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Fluidos de Perforación

Contenido1. Generalidades2. Diseño de fluidos de perforación3. Clasificación general de fluidos de perforación

3.1 Fluidos base agua3.1.1 No dispersos

– Spud mud – Poliméricos

3.1.2 Dispersos– No Inhibidos– Inhibidos– Calcicos

3.1.3 Salinos3.1.4 Emulsificados

3.2 Fluidos base aceite3.2.1 Emulsión inversa3.2.2 Pseudo emulsión3.2.3 Fluidos sintéticos

3.3 Fluidos no convencionales3.3.1 GN3.3.2 Lodo aireado3.3.3 Lodo espumado (FDM)3.3.4 Gases inertes

3.4 Fluidos de terminación3.5 Fluidos de empaque

Definición

• “…un fluido de perforación es cualquier fluido el cual es circulado a través del pozo con objetivos especificos…”

• Los fluidos de perforación usualmente incluyen una fase líquida como la fase “contínua”

– Aceite, Agua, Polímeros Sintéticos, Aceites Minerales

– También Incluyen: Aire, Mezclas o Espumas

Funciones principales

1. Remoción de los recortes del pozo.2. Control de presiones de formación.3. Suspensión y descarga de recortes.4. Obturación de las formaciones permeables.5. Mantenimiento de la estabilidad del agujero.6. Evitar el pegamiento de la sarta por presión diferencial7. Minimizar los daños a la formación.8. Enfriamiento y lubricación del trepano y la sarta.9. Alivianar el peso de la herramienta10. Transmisión de energía hidráulica a herramientas y al trepano.11. Asegurar la evaluación adecuada de la formación.12. Facilitar la cementacion y la completacion.13. Control de la corrosión.14. Minimiza el impacto ambiental.15. Evitar el ingreso de fluidos nativos de las formaciones.

1. Generalidades

• Es conveniente tener en cuenta que el fluido de Perforación es una parte principal del éxito de la perforación de un pozo y del control de algunos problemas, ya que esta trabajando, en forma directa, con sus propiedades sobre el pozo.

• Por lo tanto es importante supervisar y llevar el control de sus propiedades para mayor efectividad de sus funciones.

• Los resultados obtenidos por medio de las mediciones que se realizan con base a un análisis físico-químico, se puede expresar como:

Propiedades

• Densidad (LPG)• Viscosidad plástica (cps)• Viscosidad Marsh (seg.)• Yield point (lb/100 pie2)• Gelatinosidad (lb/100 pie2)• Filtrado (cm3)• Enjarre (mm)• pH (escala de 0 a 14)• Sólidos y líquidos volumen (%)• Contenido de arenas volumen (%)• Salinidad (p.p.m NaCl)• * Relación aceite/agua % aceite / % agua• * Filtrado HPHT, LTLP (cm3)

2. Diseño de fluidos de perforación

• Para el diseño de un fluido, se debe contemplar si se trata de un pozo exploratorio o de desarrollo a fin de poder seleccionar datos correlativos que faciliten la obtención de parámetros óptimos en el fluido de control, de esta forma se determina el valor de las propiedades y su posible conflicto con funciones.

• Pozos exploratorios.- Dependientes de registros sísmicos, geológicos, TVD, MD, y programa de perforación.

• Pozos de desarrollo.- Correlación con los anteriores

3.1 Fluidos base agua

• 3.1.1 No dispersos.

– El termino no disperso indica que no utilizan defloculantes, solo así arcillas comerciales y las que se agregan durante la perforación, también, dentro de esta variedad se encuentran incluidos :

• Spud Mud• Lodo con agregados indígenas• Sistemas Agua - bentonita - polímeros• Bajos en sales (>200p.p.m.)


• 3.1.2 DispersosLlamados así porque los sólidos que lo conforman se dispersan debido a sus propiedades hidrofobicas o hidrofilicas y rechazo o atracción entre si.

– No Inhibidos, toleran bajas ratas de contaminación, luego se ven afectados en su viscosidad y gelatinosidad.

– Inhibidos, toleran contaminación no afectados por anhidrita y sal , pueden usarse con altas densidades sin levantar valores viscosidad y gelatinosidad.

– Calcicos, con contenido de Carbonato de calcio y combinaciones.


• Salinos, este tipo de lodos tratan de simular la salinidad de la formación, las combinaciones de sales mas usadas son: – Cloruro de sodio (ClNa).– Cloruro de calcio (ClCa).– Cloruro de potasio (ClK).– Combinaciones Salinas mas pesadas.

- Emulsificados, (a partir de los 1000 m.), constan de un porcentaje mínimo de diesel o petróleo, esto con el fin de proporcionar estabilidad con relación a la temperatura y garantizar el funcionamiento de otros aditivos como ser surfractantes, polímeros viscosificantes, compuestos densificantes, etc.

3.1 Fluidos base agua - Problemas

Contaminación por:

• Exceso arcillas.• Carbonatos.• Sales.• Anhidrita.• Alteración de propiedades básicas por latas temperaturas.

Síntomas principales:

- Alteración de MTB.- Alto filtrado, incremento de geles progresivos.- Incremento de pH y estabilidad de emulsión.- Reducción d pH.- Aumento de filtrado, variación en densidad y viscosidad.

3.1 Fluidos base agua – Pruebas de laboratorio

– Densidad.– Geles.– Filtrado HPHT.– Contenido de sólidos y líquidos.– pH.– Reologia. – Titulación.– Identificación del compuestos inorgánicos.

3.2 Fluidos base aceite

• Emulsión inversa, se define como un sistema en el que la fase continua y el filtrado es el aceite, la sustancia suspendida es el agua combinada con emulsificantes controladores de filtrado e inhibidores.

• Se utilizan generalmente para la interacción con arcillas y formaciones intercaladas y en tramos donde se necesita estabilidad frente a la temperatura.


• Pseudo emulsión, o lodo emulsificado de bajo impacto contiene 38-40% de agua, 30% de hidrocarburos orgánicos sintéticos (esteres y oleofinas alfa), 20% de aceite y 10 – 12% de agentes emulsificantes y de control de filtrado.

• Pueden usarse por encima de los 1000 m. ya que su carácter biodegradable los hace inofensivos una vez rota la emulsión.


• Fluido sintético, a diferencia de una pseudo emulsión se elimina totalmente el uso de diesel o petróleo desgasificado, sustituyendo la fase continua por hidrocarburos sintéticos de cadena larga y alto peso molecular.

• Generalmente usados en perforación de tramos finales y re-entries.

• También poseen carácter biodegradable, por lo que no tienen restricción en su uso.

3.2 Fluidos base aceite – Problemas

Contaminación con:

• Agua• Gas• Alta concentración de sólidos• Exceso de ácidos grasos• Asentamiento de barita• Inestabilidad de la emulsión

Principales síntomas

• Incremento en propiedades reologicas• Aumento del filtrado HPHT• Disminución de rata de perforación.• Incremento en la viscosidad• Disminución de densidad • Problemas en la densida, presencia de dos fases

3.2 Fluidos base aceite – Pruebas de laboratorio

– Densidad– Reología– Geles– Filtración (3 fases)– Retorta– Alcalinidad POM– Salinidad – Estabilidad eléctrica

3.3 Fluidos no convencionales

• Con GN, e cual actúa como fase continua, generalmente usado en pozos con paredes de roca consolidada donde difícilmente se encontraran formaciones con agua, apropiadas para formaciones sub presurizadas o con perdida de circulación.

• Lodo aireado, teniendo como fase continua una mezcla de lodo y aire esto, usado en perforación bajo balance, esta mezcla supera problemas de los lodos no convencionales en lo que a suspensión de recortes se refiere.

• Lodo espumado, mezcla entre lodo convencional agentes espumantes del para tratamiento de formaciones con altas ratas de perdida de circulación.

3.3 Fluidos No convencionales – Problemas

Contaminación con:

• Agua• Gas de recorte

Suspensión de sólidos a superficiePresión hidrostática bajaInstalación, operación y costo de equiposCorrosión de la herramienta

3.4 Fluidos de terminación

• Los fluidos de terminación son diseñados para controlar la presión, facilitar las operaciones de circulación - limpieza y proteger a la formación productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes.

• Se ha comprobado que de todos los fluidos de terminación, los más ventajosos, son las salmueras libres de sólidos en suspensión, por que protegen la formación productora, proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar substancias dañinas como la barita.

• Las propiedades fisico-químicas de las salmueras dependen de la composición química.

3.4 Fluidos de terminación - Características

• Bajo contenido de sólidos (> a 25%)• Valores de salinidad y pH dependientes de

simulación de salinidad de la formación.• Reología baja• Densidad dependiente de LOT• Viscosidad medianamente elevada

3.5 Fluidos de empaque

• La utilización de los fluidos de empaque en la etapa final de la terminación del pozo y el motivo por el cual se diseñan para ser colocados en los espacios anulares entre las tuberías de revestimiento y tubería de producción es, para que estas tuberías se protejan adecuadamente de los efectos de la corrosión, y que faciliten la recuperación de los aparejos de producción, ya que uno de los principales problemas es el sello y agarre por corrosión y depósito de materiales orgánicos e inorgánicos en los sellos del cuerpo del empacador, lo cual ha originado en muchas ocasiones operaciones subsecuentes de pesca para recuperación total de las sartas causando costos excesivos al alargarse los tiempos de intervención de los pozos.

• Este tipo de fluidos se emplean también para mantener una presión hidrostática en la parte externa de las tuberías de producción y así evitar alguna falla por colapso de las tuberías de revestimiento en algunas áreas de presión anormal.

• Se debe tener una correcta manipulación al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes contaminantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, los cuales reducirían la eficiencia de estos productos.

3.5 Fluidos de empaque - Características

– Estable a condiciones de temperatura y presión.

– No ser corrosivo.

– Que evite la formación de bacterias.

– Que esté libre de sólidos indeseables

– Que no cause daños a las formaciones productoras.

– Que no dañe el medio ambiente.

– Que facilite la recuperación de los aparejos de producción.

Gracias por su atención

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