación
Muestrero para
Fluido de
perforación
EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL
Lentes de Seguridad
Zapatos de Seguridad
Mascarilla cubre bocas
Guantes
Casco
Overol
MEDIDAS DE SEGURIDAD
No jugar
Usar el EPP en todo momento
PROCEDIMIENTO
1. Colocar una muestra de agua a temperatura ambiente (25°C+/-5°C), en la copa hasta
que se rebose.
2. Colocar la tapa de la copa hasta lograr que salga por el agujero, girándola un poco.
3. Limpiar el agua sobrante alrededor de la balanza.
4. Colocar el espigón sobre el soporte y el cursor en el valor de 8.33 lb/gal (en ingles se
encuentra la graduación con las iniciales ppg).
5. Si no se logra este peso la balanza esta descalibrada, por lo cual en el contrapeso se
añade o se quita las esferas de acero hasta obtener la medición del peso del agua y se
tiene la balanza calibrada.
Tabla 4. Plan de mantenimiento a Balanza de Fluido de perforación.
84
Figura 31. Informe de calibración de Balanzas.
85
No. DE ORDEN DE
TRABAJO
FECHA
2
02-Junio-2014
TIPO DEL
MANTENIMIENTO
PERIODO DEL
MANTENIMIENTO
NUMERO DEL
PERIODO
MES DEL
PERIODO
Correctivo Semestral 1 Junio
Plan de Mantenimiento a Retorta (Calibración)
MATERIALES
HERRAMIENTAS TIEMPO
ESTIMADO
CANTIDAD DE
PERSONAS
15 min. 1
Diesel
Esponjilla o lana de
acero
Jeringa
EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL
Lentes de Seguridad
Zapatos de Seguridad
Mascarilla cubre bocas
Guantes
Overol
MEDIDAS DE SEGURIDAD
No jugar
Usar el EPP en todo momento
PROCEDIMIENTO
1. Limpiar y secar el ensamblaje de la retorta y el condensador
2. Con una jeringa limpia, llenar la copa de la retorta lentamente con diesel, lentamente
evitando que quede aire atrapado. Golpear suavemente la copa de la retorta para
eliminar las burbujas de aire. Colocar la tapa de la copa de la retorta permitiendo el
exceso de fluido.
3. Llenar el cuerpo de la retorta con esponjilla o lana de acero.
4. Colocar el ensamblaje de la retorta con el condensador y la probeta para la recolección
del condensado.
5. Poner en funcionamiento la retorta de 30 a 40 minutos para la retorta de 10 cc, de 40 a
50 minutos para la retorta de 20 cc y de 45 a 55 minutos para la retorta de 50 cc.
6. Poner en funcionamiento la retorta de 30 a 40 minutos para la retorta de 10 cc, de 40 a
50 minutos para la retorta de 20 cc y de 45 a 55 minutos para la retorta de 50 cc.
7. Revisar la temperatura de operación de la retorta, la cual es de 500°C ± 38°C (930°F ±
70_F) al apagarse el bombillo del equipo. Esta se realiza así: poner en funcionamiento la
retorta sin ensamblaje, condensador y probeta, con el termómetro o termopar dentro de
la camisa del equipo, verificando que el bombillo se encuentre encendido. Al apagarse el
bombillo observe la temperatura, sino se encuentra en el rango, se mueve el tornillo
adjunto a la camisa de la retorta: ajustando el tornillo aumenta la temperatura y al
desajustarlo disminuye la temperatura hasta llegar al patrón establecido.
8. Registrar la verificación en el formato de verificación de equipo.
86
Tabla 5. Plan de mantenimiento a Retorta.
9. Colocar al equipo la etiqueta que contiene el número de control del equipo, fecha de
calibración y fecha de la próxima de calibración
87
Figura 32. Informe de calibración de Retortas.
88
Tabla 6. Plan de mantenimiento a Chaqueta de filtro APAT.
No. DE ORDEN DE
TRABAJO
FECHA
3
02-Junio-2014
TIPO DEL
MANTENIMIENTO
PERIODO DEL
MANTENIMIENTO
NUMERO DEL
PERIODO
MES DEL
PERIODO
Correctivo Semestral 1 Junio
Plan de mantenimiento a chaqueta de calentamiento del filtro de alta
presión y alta temperatura (Calibración)
MATERIALES
HERRAMIENTAS TIEMPO
ESTIMADO
CANTIDAD DE
PERSONAS
15 min. 1
Termómetro
EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL
Lentes de Seguridad
Zapatos de Seguridad
Mascarilla cubre bocas
Guantes
Overol
MEDIDAS DE SEGURIDAD
No jugar
Usar el EPP en todo momento
PROCEDIMIENTO
1. Conectar el filtro APAT sin celda ni dispositivos de presión.
2. Insertar un termómetro en el orificio de la chaqueta.
3. Ajustar el termostato en el número 5(donde se alcanza una temperatura de
250F± 5 F).
4. Anotar la hora en la que se ajusta el termostato y esperar a que el termómetro
alcance la temperatura especificada anteriormente.
5. Registrar la hora final en la que se alcanzó la temperatura. El tiempo para
alcanzar la temperatura de Operación (250F± 5 F) no debe ser mayor de una
hora, en caso de ser así cambiar el termostato que se encuentra dentro de la
parte metálica del filtro.
89
Figura 34. Informe de calibración de Chaquetas de filtro APAT.
90
3.8 Especificaciones Generales del Proyecto.
Para que las pruebas y tratamientos que se realizan en la planta de fluidos se
deben de tomar en cuenta en todo momento las especificaciones que
mencionan los manuales y procedimientos de los equipos, materiales y
herramientas.
Así como también conocer el tipo de contaminante y el efecto que tendrá sobre
el fluido base agua.
Periódicamente debe revisarse el Viscosímetro modeloserie 35 para calibración
apropiada y si encuentran en error el viscosímetro debe ser calibrado o
reparado. Continua exactitud de las mediciones requiere ser calibrado
correctamente el instrumento. La calibración se verifica mediante la aplicación
de saber esfuerzos de torsión en el eje de bob.
Para cualquier esfuerzo de torsión aplicado, dentro de la gama del esfuerzo de
torsión de la primavera, habrá una lectura de cuadrante específico plus o menos
una pequeña tolerancia.
Al momento de utilizar el filtro prensa es muy importante considerar lo siguiente
para evitar errores en los resultados:
91
3.9 Análisis de Actos y Condiciones Inseguros
Los actos y condiciones inseguras que en el trabajo se puede llegar a suceder
son los siguientes:
Los actos inseguros más habituales son:
Subir corriendo las escaleras.
Trabajar de manera rápida en el área de trabajo.
No utilizar el equipo de protección personal.
Confiarse demasiado.
Trabajar cansado.
Trabajar estando lesionado.
Llevar a cabo operaciones sin previo adiestramiento
Operar equipos sin autorización.
Hacer bromas en el sitio de trabajo.
Las condiciones inseguras más habituales son:
Ruido excesivo.
Herramienta, equipos y materiales defectuosos.
Sistema inadecuado de señales.
No cumplir el orden y limpieza en el trabajo.
Condiciones meteorológicas inapropiadas para trabajar.
Estructuras o instalaciones del equipo deteriorados, impropiamente
diseñadas, construidas o instaladas.
Equipo de protección personal defectuoso, inadecuado o faltante.
Pemex establece el proceso y responsabilidades para el análisis e
investigaciones de incidentes/accidentes que ocurran a los proveedores y
contratistas que realicen trabajos/actividades/servicios para la Subdirección de
Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas (SIDOE) de PEMEX Exploración y
Producción (PEP), utilizando la metodología Análisis Causa Raíz (ACR), que
92
permita identificar las causas que los originaron y establecer recomendaciones
a realizar a fin de evitar recurrencia. (Ver Anexo D.)
3.10 Manejo de Residuos
Mientras se realiza el proyecto, una gran cantidad de residuos tienen que ser
tratados y manipulados de la forma más adecuada posible en función del
cuidado y preservación del medio ambiente así como también el cuidado del
personal que se encuentra laborando.
La mayoría de estos residuos comprenden de sustancias químicas en estado
líquido por lo que son contenidas en recipientes cerrados y perfectamente
identificados. Una de las formas de identificar los residuos, las sustancias y los
materiales es la siguiente:
Azul: Identifica los riesgos para la salud.
Rojo: Riesgos de inflamabilidad del producto.
Amarillo: Riesgos de radioactividad.
Blanco: Riesgos como ácidos, corrosivos, radiactivos y radiactivos al
agua.
Todo el residuo del Fluido de perforación, aceite u otros desechos que se recibe
durante el proyecto son colocados en contenedores los cuales permiten
manipularlos de mejor manera. Para después ser mandados a confinar. (Ver
Anexo E).
Se maneja y se cuenta con un área específica para este tipo de actividades, las
cuales tienen sus señalamientos y etiquetas bien definidas para una eficiente
manipulación de sustancias peligrosas, evitando accidentes y situaciones de
riesgo.
93
Como se hace mención el Rombo de Seguridad es una herramienta
indispensable en las instalaciones donde se manejan y manipulan sustancias
peligrosas. Ofrece una información inmediata, teniendo la precaución de que no
hay que ver en él más de lo que estrictamente indica. El sistema normalizado
(estandarizado) usa números y colores en un aviso para definir los peligros
básicos de un material peligroso.
Este sistema de información se encuentra estandarizado bajo la norma chilena
NCh-1411/4 .Of78, Basada en la norma norteamericana NFPA 704 y permite
identificar las sustancias químicas y materiales peligrosos en instalaciones fijas.
Figura 35. Rombo de seguridad.
94
4. Análisis de Resultados
Los resultados que se obtuvieron son de suma importancia, ya que con ellos en
mano se procede a realizarse los tratamientos necesarios para contrarrestar el
contaminante y así mantener sus propiedades.
95
Tabla 7. Resultados de pruebas y tratamiento al fluido.
96
La elaboración del presente proyecto obtiene resultados positivos debido a que
la información manejada en cada uno de los puntos que se tocan, son de
fuentes seguras que proporcionan de forma explícita las pruebas y los tipos de
tratamientos realizados a un fluido de perforación.
Este proyecto significa una herramienta eficaz para el control de contaminación
del fluido de perforación. Gracias a la implementación de este proyecto se logró
contrarrestar eficazmente con los problemas que presenta un fluido de
perforación contaminado, para así continuar utilizando el fluido de perforación
sin ningún problema. Con lo expuesto anteriormente se hace notar la
importancia que tiene la presente obra para la empresa en la que se elaboró
dicho proyecto. El proyecto que se implementó en la planta de fluidos (Comales)
de la empresa Qmax México, tuvo una duración de 14 días.
A continuación se presentan dos graficas con los tiempos empleados en las
pruebas tanto físicas como químicas para su mayor entendimiento.
97
Grafica 3. Tiempo empleado en Pruebas Físicas en minutos.
0
5
10
15
20
25
30
35
Densidad Viscosidad de embudo de Marsh
Medición de viscosidad y
resistencia gel
Prueba de pérdida de filtrado API
Determinación del contenido de arena
Determinación de sólidos y líquidos
(Retorta)
Tiempo empleado en Pruebas Fisicas (minutos)
Min
2 min
15 min
35 min 35 min
5 min .80 min
98
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
PH Capacidad de azul de metileno
Alcalinidad y contenido de cal
Cloruros Dureza total como calcio
Análisis químico para carbonatos solubles y
bicarbonatos en fluidos base agua
Tiempo empleado en Pruebas Quimicas (minutos)
Grafica 4. Tiempo empleado en Pruebas Químicas en minutos.
Min
2 min
20 min
4 min 4 min
15 min
5 min
99
5.-Concluisones y Recomendaciones
Conclusiones:
En conclusión este documento permite a la industria petrolera y a todos los
interesados en el tema, entender de manera fácil y precisa la importancia de
tener en óptimas condiciones un fluido de perforación.
Este trabajo fue realizado con el fin de explicar de una manera práctica la
realización de cada una de las pruebas tanto físicas como químicas, explicando
detalladamente su procedimiento.
Los fluidos juegan un papel importante en cualquier proceso, para las
reparaciones, terminaciones y para la perforación, la condición del fluido puede
incrementar el rendimiento general del equipo y minimizar el daño potencial a la
formación. Los fluidos deben ser controlados de cerca para asegurar que
cumplen con todas las especificaciones. El equipo de control de sólidos
encargados de limpiar y acondicionar el fluido de perforación, antes de ser
inyectado nuevamente al pozo. El cual es muy importante que se encuentre
funcionando en perfectas condiciones ya que este ayuda a mantener las
propiedades tixotrópicas del fluido de perforación.
El tiempo es dinero; esto es evidente cuando se observan las facturas de las
actividades que fueron mal realizadas. Los costos del equipo se incrementan y
otros servicios también se ven afectados. Para esto el ingeniero químico y su
equipo de trabajo tienen que tener un constante monitoreo y cualquier cambio
debe ser reportado.
100
Recomendaciones:
La limpieza del fluido deberá ser muy estricta, colocando mallas calibre 80 - 100
API en las temblorinas (shakers).
Al inicio de las operaciones en la presa de baches deberá tener un volumen de
lodo con obturantes 120 kg/m3 en caso de contingencia por pérdida de
circulación, como medida preventiva, al término de la etapa colocar un bache
con la densidad tal que permita mantener el agujero estable.
Se recomienda en esta etapa utilizar un gasto de bomba de 500 a 700 GPM
para mantener una velocidad anular aceptable entre Agujero 12 ¼” y TP 4” y
evitar que los recortes de perforación no se acumulen en el espacio anular
provocando se adhieran a la tubería. Bombear bache viscoso de 120 seg. y
circular antes de sacar barrena.
Durante la perforación deberá mantener la limpieza del contrapozo lavando con
salmuera o lodo del sistema, no utilice agua. La acumulación de recortes en el
contrapozo dificulta la salida de la formación a la superficie.
Durante la cementación de la tubería de revestimiento asegurarse derivar el
bache espaciador y el exceso de cemento hasta la presa de recortes evitando la
contaminación del fluido.
Para evitar el ensolve de los estabilizadores y embolamiento de la barrena,
además de buscar tener una buena limpieza del agujero, se usará la
concentración de inhibidor de arcilla a 50,000 ppm de potasio libre.
Para lavar las mallas se recomienda el uso de agua con inhibidor de arcillas
preparado previamente en el tanque de viajes, evitando que se tapen las
mismas.
101
Referencias
Libros
QMax (2014) Curso de Fluidos de Perforación.
SCHLUMBERGER (2014) Introducción a los Fluidos de Perforación.
Instituto Americano del Petróleo (2001) Manual de Fluidos de Perforación
“Procedimiento Estándar para las pruebas de Fluidos de Perforación.
BAKER HUGHES (Agosto 1998) Fluidos “Manual de Ingeniería”.
HALLIBURTON BAROID (Abril 2005) Manual de fluidos Baroid.
HALLIBURTON (2001) Curso Básico de Lodos Base Agua.
Nehring Richard (Agosto de 1998) Fluidos Manual de Ingeniería.
Electrónicas:
http://es.scribd.com/doc/52895658/11/fluido-de-perforacion-13
Fecha de consulta Mayo 2014.
http://yacimientos-de-gas.com/2009/06/funciones-del-fluido-fracturante.html
Fecha de consulta Mayo 2014
http://www.slideshare.net/khrisforever/Fluido de perforación base agua.
Fecha de consulta Mayo 2014
http://boletinsgm.igeolcu.unam.mx/bsgm/vols/epoca04/6302/(12)Eguiluz-3.pdf.
Fecha de consulta Mayo 2014
102
ANEXOS
Anexo A. Lista de revisión de visitas.
Anexo B. Oficio de comisión de visita a estadías.
Anexo C. Planta de Fluidos Qmax (Comales).
Anexo D. Ejemplo de formato de reporte de incidente/accidente industrial o
personal de proveedores o contratistas.
Anexo E. Hoja de manifiesto de residuos de manejo especial.
Anexo F. Hoja de datos de seguridad de sustancias.
103
ANEXO A. Lista de revisión de visita (Terminación de Proyecto de estadías)
Universidad Tecnológica de Tamaulipas Norte CARRERA MANTENIMIENTO
Satisfacción del Cliente (Terminación de Proyecto de estadías)
Nombre del alumno: Joel Roberto Montoya Barrera.
Nombre de la Empresa: QMax México S.A de C.V.
Nombre del Proyecto: Pruebas y tratamientos a fluidos de perforación base agua por contaminación.
1. ¿Quedó la Empresa conforme con los resultados del proyecto? SI NO
2. ¿Quedó la Empresa conforme con los gastos causados por el proyecto? SI NO
3. ¿Se desarrolló el proyecto de acuerdo a las expectativas de la Empresa? SI NO
4. ¿Hubo daños a las instalaciones de la Empresa por el proyecto? SI NO
5. ¿Hubo pérdidas de herramienta de la Empresa por el proyecto? SI NO
6. ¿Se realizaron visitas o llamadas telefónicas antes, durante y después del
proyecto por parte del Asesor de la UTTN? SI NO
7. ¿Quedó la Empresa conforme con la calidad de los acabados? SI NO
8. ¿Este proyecto fue realizado conforme a la idea original? SI NO
9. ¿La magnitud del proyecto fue adecuada a la capacidad del alumno? SI NO
10. ¿Fue la fecha de terminación de acuerdo a lo acordado? SI NO
11. ¿Considera que hubo aprendizaje por parte del alumno? SI NO
12. La actitud del alumno fue:
Responsable SI NO Proactivo SI NO Respetuoso SI NO
13. ¿Considera que hubo aprendizaje por parte del alumno? SI NO
14. ¿Se implementó el proyecto? SI NO
15. ¿Se demostró la factibilidad del proyecto? SI NO
Vo. Bo. Ing. Arturo Barragán Loya Asesor de la Empresa Firma
104
Anexo B.
Figura 36. Oficio de comisión de visita a estadías
105
Figura 37. Planta de Fluidos QMax (Comales).
Anexo C.
106
Anexo D.
Figura 38. Ejemplo de formato de reporte de incidente/accidente industrial o personal de
proveedores o contratistas.
107
Anexo E.
Figura 39. Hoja de manifiesto de residuos de manejo especial.
108
Anexo F.
Figura 40. Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de sodio (Pág. 1 de 4).
109
Figura 41. Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de sodio (Pág. 2 de 4).
110
Figura 42. Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de sodio (Pág. 3 de 4).
111
Figura 43. Hoja de datos de seguridad de Bicarbonato de sodio (Pág. 4 de 4).
112
Figura 44. Hoja de datos de seguridad de Cal (Pág. 1 de 4).
113
Figura 45. Hoja de datos de seguridad de Cal (Pág. 2 de 4).
114
Figura 46. Hoja de datos de seguridad de Cal (Pág. 3 de 4).
115
Figura 47. Hoja de datos de seguridad de Cal (Pág. 4 de 4).
116
Figura 48. Hoja de datos de seguridad de Cloruro de potasio KCl (Pág. 1 de 4).
117
Figura 49. Hoja de datos de seguridad de Cloruro de potasio KCl (Pág. 2 de 4).
118
Figura 50. Hoja de datos de seguridad de Cloruro de potasio KCl (Pág. 3 de 4).
119
Figura 51. Hoja de datos de seguridad de Cloruro de potasio KCl (Pág. 4 de 4).
120
Figura 52. Hoja de datos de seguridad de QBIOPOLIMER (Pág. 1 de 4).
121
Figura 53. Hoja de datos de seguridad de QBIOPOLIMER (Pág. 2 de 4).
122
Figura 54. Hoja de datos de seguridad de QBIOPOLIMER (Pág. 3 de 4).
123
Figura 55. Hoja de datos de seguridad de QBIOPOLIMER (Pág. 4 de 4).
124
Figura 56. Hoja de datos de seguridad de SODA ASH (Pág. 1 de 4).
125
Figura 57. Hoja de datos de seguridad de SODA ASH (Pág. 2 de 4).
126
Figura 58. Hoja de datos de seguridad de SODA ASH (Pág. 3 de 4).
127
Figura 59. Hoja de datos de seguridad de SODA ASH (Pág. 4 de 4).