CHAPTER

3CAPÍTULO

9

Los Fundamentos

Del Control De

Fluidos Son Claves Para El

Control De Pozos.

FLUIDOS

9-1

as funciones generales de los fluidos de perforación son bastante estándares. Debido a que la mayoría de las operaciones de perforación dependen de fluidos de

perforación líquidos, estos serán nuestra preocupación principal en este capítulo. Las ocho funciones básicas de los fluidos de perforación se detallan a continuación.

w Transporte de los recortes a la superficie

w Suspensión de los recortes cuando la circulación es detenida

w Control de la presión anular

w Lubricación y enfriamiento del conjunto de perforación

w Provisión de soporte para la pared

w Suspensión del conjunto de perforación y tubería de revestimiento (flotación)

w Proveer energía hidráulica

w Proveer un método adecuado para el perfilaje.

L

9-2CAPÍTULO 9

La mayoría de las operaciones de

perforación utilizan fluidos de

perforación líquidos.

TRANSPORTE DE RECORTES A LA SUPERFICIE

El pozo debe ser limpiado apropiadamente para prevenir que los recortes se acumulen en el espacio anular, lo que podría causar un aumento en la torsión, arrastre, el llenado o en la presión hidrostática. Todo esto puede dar como resultado una tubería atascada, pérdida de circulación, la falla del tubería o una disminución en le penetración.

Debido a que los recortes son más pesados que el fluido de perforación, son levantados fuera del pozo por el fluido fluyendo en el espacio anular. La fuerza de la gravedad tratará de hacer que los recortes caigan hacía el fondo del pozo. La velocidad a la que los recortes caen depende del tamaño de las partículas, forma, densidad y viscosidad del fluido.

SUSPENSIÓN DE LOS RECORTES

Los recortes tratarán de caer al fondo cuando la circulación se detiene a menos que el fluido de perforación forme una estructura gelatinosa. Esta estructura gelatinosa debería suspender o mantener los recortes en su lugar hasta que la circulación sea restablecida. Presiones de compresión y pistoneo excesivas pueden darse si el lodo de perforación permanece en una estructura gelatinosa una vez que la circulación se ha restablecido.

CONTROL DE PRESION ANULAR

Debido a que los fluidos de formación (petróleo, agua o gas) están bajo una gran presión, tienen que ser balanceados o sobre balanceados para prevenir el flujo incontrolado. La presión hidrostática del lodo de perforación en el espacio anular hace que esto sea posible.

LUBRICACIÓN Y ENFRIAMIENTO

A medida que el trépano de perforación en el fondo y el sarta de perforación rotan en el pozo, se desarrollan temperaturas extremas. Esta debe ser absorbida por el fluido de perforación y llevada lejos del fondo del pozo. El fluido de perforación también debe lubricar la tubería de revestimiento, la sarta de perforación y el trépano. Las propiedades lubricantes pueden ser mejoradas a través de la adición de materiales especiales (dispersantes, reductores de fricción). Esto también puede incrementar la vida del trépano, disminuir la torsión y el arrastre, reducir la presión de la bomba y reducir el desgaste por fricción del sarta de perforación y el tubería de revestimiento.

SOPORTE DE LA PARED La formación podría derrumbarse en el pozo

antes de que el tubería de revestimiento sea instalado, a menos que el soporte sea reemplazado por el fluido de perforación. La cantidad de soporte requerido para prevenir esto depende de la formación. Poco soporte es necesario en una formación muy firme, donde formaciones consolidadas o bastante firmes pueden ser soportadas solamente por la densidad del lodo de perforación. En formaciones débiles o no consolidadas el fluido de perforación debe tener la habilidad de formar una costra delgada y firme en el hoyo (revoque).

FLOTACIÓN DEL CONJUNTO DE PERFORACIÓN Y CASING

El peso del sarta de perforación y el del tubería de revestimiento pueden exceder miles de libras e imponer un estrés extremo en la estructura de la torre. Estos pesos extremos pueden ser en parte absorbidos por la fuerza boyante del liquido de perforación (flotación). Esta fuerza depende del peso del fluido y del desplazamiento de la tubería.

PROPORCIONAR ENERGIA HIDRÁULICA (HIDRÁULICA DE TRÉPANO)

Durante la circulación, a medida que el fluido de perforación pasa a través de las boquillas del trépano se desarrollan velocidades altas. Esta velocidad, o fuerza hidráulica, mantendrá limpia el área por debajo del trépano, de manera que el trépano no molerá nuevamente los recortes viejos, causando una reducción en la velocidad de la penetración. Las propiedades físicas y la velocidad del fluido de perforación ayudan a mantener limpia el área debajo del trépano.

MEDIO DE REGISTRO ADECUADO (PERFILAJE)El fluido de perforación es necesario para muchas

herramientas de MWD/LWD (medición y / o registro mientras se perfora) y para registros con líneas de cable de acero que son utilizados en la evaluación de la formación. Muchos registros requieren que el fluido de perforación sea un liquido conductor de electricidad que exhiba propiedades eléctricas diferentes de las de los fluidos en la formación.

9-3FLUIDOS

Un fluido de gran peso innecesario podrá reducir la velocidad de penetración.

Los siguientes efectos secundarios deben ser minimizados mientras se desarrollan las actividades arriba explicadas.

w Daños en el pozo abierto

w Corrosión de la tubería de revestimiento y de la sarta de perforación

w Reducción en la velocidad de penetración

w Problemas de circulación, compresión y pistoneo.

w Pérdida de circulación

w Atascamiento de la columna de perforación

w Erosión del pozo

w Decantación en las piletas

w Desgaste de la bomba de lodo de perforación

w Contaminación medio ambiental y del cemento

DAÑOS EN EL POZO ABIERTO

Daños al formación pueden aparecer en dos formas diferentes: una reducción en la producción de hidrocarburos o en la estabilidad del pozo. Muchos tipos de fluidos de perforación alteran las características de la formación, pero algunas formaciones son más sensibles que otras y algunos fluidos son más dañinos. Las formaciones particularmente sensibles (por ejemplo: lutitas hidropresurizadas o bentoniticas) pueden requerir de fluidos de perforación especiales, tratamiento de químicos y otras consideraciones.

CORROSION DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

Los tubulares de acero en el pozo pueden estar sujetos a un ambiente corrosivo dado por el liquido de perforación y por la formación. El tratamiento químico del fluido de perforación o la adición de una capa de protección a la superficie del acero puede minimizar este efecto corrosivo.

REDUCCIÓN EN LA VELOCIDAD DE PENETRACIÓN

Muchos factores afectan la velocidad de penetración, pero la diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática es la más significante. Si la presión hidrostática del fluido de perforación es mucho más elevada que la presión de

formación, se tendrá como resultado una reducción en la velocidad de penetración.

PROBLEMAS DE CIRCULACIÓN, COMPRESIÓN Y PISTONEO

La alta viscosidad de los fluidos de perforación puede aumentar las presiones de circulación, compresión y pistoneo. Un revoque grueso también puede contribuir a las presiones de compresión y pistoneo que pudieran resultar en una surgencia. La viscosidad excesiva limita la velocidad del flujo, pone estrés adicional a la bomba y también puede reducir la velocidad de penetración si la suficiente presión en el trépano no puede ser lograda.

PERDIDA DE CIRCULACIÓN

La pérdida de circulación puede ser causada cuando la presión hidrostática excede la fuera de la formación. Altas presiones también pueden ser el resultado de la extracción incorrecta o malas practicas de perforación, un nivel alto de peso del lodo de perforación y / o viscosidad del fluido. Alto costo de fluidos y del pozo, junto a la posibilidad de sufrir un amago de reventón son los resultados de la pérdida de circulación.

ATASCAMIENTO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

Una cantidad excesiva de recortes en el pozo es una de las causas de tubería atascada, pero el tipo más significativo de atascamiento es cuando la tubería está incrustada en un revoque grueso. La tubería atascada puede llevar a costosas operaciones de pesca e incrementar el costo del pozo.

EROSION DEL POZO

Problemas con el perfilaje, cementación y tuberías atascadas son solamente algunas de las dificultades de la erosión del pozo. Existen dos tipos de erosión del pozo, física y química. Bombear el fluido de perforación a través del espacio anular a una velocidad menor ayudará a reducir la erosión física. La erosión química depende de la reacción química entre el fluido de perforación y la formación.

DECANTACIÓN EN LAS PILETAS

La misma fuerza de gel que previene que los recortes caigan al pozo cuando la circulación se detiene puede también prevenir que los sólidos.

EFECTOS SECUNDARIOS

9-4CAPÍTULO 9

Al diseñar sistemas de fluidos una de

las mayores consideraciones

son los efectos al medio

ambiente.

Decanten en las piletas. La gravedad hace que algunos de los sólidos caigan al fondo de la pileta. Sin embargo, la mayoría de los sólidos debe ser retirada a través del uso apropiado de equipos de control de sólidos como los desarenadores, desarcilladores, centrífugas, y limpiadores de lodo (mud cleaners).

DESGASTE DE LA BOMBA DE LODO DE PERFORACIÓN

Esos mismos sólidos, pueden causar el desgaste excesivo de la bomba si no son retirados. El sólido más abrasivo es probablemente la arena que se incorpora al fluido mientras se perfora. Esta arena debe ser retirada por los equipos de control de sólidos.

CONTAMINACIÓN MEDIOAMBIENTAL Y DEL CEMENTO

Algunos fluidos de perforación que son beneficiosos en las operaciones de perforación son incompatibles con las lechadas de cemento. Un colchón lavador o fluido de separación debe ser utilizado para separar el cemento y el fluido de

perforación.Problemas medio ambientales son causados

por ciertos aditivos líquidos, sólidos y químicos. En algunas ocasiones un aditivo en particular debe ser reemplazado por uno menos efectivo y más costoso que no dañará la vida marina.

Las propiedades físicas o químicas deben ser controladas apropiadamente para que rinda durante la perforación y las actividades de reparación. Estas propiedades son controladas de manera rutinaria y registradas en el pozo.

En las siguientes páginas cubriremos las siguientes pruebas: peso del lodo de perforación, propiedades reológicas (viscosidad Marsh o de embudo), características de filtración (Prueba de baja presión API), análisis de filtrados (concentración de sal) y temperatura.

Encabezado de fotografía:

Laboratorio portátil para pruebas de

fluidos de perforación en

el campo.

PRUEBAS DE CAMPO EN LOS FLUIDOS

9-5FLUIDOS

Una balanza de lodo presurizada debe ser utilizada si el fluido contiene cantidades significativas de gas o aire.

MEDICION DE DENSIDADLa balanza convencional de lodo de perforación

y la balanza presurizada de lodo de perforación ambas utilizan un principio que consiste en un brazo graduado y un contrapeso para medir la densidad. En la mayoría de las aplicaciones la balanza convencional es adecuada, sin embargo si el lodo de perforación o la lechada de cemento contienen una cantidad significativa de aire atrapado, la balanza presurizada debe ser utilizada. La balanza presurizada de lodo de perforación comprime la cantidad de aire atrapado a un volumen insignificante de manera que el valor obtenido es comparable al valor que se obtendría en el fondo del pozo. A continuación se detallan los procedimientos en la prueba de densidad.

1. Instalar la base del instrumento de manera que esté nivelado

2. Llenar el recipiente limpio y seco con el lodo a ser pesado

3. Coloque la tapa en el recipiente, y asiéntelo firme pero lentamente con un movimiento

giratorio. Asegúrese de que parte del lodo salga por el hoyo de la tapa.

Cuando utilice una balanza de lodo presurizada, utilice la bomba para añadir lodo en el recipiente bajo presión. Llene la bomba con lodo, coloque la bomba en el sostén del recipiente y presione en el pistón hasta que no se pueda añadir más lodo.

4. Lave o limpie todo el lodo de la parte externa del recipiente y del brazo de la balanza.

5. Instale la cuchilla en el apoyo, y mueva el peso movible a los largo del brazo graduado hasta que el recipiente y el brazo están balanceados.

6. Lea la densidad del lodo en la parte izquierda del peso movible

7. Reporte el resultado a la división más precisa de la balanza en lb/gal, lb/pie cúbico, gravedad específica o psi/1000 pies de profundidad.

8. Limpie el lodo del recipiente inmediatamente después de cada uso. Es esencial que todas las partes de la balanza de lodo se mantengan limpias si se quieren obtener resultados precisos.

Una balanza de lodo es utilizada para el control de las densidades de los fluidos, la defensa de primera línea contra reventones.

9-6CAPÍTULO 9

Para calibrar la balanza de lodo, los mismos procedimientos deben ser llevados a cabo pero llenando el recipiente con agua fresca o destilada. Ajuste el peso movible a la línea de 8,33 ppg y coloque el borde del cuchillo de la balanza en el apoyo. Si el recipiente y el peso no se equilibran en una posición nivelada, añada o retire municiones según sea requerido o ajuste el tornillo de calibración que se encuentra en el extremo del brazo. Las municiones pueden ser añadidas o retiradas, retirando el tornillo en la cámara al extremo del brazo graduado.

PROPIEDADES REOLÓGICAS

La reología es el estudio del flujo de líquidos y gases. La viscosidad que puede considerarse como la resistencia al flujo (o relativamente espeso) de un fluido, es un término reológico común utilizado en la industria del petróleo. La medida de las propiedades reológicas de un fluido es importante en el cálculo de las pérdidas de presión de fricción; en la determinación de la capacidad del lodo para levantar recortes y derrumbes a la superficie; en el análisis de la contaminación del lodo por sólidos, químicos o temperatura; y en la determinación de cambios de presión en el pozo durante una extracción. Las propiedades fundamentales son viscosidad y fuerza de gel.

Medidas de viscosidad simples son efectuadas utilizando un embudo Marsh, que mide un rango de flujo en el tiempo. La viscosidad de embudo es el número de segundos requeridos para que un cuarto de galón (0.946 l) de lodo pasen por un tubo de 3/16-pulgada (4.8 mm) conectado a un embudo de 12 pulgadas (305 mm) de largo. El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

Para calibrar el embudo de Marsh para la prueba estándar de API, llene el embudo con 1500 cc de agua limpia a una temperatura entre 70ºF y 80ºF (22ºC y 27ºC), y anote el tiempo requerido para que un cuarto de galón (0.946 l) drene del embudo. El tiempo de flujo para el agua fresca debería ser de 26 segundos con una tolerancia de medio segundo más o menos.

Para asegurar de que se obtengan resultados confiables utilice un embudo limpio y sin abolladuras. Tome la muestra en la línea de flujo, pasándola por la malla, y efectúe la prueba de inmediato, tomando el tiempo de la velocidad de flujo. A continuación se exponen los procedimientos para la prueba del viscosidad Marsh.

1. Cubra el extremo del tubo con un dedo y vacié lodo a través de la malla hasta que el nivel llegue al fondo de la malla.

El embudo de Marsh proporciona

la viscosidad aparente de un

fluido, un indicador de las propiedades

de flujo.

Relogía: El estudio del movimiento

de liquidosy gases.

9-7FLUIDOS

Fuerza de Gel: un valor estimado de la habilidad de un fluido para suspender partículas cuando no se encuentra en movimiento.

2. Retire el dedo de la salida y cuidadosamente observe el tiempo requerido, en segundos, para que un cuarto de galón (0.946 l) de lodo fluya fuera del embudo. El número de segundos es la viscosidad de embudo.

3. Reporte la temperatura de la muestra en grados Fahrenheit (grados Centígrados)

Una mejor medida de las propiedades reológicas del lodo se obtiene un RP o medidor de viscosidad Fann, también llamado un medidor VG. Este instrumento utiliza una manga giratoria alrededor de un cilindro interno ajustado por tensión (torque) para proporcionar lecturas directas o digitales de la resistencia que el fluido tiene al flujo. Las lecturas se toman por lo general a 300 rpm o 600 rpm para determinar la viscosidad plástica (VP) y el punto de

fluencia del fluido (YP).

Para determinar la VP la lectura a 300 rpm es restada de la lectura a 600 rpm. La viscosidad plástica mide la resistencia al flujo causada por la fricción entre las partículas suspendidas y la fase líquida del fluido. Debido a que es dependiente de las partículas sólidas, el tamaño, la forma y el número de partículas todas afectan a la viscosidad plástica. La unidad de medida es expresada en centipoise.

El punto de fluencia (YP) es la medida de la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción entre las partículas del fluido. Esto se debe a cambios en la superficie de las partículas. El punto de fluencia se mide en libras por cada 100 pies cuadrados y se calcula restando la lectura del PV de la lectura a 300 rpm. El medidor de viscosidad también se utiliza para determinar la fuerza de gel, o la habilidad que tiene un fluido para desarrollar características similares a una gelatina semirígida cuando el fluido no esta en movimiento. El espesor del fluido o propiedades tixotrópicas se miden 10 segundos y 10 minutos

después de que cesa de moverse.

PERDIDA DE AGUA API

Una propiedad importante de un fluido es su velocidad de filtración o pérdida de agua. Es una medida relativa de la cantidad de agua en el lodo que se pierde en las formaciones permeables, y la cantidad relativa de lodo o revoque en las paredes permeables del pozo. El filtro de baja presión sigue las especificaciones API para la medición de filtración. La presión es provista por cartuchos de dióxido de carbono (CO2), pero la modificación de las conexiones permite el uso de aire comprimido proveniente del equipo o de cilindros. A

Encabezado de fotografía: Un tipo de medidor de viscosidad

9-8CAPÍTULO 9

La costra de filtro API (revoque) se mide en 32s de

pulgada.

continuación se exponen los procedimientos para efectuar una prueba de filtración.

1. Ensamble las partes limpias y secas del filtro de la prensa, utilizando papel de filtro seco.

2. Llene el recipiente de lodo con lodo hasta más o menos 1⁄2 pulgada del tope. El llenado de la celda hasta el tope es solamente necesario para conservar gas. Si existen cantidades abundantes de aire comprimido, la celda solamente necesita

ser llenada de manera parcial. Puede ser utilizado nitrógeno en lugar de aire o dióxido de carbono. (No utilice oxígeno- puede causar una explosión)

3. Con el cilindro graduado (probeta) en su lugar para recibir filtrado, permita que la presión del gas se aplique a través de los reguladores para obtener 100 psi (6.89 bar), con una tolerancia de +/- 5 psi (0.3 bar). Nunca abra la válvula

Filtro de prensa utilizado para

las pruebas API de pérdida de

agua.

9-9FLUIDOS

Una alta concentración de sal contaminará algunos fluidos de perforación.

de gas a un regulador que no esté ajustado para presión mínima. Ponga o saque presión al filtro de la prensa con el tornillo regulador

4. A los 30 minutos, libere la presión y lea en mililitros la cantidad de pérdida de agua o filtrado en el cilindro. Cuidadosamente retire el filtro de papel con la costra del filtro (revoque) y enjuague el exceso de lodo. El grosor de la costra del filtro se lee con una precisión de 1/32 pulgadas.

5. En general, la prueba de 30 minutos debe ser utilizada. Si la pérdida de agua API es mayor a los 8 ml., el volumen del filtrado obtenido en 7 1⁄2 minutos puede ser duplicado para obtener una aproximación más exacta del valor API. El tiempo real de la prueba si es que difiere del estándar de 30 minutos, debe ser registrado en el parte del perforador. Además del reporte del espesor de la costra, una nota adicional debe ser incluida cuando la costra exhiba una textura pobre o cuando el asentamiento ha incrementado el espesor. El espesor de la costra no debe ser reportado en pruebas menores a los 30 minutos.

LA PRUEBA DEL CLORO

La prueba de sal o cloro es importante para controlar la contaminación de sal y para determinar las concentraciones en aguas saladas o lodos tratados con sal. La prueba se lleva a cabo en filtrado de lodo tomado de una prueba estándar de filtración API. Los procedimientos de la prueba de cloro se detallan a continuación.

1. Mida una muestra de cualquier volumen conve-niente, de 1 a 10 cc, en el platillo de análisis volumétrico (titulación) y diluya a 50 cc con agua destilada

2. Añada una cuantas gotas de indicador de fenolftaleína. Si la solución se torna rosada, añada ácido sulfúrico hasta que el color desapa-rezca por completo. Si se han añadido fosfatos en grandes cantidades, añada de 10 a 15 gotas de solución de acetato de calcio.

3. Añada de 4 a 5 gotas del indicador de cromato de potasio para obtener un color amarillo vivo

4. Añada la solución estándar de nitrato de plata de gota en gota continuamente. El punto final de análisis volumétrico se alcanza cuando la

Encabezado de foto: Filtrado de la prueba de la pérdida de agua es analizado para determinar su contenido químico utilizando un equipo de análisis volumétrico (titulación).

9-10CAPÍTULO 9

La temperatura a la que se hace las

prueba debe ser registrada junto a los resultados de

la prueba.

muestra cambia primero a un color naranja o rojo ladrillo.Calcular el contenido de Cloro (Cl) utilizando

la siguiente formula.

Contenido de CL mg/l = cc de nitrato de plata / cc de la muestra

X 1.000

El método de cálculo precedente, no asume un cambio en la densidad del filtrado a concentraciones

de sal mayores. Por lo tanto, los resultados se expresan correctamente en (mg) por litro pero no en partes por millón. Para expresar la concentración en partes por millón o por ciento por peso, utilice la siguiente fórmula.

Partes por millón = mg/l / densidad de la solución (g/cc)

Por ciento por peso = mg/l / (10.000 x densi-dad de la solución [g/cc])

Pie de foto: Filtro de prensa de alta

temperatura y alta presión.

9-11FLUIDOS

Los fluidos de terminación se utilizan frente a formaciones productivas para prevenir el daño innecesario de la formación.

Además de sal común, o clorato de sodio, los yacimientos de sal y salmuera a menudo contienen los cloruros de calcio y magnesio. El método de prueba descrito determina la cantidad de iones de cloro presentes pero puede ser expresado como si fuera una combinación con sodio, como en el NaCl, o sal.

Esto se calcula multiplicando por 1.65, que es la razón de las moléculas al peso del ion de cloro asociado.

LA PRUEBA DE TEMPERATURALas propiedades reológicas del lodo de

perforación y la efectividad de los varios aditivos son afectados por la temperatura.. Las temperaturas pozo abajo son de gran preocupación, pero no pueden ser determinadas fácilmente. La medida de la temperatura de la línea de flujo provee un indicador razonable de las condiciones dentro pozo abajo. Las propiedades reológicas son tomadas a esta temperatura de línea de flujo.

Existen muchas aplicaciones de fluidos en actividades de reparación. Pueden ser utilizados para punzado, cementación, fracturación, acidificación, estimulación, control de pozos; reparaciones, perforación, profundización; taponamiento, limpieza, fluido de empaque, fluido de terminación, circulación y más. Estos fluidos pueden ser gases, petróleos, aguas de salmuera, lodos u otras soluciones químicas utilizadas durante actividades de intervención normales.

Fluidos especializados consisten en fluidos de empaque y fluidos de terminación. Los fluidos de empaque son dejados en el pozo entre la tubería y la tubería de revestimiento sobre el empaquetador (packer) y debe ser estable, no corrosivo, mantener control de presión y permanecer bombeable. Los fluidos de terminación se utilizan frente a formaciones productivas para prevenir el daño permanente de la zona.

La retorta de lodo - Para el análisis de sólidos

TERMINACIÓN Y REPARACIÓN (WORKOVER)

9-12CAPÍTULO 9

La estabilidad de los fluidos a altas temperaturas es

una característica importante de los

fluidos de reparación.

CARACTERÍSTICAS REQUERIDAS PARA LOS FLUIDOS REPARACION Y TERMINACIÓN

Un buen fluido debería:

w Ser lo suficientemente denso para controlar las presiones del pozo, sin ser demasiado pesado. Esto reduce una pérdida grande de fluido a la formación. Al estar cerca del equilibrio de la formación, se reducen las pérdidas por desbalance.

w Ser efectivo en relación a su costo. A veces fluidos costosos son necesarios para prevenir daños en formaciones sensibles. Existen ocasiones en las que fluidos menos costosos causarán poco o ningún daño. La experiencia tiene valor en estos casos.

w En lo posible debe estar libre de partículas sólidas. Los sólidos pueden obstruir punzados y reducir la producción luego de una fractura o un trabajo de empaquetado con grava.

w Ser no corrosivo, para prevenir futuros eventos de falla de instrumentos tubulares costosos y costos de pesca

w Ser estable. La estabilidad es importante cuando el fluido va a permanecer dentro del pozo por largo tiempo. La pesca de empaquetadores y tuberías atascadas puede ser costosa y puede inclusive resultar en el abandono del pozo antes de que la producciones se haya completado. La estabilidad del fluido a altas temperaturas también es una característica deseable, especialmente en pozos profundos y calientes.

w Estar limpio y filtrado. Algunos fluidos tienen grandes cantidades de partículas sólidas en suspensión que pueden ser dañinas para la formación productiva (finos o sedimentos), y abrasivas para el equipo (arena o metales). Otros tienen pequeñas cantidades de sólidos pero pueden también causar obstrucciones. Los mejores fluidos son filtrados o limpiados, y tienen pocos sólidos. Generalmente fluidos que son filtrados de 2 a 4 micrones, o de 19 a 20 NTU son considerados capaces de minimizar el daño a las formaciones, permitiendo proporciones de producción más elevadas. (NTU = Nephelometric Turbidity Unit, una medida de la claridad de un fluido)

Algunos fluidos que son excelentes en operaciones normales pueden resultar ser incomp-atibles con las lechadas de cemento o ácido. Puede ser necesario el uso de un espaciador de fluidos para separarlos.

Pueden haber algunos problemas medio ambientales con algunos aditivos líquidos, sólidos y químicos, así como con el mismo fluido. En ocasiones puede que sea necesario reemplazarlo por un producto menos efectivo y / o más costoso que no dañará la vida marina.

Las funciones de los fluidos utilizados en actividades de reparación como ser workover y terminación son estándar. Los fluidos son necesarios para el éxito de cualquier actividad de reparación. No deben dañar la formación productiva y deben ser no peligrosos para el equipo, para el personal y para el medio ambiente. Es importante que los fluidos sean aplicados y controlados apropiadamente.

Los fluidos de workover y terminación varían desde los de baja densidad (gas) hasta los de alta densidad (líquidos). Sus funciones básicas se exponen a continuación.

w Transporte de materiales

w Suspensión de materiales cuando la circulación se detiene

w Control de presión

w Lubricación y enfriamiento

w Entrega de energía hidráulica

w Medio apropiado para herramientas de registro con cable de acero, perfilaje y punzado

w Permitir el funcionamiento seguro del equipo en el pozo

w No dañino - formación de producción

w No dañino - equipamiento del pozo

w No dañino - equipo en la superficie

w No dañino - personas / medio ambiente

FUNCION Y PROPÓSITO

PROBLEMAS DE CONTAMINACIÓN

9-13FLUIDOS

En operaciones de reparación, el método preferido para la circulación es a menudo la circulación inversa.

TRANSPORTE DE MATERIALESPara llevar a cabo varias operaciones es

importante que los materiales circulen dentro y fuera del pozo. Algunos materiales son añadidos para llevar a cabo un objetivo. Otros materiales que pudieran causar daños deben ser retirados para mantener limpio el pozo.

Materiales no deseados y potencialmente dañinos que pueden ser circulados en el pozo incluyen: cemento, fluidos corrosivos, recortes, escombros, grava, gas, metales, lodo viejo y contaminado, plásticos, arena, cemento húmedo no utilizado. Igualmente necesario es la habilidad de circular materiales deseados como ser el ácido, cemento, píldoras gelatinizadas, plástico, grava, arena de fractura, selladores y otros fluidos dentro del pozo.

La acumulación de material en el hoyo puede causar muchos problemas, incluyendo el atascamiento o falla de la sarta de la tubería, tapón de la tubería o tapón intermedio, incremento en la torsión o arrastre, pérdidas de circulación, llenado, perforación, obstrucción de la formación y desgaste excesivo del equipo

SUSPENSIÓN DE MATERIALES CUANDO LA CIRCULACIÓN SE DETIENE

Si el fluido en uso tiene una alta fuerza de gel, tiene buena capacidad de suspensión al pararse la circulación. Esta estructura gelatinosa resiste el hundimiento de sólidos y recortes hasta que la circulación sea reiniciada. Esto ayuda a reducir la cantidad de llenado y minimiza el atascamiento de las herramientas, tubulares y cable de acero debido a sólidos que son atraídos por la gravedad. Sin embargo, durante las operaciones de reparación la mayor parte del retiro de basura puede ser efectuado por circulación reversa a altas velocidades y menor tiempo. Debido a que esta característica de alta suspensión pueda no ser requerida, y debido a que mientras mayor es la fuerza de gel, mayores son las posibilidades de desarrollar presiones de compresión y pistoneo, en algunos casos esto puede ser perjudicial para las buenas prácticas de reparación. Si la basura es demasiado pesada (por ejemplo los recortes de metal) para ser circulada por la sarta, una canasta puede ser utilizada con la circulación normal.

CONTROL DE LA PRESIÓNDebemos asumir que podríamos estar expuestos

a presión de formación en cualquier momento durante una operación de reparación. En algunas instancias el trabajo se desenvuelve en un pozo vivo bajo presión. Sin embargo, muchas actividades de workover requieren que el pozo sea controlado. Por lo tanto es necesario que equilibremos o sobre equilibremos la presión de formación para prevenir el flujo del pozo. Esto se logra con la presión hidrostática del fluido en el pozo. Los fluidos pueden ser ajustados o densificados cuando sea necesario para obtener una condición equilibrada. Si el fluido es demasiado pesado pérdidas y daños a la formación pueden ocurrir.

LUBRICACIÓN Y ENFRIAMIENTOA medida que el trépano o barrena y la

sarta giran en el pozo, temperaturas extremas se desarrollan. Esta temperatura debe ser absorbida por el fluido, enfriando el conjunto para prolongar la vida del trépano o barrena, y para prevenir que la temperatura debilite o dañe el ensamblaje. El fluido también actúa como un medio para lubricar el contacto metal-a-hoyo para prevenir temperaturas excesivas, desgaste o fallas en estas áreas.

ENTREGA DE ENERGÍA HIDRÁULICAMuchas de las actividades especiales y de rutina

en las actividades en las operaciones de workover requieren que se aplique presión en la cabecera del pozo y que sea transmitida a través del fluido a algún lugar dentro del pozo. Otras circunstancias requieren un fluido de circulación y velocidad de fluido. Estos deben ser obtenidos a través de la apropiada aplicación de fluidos, y por el uso de las bombas del equipo.

MEDIO APROPIADO PARA HERRAMIENTAS DE REGISTRO DE CABLE DE ACERO, PERFILAJE Y PUNZADO

Un porcentaje relativamente alto de actividades asociadas con reparación pueden ser realizadas por cable de acero. Aquí, el fluido utilizado se torna de vital importancia para permitir el acceso rápido al equipo que funciona con el cable de acero, como ser los cañones de punzado, perfilaje eléctrico del pozo, tapones y packers, y también para permitir el funcionamiento de otros dispositivos de asiento.

9-14CAPÍTULO 9

Si el petróleo va a ser utilizado como

fluido de terminación, los

equipos de trabajo deben

estar entrenados en el uso de los equipos contra

incendios del lugar.

PERMITE EL FUNCIONAMIENTO SEGURO DEL EQUIPAMIENTO EN EL POZO

Un fluido que no esta acondicionado de manera apropiada (por ejemplo uno que sea espeso y viscoso) puede contribuir a problemas de circulación, compresión y pistoneo al extraer la tubería. El uso de tipos de fluido no apropiados puede tener como resultado el daño de la formación.

NO DAÑINO - FORMACIÓN EN PRODUCCIÓN

Es importante que el fluido utilizado no cause daños permanentes a la zona productiva dejando sedimentos, finos, lodo, gomas o resinas en la formación. La erosión de la formación puede ocurrir si se utilizan velocidades de bomba altas. El agua fresca puede originar una emulsión que bloquea el flujo en algunas formaciones productoras de gas / petróleo. Fluidos que exhiban una alta pérdida de agua pueden hinchar formaciones sensibles ( daño de la piel), lo que se traduce en menor productividad. El fluido no debería cambia las propiedades de humidificación de la arena o de la roca del reservorio.

NO DAÑINO - EQUIPAMIENTO EN EL POZO

Se da mucha importancia a los fluidos, como ser a los fluidos de empaque que son dejados en el pozo. Estos deben tener la característica de no asentarse y de ser no corrosivos. El tiempo estimado de vida de un pozo, usualmente dicta el tipo de fluido y aditivos que deben ser mezclados y dejados en el pozo. Durante las actividades de reparación el fluido de empaque es a menudo alterado, diluido o reemplazado. Si el fluido no es tratado de manera apropiada, puede volverse corrosivo. Esto podría amenazar la vida esperada de los sellos y del equipamiento.

NO DAÑINO - EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE

Los fluidos corrosivos pueden causar la falla o bloqueo (sellado) en muchos tipos de equipamiento de superficie. Fluidos con arena pueden ser abrasivos, erosionando y cortando válvulas, limpiadores y otros equipos si es re - circulado.

NO DAÑINO - PERSONAS / MEDIO AMBIENTE

A menudo los fluidos utilizados en operaciones de reparación pueden ser dañinos para el personal. Ácidos, cáusticos, bromatos, algunos clorhidratos y otros químicos pueden causar quemaduras de

gravedad. También pueden ser tóxicos y causar problemas respiratorios y visuales. Tener cuidado y el uso de trajes de protección es importante al manejar y mezclar estos químicos.

Nuestro medio ambiente es uno de nuestros recursos más preciosos. Puede ser dañado por los fluidos utilizados y producidos en el pozo. Cuerpos regulatorios y el interés público demandan que se prevengan y reporten los derrames, transportar y eliminar los fluidos apropiadamente.

La densidad, las propiedades reológicas de los fluidos de reparación y la efectividad de varios aditivos son afectados por la temperatura. Las temperaturas dentro del pozo son las de más preocupación. La densidad efectiva de muchos fluidos disminuye a medida que la temperatura aumenta. Los fluidos de workover deben ser diseñados teniendo esto en cuenta, y se deben hacer esfuerzos para determinar la temperatura pozo abajo. Las temperaturas en la línea de flujo y en las piletas debe ser conocida para proveer información que pueda prevenir problemas potenciales. (Vea la sección de cristalización más adelante en este capitulo)

PETRÓLEO

En la mayoría de las zonas de producción, el petróleo es económico y abundante. Por lo general no es corrosivo y no causa la hinchazón de la arcilla en la zona de producción. El petróleo es ligero (aproximadamente 7 ppg. [839 Kg. / m³]) lo que es excelente para pozos de presión baja. Algunas precauciones al utilizar petróleo son:

w El petróleo puede contener cera, partículas finas de arena, sólidos o asfalto

w El petróleo puede ser corrosivo si H2S o CO2 están presentes

w Puede ser demasiado ligero para mantener la presión hidrostática apropiada en algunas áreas y puede ser demasiado pesado en otras

w El petróleo puede representar un peligro de incendio, y puede ser muy resbaladizo especialmente si se está sacando una sarta húmeda de tubería

TEMPERATURA

TIPOS COMUNES DE FLUIDOS

9-15FLUIDOS

w El petróleo contamina si es derramado

w El petróleo puede no ser compatible con el petróleo del yacimiento si proviene de otra parte del campo

w El petróleo nunca debe ser utilizado en un pozo de gas

Diesel y kerosén son utilizados a veces. Ambos son más costosos y pueden ser peligrosos. Son, sin embargo, limpios y no corrosivos. En caso de ser utilizados la dotación debe tener fácil acceso al equipo de extinción de incendios y deben estar entrenados en su uso.

FLUIDOS A BASE DE PETRÓLEO (EMULSIONES DE PETRÓLEO EN AGUA Y DE AGUA EN PETRÓLEO)

El fluido de emulsión más común es el petróleo-en-agua . Con el petróleo-en-agua, el petróleo es la fase dispersa y está presente en forma de pequeñas gotas. La fase continua puede ser agua fresca o salada. La estabilidad depende de la presencia de uno o más agentes de emulsión (almidón, jabón, coloides orgánicos) . El diesel es satisfactorio en la fase de dispersión. La ventaja de utilizar diesel para trabajar sobre un pozo es que es menos dañino para la formación productiva. El inverso de la emulsión petróleo-en-agua es la emulsión agua-en-petróleo. En una emulsión agua-en-petróleo, el agua es la fase dispersa, y el petróleo la fase continua. Los filtrados ( proporciones de pérdida de fluidos) son bajos y usualmente cualquier filtrado obtenido deber ser petróleo. Esta mezcla es muy inestable por sobre los 200ºF (93ºC). Si estas combinaciones están cargadas de sólidos, pueden causar la obstrucción de la formación.

GAS

El gas puede ser utilizado en yacimientos con formaciones de baja presión. Durante las operaciones con este medio, el pozo está controlado solamente por la contrapresión de superficie. A pesar de que el gas natural es fácil de obtener y poco costoso en algunos campos, es extremadamente inflamable. El nitrógeno es un gas inerte y tiene un número de propiedades favorables. No dañará a la formación ni a los elementos metálicos o a los sellos de goma de manera química.

La limpieza de basura del pozo puede ser un problema si se utiliza gas.. Espuma mezclada por la Compañía de Servicio que provee el Nitrógeno está disponible. Tiene una calidad entre buena y excelente de capacidad de limpieza del pozo y de transporte.

AGUA

Fluidos a base de agua Incluyen agua fresca, salmuera y lodos.

w El agua fresca utilizada en la actividades de reparación ha estado perdiendo popularidad en los últimos años en varias áreas. Puede hidratar las arcillas y dañar de manera severa a las formaciones. Agua con salinidad baja es usualmente abundante y poco costosa. Normalmente el agua requiere de poco tratamiento. Sin embargo, cuídese de los sólidos altos asociados con algunas aguas. Cuando esté en duda sobre sólidos en el agua, considere la filtración.

w Las salmueras son soluciones de sal que se utilizan comúnmente. Las salmueras son fácilmente disponibles y fáciles de mezclar. Su costo es usualmente bajo. No existe peligro de explosión ni de incendio, pero las salmueras pueden ser un peligro para el medio ambiente en algunas áreas.

w Lodos combinan agua, arcillas y químicos lo que le otorga varias propiedades. Los lodos tiene un alto contenido de sólidos y pueden ser dañinos para algunas formaciones por pérdida de agua y bloqueo de los poros. Su costo es relativamente bajo y es fácil trabajar con ellos la mayor parte del tiempo. Permiten un control simple de un gas de alta presión y alta permeabilidad. Algunas veces es necesario utilizar este fluido si existe una pérdida de un fluido claro muy costoso. En una terminación doble, una zona puede tomar fluido a una presión menor de la necesaria para mantener la otra formación. La economía puede también ser un factor al determinar el tipo de fluido a utilizarse. El lodo es muy pobre como fluido de empaque.

Si el petróleo va a ser utilizado como fluido de terminación, los equipos de trabajo deben estar entrenados en el uso de los equipos contra incendios del lugar.

9-16CAPÍTULO 9

Cuando salmueras de alta

densidad son requeridos, una

mezcla de varias sales es utilizada.

Cuando se añade sal a las soluciones, la densidad y la presión hidrostática aumentan. Esto no debería aumentar el contenido de sólidos en la solución, a medida que sales adicionales se disuelven en la solución. La adición de sal en la concentración inhibe la hidratación de la arcilla. Sin embargo, en algunas áreas aguas saladas hincharán la lucita y las arcillas. El calcio o el potasio pueden evitar esto. Si se utiliza salmuera comprada, asegúrese de que separadores de emulsión de petróleos húmedos no se hayan utilizado en la producción. Si existe cualquier sólido presente, asegúrese de filtrar el agua.

Las salmueras de una sola sal, tales como el cloruro de sodio (NaCl), cloruro de potasio (KCl), cloruro de calcio (CaCl2) y bromuro de calcio (CaBr2) todas se encuentran en el rango de baja densidad. La salmuera de una sola sal utilizada más comúnmente es el cloruro de sodio. Podemos incrementar la densidad de las sales simples añadiendo más sal hasta alcanzar el punto de saturación a una temperatura dada.

Las salmueras de múltiples sales (donde dos o más sales son añadidas) pueden ser utilizadas cuando se necesitan densidades más altas. La proporción de una sal a la(s) otra(s) debe ser cuidadosamente controlada. En la tabla siguiente se indican los rangos de densidad de algunos fluidos.

Algunos componentes ácidos pueden ser un problema de corrosión muy serio a altas densidades. Pueden corroer el equipamiento del pozo en un corto tiempo. Siempre debe circularlos fuera del fondo lo antes posible. Existen muchas tablas y gráficos disponibles a través de los proveedores de salmuera / aditivos. Verifique con el fabricante la densidad correcta a una temperatura y los requerimientos de presión. Bolsas de material densificante deben ser conservadas a mano. Muchas salmueras son hidroscópicas, lo que quiere decir que absorben agua de la atmósfera. En regiones húmedas la densidad se puede reducir varios decimos de libra por galón en el lapso de varias horas. La reducción es más pronunciada en fluidos más pesados, pero puede ocurrir a densidades más livianas. Observe de cerca las densidades de los fluidos

El desarrollo comercial de cristales ha sido de gran beneficio para la humanidad. Pero la formación de cristales en los fluidos puede ser un verdadero peligro. Al mezclar un fluido, una combinación de sales y minerales puede ser utilizado para obtener el peso de fluido deseado bajo las condiciones más seguras y económicas.

DENSIDAD DE LOS FLUIDOS

DENSIDAD MÍNIMA DENSIDAD MÍNIMA DENSIDAD MÍNIMA TIPO DE FLUIDO APROXIMADA APROXIMADA PRACTICA (PPG) (KG/M³) (PPG) (KG/M³) (PPG) (KG/M³)

Gasolina 6.0 719 8.5 1018 8.0* 958

Diesel 7.0 839 7.0 839

Agua Fresca 8.3 998

Agua de mar 8.4 1006 8.6 1030 8.5 1018

Salmuera - Cloruro de sodio (NaCl) 8.4 1006 10.0 1198 9.8 1174

Salmuera - Cloruro de potasio (KCl) 8.3 995 9.8 1174 9.7 1162

Salmuera - Cloruro de calcio (CaCl2) 11.0 1318 11.6 1390 11.5 1378

Salmuera - Bromato de Calcio (CaBr2) 11.7 1402 15.1 1809 14.6 1750

Salmuera - Bromato de zinc ZnBr2) 15.2 1821 21.0 2516 19.2 2301

* Algunos petróleos se hunden en el agua

DENSIDAD DE LAS SALMUERAS

CRISTALIZACION

9-17FLUIDOS

Un buen fluido de empaque es no corrosivo y estable a la temperatura.

A menudo la mezcla contiene todo el material que el agua puede mantener a una temperatura dada. A esto se le llama el punto de saturación. No se puede ganar más peso con la adición de más material. Si se añade material, manteniendo la temperatura constante, una de dos cosas ocurrirá: el material se hundirá en el fondo del tanque o habrá cristalización. La cristalización aparenta la formación de hielo y el personal de campo lo llama congelación. Si es que la temperatura desciende en los tanques debido a un cambio en el clima u otros factores, la cristalización puede ocurrir. La cristalización reduce no solamente la densidad del fluido, sino también su habilidad para ser bombeado.

Los gráficos referentes a fluidos particulares deben ser consultados para obtener los datos exactos del mismo. La temperatura afecta a diferentes soluciones de manera diferente y mezclas de invierno están disponibles para reducir el punto de congelamiento. Para algunos ejemplos vea el gráfico adjunto.

Variaciones en las proporciones de las salmueras o de sal y agua puede afectar el punto de cristalización de manera drástica. Por lo tanto, no utilice la información en su manual de entrenamiento. Obtenga gráficos del proveedor de fluidos para consultar su situación en particular.

Cuando los fluidos de workover, como los descritos en esta sección son utilizados en climas fríos, serpentines a vapor u otras fuentes de calor deben estar disponibles para los tanques. Largas secciones de tubería deben ser aisladas. Mezclas de invierno reducen el punto de congelamiento, pero incrementa el costo por barril.

Uno de los procedimientos más importantes en una reparación es a menudo el último paso antes de poner al pozo de vuelta en producción. Este paso es el desplazamiento del espacio entre la tubería de revestimiento y el tubing con un fluido que permanecerá en el área hasta que se hagan nuevos trabajos en el pozo o hasta que sea abandonado. La funciones primarias de un fluido de empaque incluyen proveer el control de la presión de la formación y prevenir el colapso de la tubería de revestimiento y el reventón de la sarta de producción. Un buen fluido de empaque no debe ser corrosivo, debe ser estable con el tiempo

y la temperatura, no debe permitir que los sólidos caigan encima del packer y debe ser económico. Adicionalmente el fluido debe poder ser bombeado y no debe dañar los sellos del empaquetador.

CRISTALIZACIÓN O PUNTO DE CONGELAMIENTO

SALMUERA DE CLORURO DE SODIO (NACL)

SALMUERA DE DENSIDAD CLORURO DE CALCIO (PPG) (KG/M³) (°F) (°C)

8.5 1018 29 - 1.6 9.0 1078 19 - 7.2 9.5 1138 6 -14.4 10.0 1198 25 - 3.8

SALMUERA DE CLORURO DE CALCIO

SALMUERA DE DENSIDAD CLORURO DE CALCIO (PPG) (KG/M³) (°F) (°C)

8.5 1018 30 - 1.1

9.0 1078 21 - 6.1

9.5 1138 9 -12.7

10.0 1198 - 8 -22.2

10.5 1258 -36 -37.7

11.0 1318 -22 -30

11.5 1378 1.6 35

SALMUERA DE CLORURO DE CALCIO /BROMURO DE CALCIO

SALMUERA DE DENSIDAD CLORURO DE CALCIO (PPG) (KG/M³) (°F) (°C)

12.0 1438 54 12.0

12.5 1498 57 13.8

13.0 1558 59 15

13.5 1618 61 16.1

14.0 1678 64 17.7

14.5 1737 65 18.3

15.0 1797 67 19.4

FLUIDO DE EMPAQUE

9-18CAPÍTULO 9

Tapones suaves (bombeables)

pueden ser utilizados para

resolver muchos problemas pozo

abajo.

En pozos antiguos, lodo de perforación era dejado en el pozo como fluido de empaque. Esto a menudo causó costosas operaciones de pesca durante la reparación del pozo debido a la separación de la fase sólida y la fase líquida a lo largo del tiempo. La precipitación de sólidos (fallout o descenso) producía una acumulación parecida al cemento por asentamiento de sólidos encima del empaquetador. Los lodos en base a cal utilizados como fluido de empaque - cuando son expuestos a la temperatura - reaccionan con las arcillas en el lodo y se pueden asentar, como el cemento. Estos problemas llevaron al desarrollo de los muchos buenos fluidos de empaque disponibles hoy en día.

Los tapones y las píldoras son utilizados, como tapones mecánicos, para resolver o controlar muchos problemas en el fondo del pozo y para el tratamiento del mismo. Los tapones y las píldoras tienen muchos usos, incluyendo los siguientes:

w Sellar fugas en la tubería de revestimiento

w Corregir el perfil de inyección en la inyección de agua o pozos de desechos

w Parar la pérdida de circulación en arenas permeables

w Desviar ácidos durante la limpieza o estimulación del pozo

w Cortar el flujo de aguas saladas

w Ser colocadas en puntos dentro de una tubería o sarta de trabajo de 1.000’ o más. Pueden ser fácilmente removidos y se puede trabajar a través de ellos con tubos concéntricos o tubería continua (coil tubing)

w Estabilizar zonas de gravas no consolidadas

w Mejorar los trabajos de cementación cuando son colocados antes del cemento para prevenir la pérdida de cemento de baja densidad a las zonas de pérdida

w Ahogar reventones subterráneos.

Para lograr estas tareas, existen una gran variedad de tapones suaves, que pueden ser bombeados. Pueden consistir de cemento puro, lodo espesado en base a petróleo, diesel / cemento, diesel / bentonita, bentonita / cemento, sílice / arcilla, polímeros, plásticos, ácidos u otros variados materiales de pérdida de circulación, obstrucción y químicos

tratados.Estos compuestos están a menudo densificados

y su viscosidad es relativamente alta. Retardador o acelerador de fraguado puede ser utilizado, dependiendo de la temperatura y tiempo de bombeo. Viscosificadores también son utilizados comúnmente.

En algunas ocasiones, un tapón complejo con retardador puede ser necesario. Si lo es, se puede añadir un ruptor de viscosidad para proveer un tiempo de duración del tapón predecible, usualmente de uno a diez días. (Esto se logra fácilmente en píldoras de polímero con una enzima que reduce las moléculas grandes de polisacárido (azúcar) a polímeros de bajo peso molecular y azúcar simple) Toda vez que un tapón de polímero se encuentra en contacto con la formación de producción debe contener algún ruptor de viscosidad.

Un caso típico sería un pozo dual donde una zona requiere de una cierta densidad para controlarlo, y esa densidad causaría la pérdida de circulación en la otra zona. Dependiendo de las instalaciones mecánicas y del arreglo de los empaquetadores, tuberías, etc., colocar una píldora pequeña o tapón en puntos en la zona débil. Añada el suficiente ruptor de viscosidad para disolver este tapón a futuro si es que la zona débil debe ser vuelta a poner en producción. En operaciones típicas, píldoras o tapones de 5 barriles (0.8m³) son usualmente suficientes. Frecuentemente uno o dos barriles son adecuados.

Los polímeros pueden ser utilizados para crear un empaquetamiento elastrométrico en la sarta de la tubería. Esto se hace utilizando un polímero que se fraguará repentinamente. La tubería o la sarta de trabajo pueden ser llenados desde la superficie con un polímero plástico duro y gomoso, tan pesado como se desee. Las tuberías concéntricas pueden ser empujadas a través de este empaquetamiento y retiradas, giradas o reciprocadas tanto como se desee. Una vez que la sarta sea retirada, el pozo resultante se cerrará nuevamente.

Se debe tener cuidado al mezclar tapones que al separarse, forman agua o precipitados ácidos insolubles, los que podrían invadir la formación productiva. Pruebas piloto deben ser utilizadas si se utilizan ruptor de viscosidad. Estos sistemas deben ser mezclados a través de una tolva y deben ser bien agitados para asegurar una mezcla completa. Para ser efectivos, tapones suaves deben ser bombeados a la ubicación correcta predeterminada deseada. Hacer todo esto de manera correcta a menudo requiere de algunos cálculos.

TAPONES Y PÍLDORAS

9-19FLUIDOS

A menudo el cuidadoso control del fluido de trabajo puede ayudar a identificar problemas en el pozo.

Durante la mezcla de cualquier sistema de fluido, todo el personal debe estar informado sobre los peligros que implica el mezclar y manejar soluciones químicas. Recuerde que estos químicos pueden causar quemaduras de gravedad, pueden ser tóxicos para el hombre y para el medio ambiente y pueden causar problemas visuales y respiratorios. A menudo, algunos químicos considerados como poco peligrosos pueden ser dañinos en grandes concentraciones. Los químicos industriales utilizados en los campos petroleros son por lo general concentrados. Vestimenta de seguridad, protectores oculares, guantes de goma o de plástico, delantales, botas etc., deben ser utilizados al manejar o mezclar químicos. Tenga hojas MSDS (Material Safety Data Sheets u Hojas de Datos de Seguridad de Materiales) a mano para materiales peligrosos. Cuando los químicos deban ser mezclados con agua o con otros fluidos, añada los químicos al agua o al fluido para reducir la posibilidad de reacciones violentas. Siempre tenga un método de lavar ojos o piel cerca del punto de mezcla. Cuando un químico entre en contacto con la piel o con los ojos, inmediatamente enjuague el área con agua y reporte el incidente al supervisor para recibir más instrucciones.

Escopetas de mezclado o jets deben ser aseguradas en una posición mientras estén fuera de uso. Los materiales deben estar almacenados a una altura razonable para evitar manipuleo y peligro.

Los fluidos juegan un papel importante en cualquier proceso. Para las reparaciones, terminaciones y 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 control de los fluidos en las piletas o en los tanques puede indicar la presencia de problemas en el pozo. El tiempo es dinero: esto es evidente cuando se observan las facturas de las actividades que fueron mal. Los costos del equipo se incrementan y otros servicios también se ven afectados.

No se espera que los jefes de equipo y los perforadores sean ingenieros de lodo, pero cambios en los manómetros de la consola de perforación pueden reflejar cambios en las propiedades de flujo o en las condiciones del pozo. El fluido utilizado es como la sangre en el cuerpo humano . Circula a través del sistema, y si acontece algún problema una simple prueba puede ayudar a evaluar el problema. Pruebas sobre los fluidos deben ser llevadas a cabo de manera regular por el ingeniero de lodo y el equipo de trabajo. Cualquier cambio debe ser reportado.

Finalmente, ya que muchos fluidos de los campos de petróleo son peligrosos, la seguridad nunca está suficientemente recomendada. t

SEGURIDAD GENERAL DE FLUIDOS RESUMEN