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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
DISEÑO Y DESARROLLO EXPERIMENTAL DE UN FLUIDO ESPUMADO DE
PERFORACIÓN APLICABLE A LA CUENCA ORIENTE ECUATORIANA.
Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Roberto Carlos Matamoros Cajas
TUTOR:
Dr. Bolívar Germán Enríquez Vallejo
Febrero 2016
QUITO – ECUADOR
ii
DEDICATORIA
El presente trabajo, así como todos mis éxitos y triunfos
tras la bendición de Dios, son dedicados para la mujer que más amo y admiro,
Mariana del Rocío Cajas Portero, madrecita mía, inspiración, ánimo y garra de mi vida día a día.
A mi toda mi familia Cajas, leales siempre durante mi formación.
A mis Padres Victor Hugo, Gera y Pato
quienes ahora ya en el cielo, perdura su legado de firmeza, respeto, honestidad y trabajo.
Papá Jorge, por lo que un día esperaste que fuere;
fuiste, eres y serás un ejemplo a seguir.
Robert
iii
AGRADECIMIENTOS
Siempre a Dios todopoderoso por sus bendiciones al darme la vida, salud y el hogar, ya que sin su presencia en mi vida nada sería posible.
A Rocío Cajas por su confianza y apoyo incondicional durante mi carrera y mi vida. Gracias infinitas mamita linda.
A mi familia Cajas por su constante preocupación y ánimo en el transcurso de esta etapa de mi vida.
A mi amada novia quien sus siempre sabias palabras, su comprensión y aliento, han ayudado para tomar las mejores decisiones en pro de mi bienestar
a costa muchas veces del suyo. Gracias mi reina
A la Universidad Central del Ecuador la cual mediante la Carrera de Ingeniería de Petróleos me brindó un espacio para estudiar la carrera que
amo.
A mis amigos y compañeros quienes fueron personas de gran importancia durante mi vida Universitaria y para futuro sin duda alguna, los mejores
colegas y hermanos que pudo haberme dado el Señor.
De manera muy especial agradezco a Qmax Ecuador S.A. mediante el Ing. Rubén Paredes y la Ing. Andrea Chávez quienes me brindaron su confianza para dar mis primeros pasos dentro de mi vida
profesional y confiándome la investigación presentada.
Al Dr. Bolívar Enríquez quien en su afán de promover la investigación, dirigió mi Trabajo de Titulación con dedicación y énfasis para que la misma
se caracterice como un trabajo digno de publicarse.
Dios llene de bendiciones a todas las personas que han brindado un voto de confianza, amistad, compañerismo antes, hoy y que perduraran para el futuro.
Robert
iv
DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, Roberto Carlos Matamoros Cajas, en calidad de autor del Estudio Técnico
realizado sobre “DISEÑO Y DESARROLLO EXPERIMENTAL DE UN FLUIDO
ESPUMADO DE PERFORACIÓN APLICABLE A LA CUENCA ORIENTE
ECUATORIANA”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL
ECUADOR, a hacer uso de todo o parte de los contenidos que me pertenecen y contienen
esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente
autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los
artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su
reglamento.
Quito, a los veinte y nueve días de Enero de 2016.
Firma
C.C. 171347071-2
v
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
“Nosotros quienes suscribimos el presente documento, declaramos que el presente trabajo
de Titulación para optar al título de Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del
Ecuador de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es
original, no ha sido realizado con anterioridad en ningún trabajo de la industria ni
aceptado o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado
diferente al actual. El trabajo realizado es el resultado de las investigaciones del autor,
excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas”.
En la ciudad de Quito a los veinte y nueve días del mes de enero de 2016
Firma
____________________________ ____________________________
ROBERTO CARLOS MATAMOROS CAJAS BOLÍVAR GERMÁN ENRÍQUEZ VALLEJO
1713470712 0400913695
vi
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DEDICATORIA .......................................................................................................... II
AGRADECIMIENTOS .............................................................................................. III
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD....................................................................V
RESUMEN ................................................................................................................ XI
ABSTRACT .............................................................................................................. XII
INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 1
CAPÍTULO 1: GENERALIDADES ............................................................................. 2
1.1 Planteamiento del Problema .......................................................................... 2
1.2 Justificación e importancia ............................................................................ 2
1.3 Objetivos: ..................................................................................................... 3
1.3.1 Objetivo General ....................................................................................... 3
1.3.2 Objetivos Específicos ................................................................................ 3
1.4 Entorno del estudio ....................................................................................... 3
CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO ............................................................................. 4
2.1 Marco Contextual ......................................................................................... 4
2.1.1 Descripción de las zonas de interés............................................................ 4
2.1.2 Ubicación del área de estudio .................................................................... 4
2.1.3 Geología ................................................................................................... 5
2.1.4 Estratigrafía .............................................................................................. 7
2.2 Marco Teórico .............................................................................................. 8
2.2.1 Formaciones vulnerables ........................................................................... 8
2.2.2 Fluidos de perforación ............................................................................... 9
2.2.3 Fluidos Drill-In ....................................................................................... 25
2.2.4 Fluidos base agua .................................................................................... 27
2.2.5 Fluidos espumados y aireados ................................................................. 28
2.2.6 Q-Micronair México ............................................................................... 30
2.2.7 Localización de fallas .............................................................................. 34
2.2.8 Surfactantes ............................................................................................ 34
CAPÍTULO 3: DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................. 37
3.1 Tipo de estudio ........................................................................................... 37
3.2 Universo y muestra ..................................................................................... 39
3.3 Criterios de inclusión de la muestra ............................................................. 39
3.4 Métodos y técnicas ...................................................................................... 40
3.1 Procesamiento y análisis de la información ................................................. 40
3.1.1 Elaboración del Fluido ............................................................................ 41
3.1.2 Pruebas físicas......................................................................................... 45
vii
3.1.3 Pruebas químicas .................................................................................... 50
3.1.4 Prueba especial: Prueba de Taponamiento de Permeabilidad (PPT) ......... 51
3.2 Presentación de Resultados ......................................................................... 52
3.2.1 Bloque I. Selección de Surfactantes estables en el sistema ....................... 53
3.2.2 Bloque II. Optimización de Surfactantes ................................................. 55
3.2.3 Bloque III. Selección de viscosificante en su mejor concentración........... 57
3.2.4 Bloque IV. Optimización de Bentonita .................................................... 59
3.2.5 Bloque V. Adición de Carbonato de Calcio ............................................. 61
3.2.6 Propiedades físicas y químicas de las mejores formulaciones .................. 63
3.2.7 Costos ..................................................................................................... 64
CAPÍTULO 4: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS .................... 66
4.1 Análisis de resultados.................................................................................. 66
4.1.1 Bloque I. Selección de Surfactantes estables en el sistema ....................... 66
4.1.2 Bloque II. Optimización de Surfactantes ................................................. 67
4.1.3 Bloque III. Selección de viscosificante en su mejor concentración........... 68
4.1.4 Bloque IV. Optimización de bentonita ..................................................... 69
4.1.5 Bloque V. Adición de carbonato .............................................................. 70
4.1.6 Pruebas físicas y químicas de fluidos ejemplares ..................................... 71
4.1.7 Costos ..................................................................................................... 72
4.2 Propuesta .................................................................................................... 72
CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES................................... 74
5.1 Conclusiones ............................................................................................... 74
5.2 Recomendaciones ....................................................................................... 75
BIBLIOGRAFÍA........................................................................................................ 76
ANEXOS ................................................................................................................... 77
viii
INDICE DE ANEXOS
ANEXO 1 Entrevista Escrita ...................................................................................... 78
ANEXO 2 Procedimiento para medición de pH de los fluidos de Perforación ............. 81
ANEXO 3 Procedimiento para medición de la densidad de los fluidos de Perforación 82
ANEXO 4 Procedimiento para medición de la Viscosidad de los Fluidos de Perforación
mediante lectura directa. ..................................................................................... 83
ANEXO 5 Procedimiento para Prueba de Filtrado API ............................................... 84
ANEXO 6 Procedimiento para determinación de Ion Cloruro ..................................... 85
ANEXO 7 Procedimiento para determinación de alcalinidad del filtrado de lodo. ....... 86
ANEXO 8 Procedimiento para determinación de la Dureza total como calcio del
lodo. ................................................................................................................... 88
ANEXO 9 Procedimiento para realizar la prueba de Taponamiento y Permeabilidad
PPT. ................................................................................................................... 89
ANEXO 10 Resumen del procedimiento de observación de campo claro .................... 91
ANEXO 11 Entorno de Estudio .................................................................................. 92
ix
INDICE DE FIGURAS
FIGURA 2.1 Ubicación geográfica de la Cuenca Oriente ............................................. 4
FIGURA 2.2 Mapa morfo-estructural de la Cuenca Oriente .......................................... 5
FIGURA 2.3 Mapa tectónico de la Cuenca Oriente....................................................... 6
FIGURA 2.4 Columna tectóno-estratigráfica y eventos geodinámicos que controlaron el
desarrollo de la Cuenca Oriente y de sus sistemas petrolíferos. ............................. 7
FIGURA 2.5 Sistema de Circulación de los Fluidos de perforación. ........................... 10
FIGURA 2.6 Estabilidad del Fluido. ........................................................................... 12
FIGURA 2.7 Prueba de Filtración PPT. ...................................................................... 26
FIGURA 2.8 Prueba de Filtración PPT. ...................................................................... 32
FIGURA 3.1 Esquema del Diseño Metodológico........................................................ 38
FIGURA 3.2 Peso y volumen de los componentes. ..................................................... 43
FIGURA 3.3 Componentes del fluido para un barril químico. .................................... 44
FIGURA 3.4 Mezcladora Hamilton Beach ................................................................. 45
FIGURA 3.5 Medidor de pH electrónico. ................................................................... 45
FIGURA 3. 6 Balanza Normal de Lodo (a presión atmosférica). ................................. 46
FIGURA 3.7 Estabilidad del Fluido. ........................................................................... 46
FIGURA 3.8 Viscosímetro Rotativo. .......................................................................... 47
FIGURA 3.9 Filtro prensa API. .................................................................................. 48
FIGURA 3.10 Microscopio Olympus CX31. .............................................................. 49
FIGURA 3.11 Ion Cloruro .......................................................................................... 50
FIGURA 3.12 Alcalinidad del filtrado de lodo. .......................................................... 50
FIGURA 3.13 Alcalinidad del lodo. ........................................................................... 51
FIGURA 3.14 Dureza total de Calcio. ........................................................................ 51
FIGURA 3.15 Prueba de taponamiento PPT. .............................................................. 52
FIGURA 3.16 Surfactantes al 1%. .............................................................................. 53
FIGURA 3.17 Concentraciones de Surfactantes. ......................................................... 55
FIGURA 3.18 Concentraciones de Viscosificantes. .................................................... 57
FIGURA 3.19 Optimización de Bentonita. ................................................................. 59
FIGURA 3.20 Fluidos con Carbonato de Calcio. ........................................................ 61
FIGURA 3.21 Fluidos espumados de perforación después de rolar. ............................ 63
FIGURA 4.1 Mejores Surfactantes ............................................................................. 66
FIGURA 4.2 Optimización de Surfactantes. ............................................................... 67
FIGURA 4.3 Mejor concentración de viscosificantes. ................................................. 68
FIGURA 4.4 Optimización de Bentonita. ................................................................... 69
FIGURA 4.5 Mejores Fluidos. .................................................................................... 70
FIGURA 4.6 Fluidos Espumados de Perforación. ....................................................... 71
x
INDICE DE TABLAS
TABLA 2.1 Componentes de un Fluido de Perforación .............................................. 11
TABLA 2.2 Fluidos de perforación por aire, espuma y lodo aireado ........................... 29
TABLA 2.3 Formulación para 1m3 de Q-Micronair ................................................... 33
TABLA 2.4 Propiedades de Q-Micronair Mexico. Experimental y en un Pozo. .......... 33
TABLA 2.5 Parámetros de control en el diseño del lodo Drill In ................................ 34
TABLA 3.1 Criterios de inclusión de la muestra. ........................................................ 39
TABLA 3.2 Componentes del Fluido Espumado de Perforación ................................. 42
TABLA 3.3 Componentes del Fluido Espumado de Perforación en un barril de
laboratorio. ......................................................................................................... 42
TABLA 3.4 Surfactantes al 1%. ................................................................................. 54
TABLA 3.5 Concentraciones de Surfactantes. ............................................................ 56
TABLA 3.6 Concentraciones de Viscosificantes......................................................... 58
TABLA 3.7 Optimización de Bentonita. ..................................................................... 60
TABLA 3.8 Fluidos con Carbonato de Calcio............................................................. 62
TABLA 3.9 Propiedades físicas y químicas de los fluidos XhanGum y Mezcla. ......... 64
TABLA 3.10 Programación de Costos para fluido en sección 8 ½” en el Pozo “X” .... 65
TABLA 4.1 Formulaciones propuestas de Fluido Espumado de Perforación. .............. 73
xi
RESUMEN
Este trabajo se enfocó en el diseño experimental de un fluido de perforación espumado
a base de agua, planteado específicamente para pozos con importantes retos de pérdida
de circulación debido a formaciones fracturadas, fisuradas, no consolidadas o
empobrecidas en la cuenca oriente ecuatoriana. El desarrollo de la investigación fue de
carácter experimental en vista de que está basado en pruebas y análisis de laboratorio
establecidas en norma API para dicha actividad; iniciándose con un trabajo de
recopilación documental para establecer la formulación base de dicho fluido que
posteriormente se fue modificando en favor de obtener las propiedades físico-químicas
del objetivo. Como conclusión final se logra la formulación de un fluido espumado el
cual ofrece a la empresa, una alternativa altamente ecológica a los sistemas
convencionales de puenteo utilizando adicional al carbonato de calcio, micro-burbujas de
aire estabilizadas como las partículas de puente, además de baja densidad, buenas
propiedades de suspensión del fluido, acondicionamiento y la facilidad para remover las
micro-burbujas de aire mediante el alivio de la columna hidrostática.
Palabras clave
<FLUIDOS >, <PERFORACIÓN>, <SURFACTANTE>, <DENSIDAD>,
<REOLOGÍA >, <ESPUMA >
xii
ABSTRACT
This work focuses on the experimental design of a water-based drilling fluid especially
for wells with significant circulation challenges due to non-consolidated or impoverished,
fractured or fissured formations in the eastern Ecuador basin. The development of the
foam was based on experimental research using laboratory testing and analysis with
standard API norms for this activity. By collecting documentary work the basis of the
fluid was established. Later it was modified in order to change the physicochemical
properties to match our target formulation.
The final result is a fluid, which provides the company with a highly environmental
friendly alternative to the conventional fluids by using additional calcium carbonate,
micro-bubbles as stabilized bridge particles, a low density and good suspension
properties. Furthermore it offers a facile way of removing the micro-bubbles by relieving
the hydrostatic column.
Keywords
<FLUID>, <DRILL>, <SURFACTANT>, <DENSITY>, <REOLOGY> <FOAM>.
1
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo de titulación nace con el fin corporativo de QMAX Ecuador S.A. por
implementar a su cartera de productos para nuestro país, un fluido de baja densidad base
agua. La empresa por su parte, en el extranjero a través de Qmax México y Qmax Canadá,
tienen desarrollados e implementados sistemas espumados de baja densidad para condiciones
correspondientes a cada país; surgiendo aquí la necesidad de desarrollarse el estudio para
ofrecerlo en Ecuador.
Este trabajo apunta al diseño experimental de un fluido de perforación espumado a base de
agua, planteado específicamente para pozos con importantes retos de pérdida de circulación
en la cuenca oriente ecuatoriana. El desarrollo de la investigación al ser de carácter
experimental, está basado en pruebas y análisis de laboratorio establecidas en la norma API
13B-1.
Metodológicamente se inició con una recopilación documental estableciéndose a partir de
ella, la formulación base del fluido espumado. Posteriormente tras un proceso de mejora
continua y mediante la conformación de bloques de estudio, se fue modificando la
formulación base hasta obtener las propiedades físico-químicas del objetivo.
Como aporte de este estudio se logró la formulación de un fluido espumado, mismo que
ofrece a la empresa y sus clientes, una alternativa económica y altamente ecológica para
pozos que requieran de un fluido de baja densidad; considerándose que la implementación de
este sistema operativamente, involucraría una nueva etapa de investigación ya que las
condiciones para conformación del fluido en el campo son muy limitadas a comparación de
las condiciones disponibles en el laboratorio.
2
CAPÍTULO 1: GENERALIDADES
1.1 Planteamiento del Problema
El problema identificado es la pérdida de circulación al invadirse formaciones
vulnerables con fase líquida y sólidos finos del fluido durante la perforación. Un fluido mal
diseñado produce daño de formación es decir disminución de porosidad y permeabilidad de la
arena generando en lo posterior una pérdida en la producción.
Las formaciones atravesadas por la perforación hasta llegar a los yacimientos
petrolíferos que se encuentran en la cuenca Oriente del Ecuador incluyen entre otras, zonas
vulnerables o de baja gradiente, considerándose así formaciones fracturadas, fisuradas, no
consolidadas o empobrecidas.
1.2 Justificación e importancia
Se justifica porque al estudiar los fluidos espumados para perforación se ofrece una
alternativa nueva a la empresa y al cliente, que sea amigable con el medio amiente, basándose
principalmente en la incorporación de burbujas de aire al sistema, efecto de añadir un
surfactante tipo no iónico en la formulación del fluido, consiguiendo así una columna
hidrostática más ligera durante el proceso de perforación, evitando el daño en la formación
para que posteriormente se facilite el proceso de producción.
Los fluidos que actualmente se están utilizando en operaciones para zonas con
características vulnerables, son relativamente pocos y tienen altos costos, además es
importante ya que la formulación del fluido de perforación base agua ofrece un fluido con
propiedades físico-químicas óptimas, principalmente estable y de baja densidad para la zona
en mención. Las propiedades adicionales del fluido, contribuirán con mantener su desempeño
como un fluido de perforación tradicional, tanto en sus propiedades reológicas, inhibidoras,
como en costra y revoque.
3
1.3 Objetivos:
1.3.1 Objetivo General
Diseñar un fluido espumado que cumpla con los estándares para perforación de pozos
en la cuenca Oriente ecuatoriana.
1.3.2 Objetivos Específicos
Recopilar información bibliográfica y documental de fluidos espumados para
perforación en zonas de bajo gradiente.
Evaluar experimentalmente las propiedades físicas y químicas de los fluidos diseñados
mediante pruebas de laboratorio, siguiendo la Norma API-13B-1 hasta conseguir
características de un fluido espumado de perforación.
Definir la factibilidad para el uso del fluido espumado en la cuenca oriente ecuatoriana.
Comparar los costos de producción por barril de fluido entre un sistema tradicional y el
sistema espumado utilizado en el proceso.
1.4 Entorno del estudio
El Presente trabajo se lo realiza en un entorno estudiantil y corporativo. La
Universidad Central del Ecuador a través de la Carrera de Ingeniería de Petróleos como ente
de formación solicita al egresado la realización de un Trabajo de Titulación; por su parte la
Empresa Qmax Ecuador S.A. con sus objetivos corporativos, requiere realizar la
investigación con el nombre propuesto brindando las facilidades para desarrollo de la misma.
El Marco Institucional, Marco Ético y Marco Legal de cada una de las partes en
mención se encuentran detallados en el Anexo 11.
4
CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO
2.1 Marco Contextual
2.1.1 Descripción de las zonas de interés
La Cuenca Oriente Ecuatoriana se constituye como una de las cuencas subandinas
más complejas y atractivas científica y económicamente. Dividida en ciento veinte campos,
posee alrededor de 34.000 millones de barriles de petróleo. (Baby, Rivadeneira, & Barragán ,
2014, pág. 17)
2.1.2 Ubicación del área de estudio
La cuenca Oriente ecuatoriana se localiza al lado Este de la Cordillera de los Andes.
Ubicada en una zona estructuralmente compleja limitada entre los Andes Centrales y
Septentrionales. (Baby, Rivadeneira, & Barragán , 2014, pág. 17).
Geográficamente de Longitud Occidental entre los 77°45' y 75°15', y de Latitud entre
0°15' Norte y 4°30' Sur. La Cuenca Oriente ecuatoriana se extiende al norte en Colombia con
el nombre de la Cenca de Putumayo y al Sur Este en Perú como la Cuenca de Marañón.
FIGURA 2.1 Ubicación geográfica de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & Barragán ,
2014, pág. 15)
5
2.1.3 Geología
En la Cuenca Oriente se han evidenciado tres dominios tectónicos.
- El Dominio Occidental (Sistema Subandino), cuenta con tres zonas morfo-estructurales
(Fig. 2.2): El Levantamiento Napo, La Depresión Pastaza y La Cordillera de Cutucú.
FIGURA 2.2 Mapa morfo-estructural de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & Barragán
, 2014, pág. 20)
- El Dominio Central (Corredor Sacha-Shushufindi) sin duda está constituido por los
campos petrolíferos más sustanciales de la Cuenca siendo estos: Libertador, Sacha y
Shushufindi.
- El Dominio Oriental (Sistema Capirón-Tiputini) corresponde a una cuenca extensiva,
actualmente invertida, estructurada por fallas lístricas que se conectan sobre un nivel de
despegue horizontal. (Baby, Rivadeneira, & Barragán , 2014, pág. 32)
6
FIGURA 2.3 Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & Barragán , 2014,
pág. 25)
7
2.1.4 Estratigrafía
FIGURA 2.4 Columna tectóno-estratigráfica y eventos geodinámicos que controlaron el
desarrollo de la Cuenca Oriente y de sus sistemas petrolíferos (Baby, Rivadeneira, &
Barragán , 2014, pág. 22)
8
2.2 Marco Teórico
2.2.1 Formaciones vulnerables
A. Antecedente
- Pérdida de circulación
Se describe como una reducción parcial o total del fluido en la formación, resultado
de una caída de presión hidrostática. Se caracteriza por una reducción en los retornos de lodo
en comparación con el volumen bombeado. Obteniendo como resultado menor volúmenes de
fluido en los tanques. Dependiendo de la magnitud del volumen de pérdida de lodo, las
operaciones de perforación pueden verse considerablemente afectadas. Al perderse la presión
hidrostática producida por el lodo, los fluidos de la formación de otras zonas, controlados
anteriormente fluirían dentro del pozo, produciendo una surgencia o reventón, pudiéndose
también causar el derrumbe del pozo de formaciones estabilizadas anteriormente. (BAROID,
sf, págs. 7-2)
Puede ocurrir pérdida de circulación en las siguientes formaciones:
B. Formaciones Cavernosas.
Se constituye como la zona más grave para tolerar una pérdida de circulación ya que
la pérdida de lodo es inmediata y completa. La pérdida es producida en cavernas o en grietas
de la formación, mismas que están asociadas principalmente con arrecifes calcáreos. Cuando
la barrena cae varias pulgadas, incluso pies es el indicio más sencillo de que atraviesa la
parte superior de la caverna, quedando fácilmente detectada la presencia de la misma.
(BAROID, sf, págs. 7-3)
C. Formaciones Fracturadas.
Las formaciones permeables generalmente se ven afectadas al captar pérdidas de
circulación parcial o total. Las fracturas pueden ser naturales o provocadas por excesiva
presión hidrostática sobre una formación débil. Cuando la fractura ha sido inducida, la misma
9
se ensanchará y captará más lodo a menor presión. Para evitar inducir fracturas se deberá
mantener el mínimo peso del lodo y evitar incrementos bruscos de presión. Las pérdidas en
este tipo de formaciones se reflejan en una reducción de retornos y como consecuencia una
disminución en el volumen del tanque. (BAROID, sf, págs. 7-4)
D. Formaciones Permeables.
Entre formaciones porosas y permeables se incluyen estratos de gravas o conchas
marinas sueltas, no compactadas, depósitos de arrecifes, yacimientos agotados. En este tipo
de formaciones se producen desde pérdidas por filtración hasta pérdida completa de retornos.
Al igual que las pérdidas en los otros tipos de formaciones, están indicadas por una pérdida
parcial o total de los retornos y una disminución del volumen en los tanques. (BAROID, sf,
págs. 7-5)
2.2.2 Fluidos de perforación
A. Introducción a los fluidos de perforación
El objetivo de una operación de perforación es perforar, evaluar y terminar un pozo
que producirá petróleo y/o gas eficazmente. Los fluidos de perforación desempeñan
numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. La responsabilidad de la
ejecución de estas funciones es asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo y las
personas que dirigen la operación de perforación. El deber de las personas encargadas de
perforar el agujero, incluyendo el representante de la compañía operadora, el contratista de
perforación y la cuadrilla del equipo de perforación; es asegurar la aplicación de los
procedimientos correctos de perforación. La obligación principal del ingeniero de lodo es
asegurarse que las propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación
específico. El ingeniero de lodo también debería recomendar modificaciones de las prácticas
de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación. (Instituto Americano del
Petróleo, sf, pág. 2.1)
10
FIGURA 2.5 Sistema de Circulación de los Fluidos de perforación
B. Definición
Según el (CIED-PDVSA, 2002, pág. 2) El fluido de perforación o lodo como
comúnmente se le llama, puede ser cualquier sustancia o mezcla de sustancias con
características físicas y químicas apropiadas, como por ejemplo: aire o gas, agua,
petróleo o combinaciones de agua y aceite con determinado porcentaje de sólidos.
C. Componentes principales de un fluido de perforación
La formulación de un fluido de perforación viene de acuerdo a las necesidades
específicas de cada locación, actividad que busca realizarse y empresa encargada de la
11
operación; pero independientemente de dichos factores un fluido de perforación requiere
principalmente los componentes descritos a continuación en la Tabla 2.1.
TABLA 2.1 Componentes de un Fluido de Perforación
Función Compuesto
Fase continua
Agua, gas, petróleo, aceites
minerales, vegetales, y/o sintéticos
Densificante
Carbonato de calcio, barita, óxido
de hierro, galena, magnetita,
dolomita, calcita
Viscosificante
Bentonita, atapulgita, fibras de
amianto, polímeros
Controlador de filtrado
Polímeros, almidones,
formaldehido, carbonato de calcio
Controlador de ph Cal, ácidos, hidróxidos
Agente dispersante
(adelgazantes químicos)
Lignosulfatos, taninos, lignitos,
D. Propiedades físicas de los fluidos de perforación
Durante la perforación de un pozo, es de vital importancia mantener la calidad del
fluido dentro de los valores deseables y preestablecidos para evitar los problemas de
inestabilidad del hoyo. Sin embargo, es necesario recordar que las propiedades de un fluido
no son valores fijos, sino que pueden ser ajustados durante el proceso de la perforación razón
por la cual será responsabilidad del especialista tomar muestra del lodo a la entrada y salida
del pozo para comparar valores y proceder a efectuar los ajustes necesarios. (CIED-PDVSA,
2002, pág. 1.6)
12
- Estabilidad del fluido
Siendo la consideración más importante, el fluido deberá poseer una estabilidad
mínima durante 24 horas a condiciones ambientales. Este tiempo operacionalmente se
considera en caso de realizarse algún trabajo en la cual se involucre una paralización en las
operaciones del pozo. El asentamiento del agua a condiciones de pozo, ubicaría agua en la
zona de interés, generando inconvenientes con la formación.
Este parámetro al ser de orden cualitativo ayuda a descartar directamente una mala
formulación al cumplir uno y con mayor razón dos, o estos tres argumentos: reducción del
volumen de fluido (>20ml), formación de colchón de agua (>10ml) y heterogenización de las
burbujas (más de dos tamaños de burbuja predominantes).
FIGURA 2.6 Estabilidad del Fluido
En La figura 2.6 observamos diferentes comportamientos de estabilidad del fluido; en
dicho ejemplo se encuentran tres fluidos cuya formulación únicamente difiere en
13
concentración de surfactante; el fluido 7 tiene una buena estabilidad en volumen, tamaño de
burbuja y sin colchón de agua; el fluido 8 tiene una ligera reducción de volumen total, pero
tiene un gran colchón de agua y el fluido 9 tiene simultáneamente una reducción muy notable
de fluido y un alto colchón de agua. Descartándose así los fluidos 8 y 9.
- Densidad
Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en sitio los fluidos
de la formación. La densidad se expresa por lo general en lbs/gal, y es uno de los dos
factores, de los cuales depende la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido.
Durante la perforación de un pozo se trata de mantener una presión hidrostática ligeramente
mayor a la presión de la formación, para evitar en lo posible una arremetida, lo cual
dependerá de las características de la formación. (CIED-PDVSA, 2002, pág. 1.7)
La Densidad se constituye como el principal parámetro a considerarse en las pruebas
de los fluidos a evaluarse, ya que el principal objetivo del fluido espumado es lograr
densidades inferiores a 7.5 lb/gal.
- Viscosidad
Como otro factor importante a considerarse tenemos la reología; este parámetro se ve
afectado significativamente por la presencia de aire en el fluido ya que dichos espacios de
aire actúan como partículas sólidas frente al émbolo del viscosímetro generando una alta
viscosidad en el fluido.
La reología principalmente en operaciones representa la capacidad de suspensión del
fluido para mantener los sólidos y ayudar a extraerlos a superficie; influye significativamente
en la velocidad de penetración y en mantener la homogeneidad del fluido.
VISCOSIDAD PLÁSTICA.- Es la viscosidad que resulta de la fricción mecánica entre:
Sólidos, Sólidos-líquidos y Líquido-líquidos. Esta viscosidad depende de la concentración,
tamaño y forma de los sólidos presentes en el fluido, y se controla con equipos mecánicos de
14
Control de Sólidos. Este control es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y
sobre todo para obtener altas tasas de penetración (ROP). Una baja viscosidad plástica sumada
a un alto punto cedente permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración.
(CIED-PDVSA, 2002, pág. 1.8)
La viscosidad plástica obtenemos a partir de las medidas directas del viscosímetro
rotativo a 600 RPM y 300 RPM:
𝑉𝑃 = 𝑉600𝑅𝑃𝑀 − 𝑉300𝑅𝑃𝑀
PUNTO CEDENTE.- Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo
condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra
en movimiento. El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en
condiciones dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de los contaminantes
solubles como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de formación. Un fluido
floculado exhibe altos valores de punto cedente; la floculación se controla de acuerdo al
causante que lo origina. Se usan adelgazantes químicos cuando es causada por excesos de
sólidos arcillosos y agua cuando el fluido se deshidrata por altas temperaturas. (CIED-PDVSA,
2002, pág. 1.8).
La medida del Punto cedente (YP) es obtenida a partir de la viscosidad plástica y la
lectura directa del viscosímetro rotativo a 300 RPM:
𝑌𝑃 = 𝑉300𝑅𝑃𝑀 − 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑃𝑙á𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎
- Filtración
El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia
las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta
característica es afectada por los siguientes factores como: presión, dispersión. Temperatura,
tiempo. Se mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los fluidos base
15
agua y a alta presión (HP) y alta temperatura (HT) para los fluidos base aceite. Su control
depende del tipo de formación. En formaciones permeables no productoras se controla
desarrollando un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene alta concentración y
dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos de control de filtración. Por
ello, es práctica efectiva usar bentonita prehidratada para controlar el filtrado API. (CIED-
PDVSA, 2002, pág. 1.10)
La cantidad de filtrado influye sobre la estabilidad del pozo y causa daño a la zona
productora, razón por la cual es importante su control. El filtrado API aplica exclusivamente
para los fluidos base agua y su valor experimental deberá ser de máximo 5ml.
- Filtración PPT
El PPT es muy útil en la predicción de como el fluido de perforación puede formar un
revoque de baja permeabilidad para sellar las zonas depletadas, bajo intervalos presurizados y
ayuda a prevenir el plegamiento diferencial.
- Potencial de Hidrógeno
El pH indica si el lodo es ácido o básico. La mayoría de los fluidos base acuosa son
alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7.5 a 11.5. Cuando el pH varía de 7.5 a 9.5, el
fluido es de bajo pH y cuando varía de 9.5 a 11.5, es de alto pH. (CIED-PDVSA, 2002, pág.
1.10)
Este rango de pH operativamente ayuda indicando la degradación o descomposición
del fluido ya que influye en el desempeño de algunos aditivos dentro del fluido, así como
también puede indicar si se puede reutilizarlo o de ser necesario aplicarle un tratamiento para
su posterior desecho.
16
E. Propiedades químicas de los fluidos de perforación
- MBT
“La prueba de azul de Metileno (Methylene Blue Test) Es una medida de la
concentración total de sólidos arcillosos que contiene el fluido.” (CIED-PDVSA, 2002, pág.
1.11)
- Contenido de ión cloruro
“Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta
concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua.” (CIED-PDVSA,
2002, pág. 1.11)
“Los cloruros afectan la reología de los fluidos base agua y causan comúnmente
problemas de floculación. En algunos casos ocurren problemas de arremetida por influjo de
agua salada.” (CIED-PDVSA, 2002, pág. 57)
- Alcalinidad del filtrado y del fluido
La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de iones
solubles en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba de
alcalinidad se pueden estimar la concentración de iones 𝑂𝐻 − 𝐶𝑂3 = y 𝐻𝐶𝑂3 presentes en el
fluido. (CIED-PDVSA, 2002, pág. 1.11)
La comparación entre los valores de alcalinidad del filtrado (Pf y Mf), permite
visualizar problemas de contaminación en el fluido. La presencia de iones contaminantes
principalmente afecta a la estabilidad del hoyo.
La alcalinidad del fluido ayudar para determinar la concentración de cal necesaria
para secuestrar los gases ácidos que puedan presentarse durante la perforación del pozo y
generando problemas en el desempeño de la misma.
17
- Dureza total como calcio
“Es causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua o en el
filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos base de agua.”
(CIED-PDVSA, 2002, pág. 1.11)
El calcio es un contaminante que afecta las propiedades del fluido y disminuye el
rendimiento de las arcillas. Debe ser tratado con carbonato de sodio para precipitarlo como
un sólido inerte.
Determinar a través de un análisis de dureza los ppm de calcio presentes en el fluido
ayuda para proceder a introducir los correctivos necesarios y evitar el efecto nocivo de estos
contaminantes. (CIED-PDVSA, 2002, pág. 55).
F. Funciones del fluido de perforación
Para cumplir las necesidades cada vez más complejas que el fluido de perforación
debe desempeñar, este demandará ciertas propiedades físicas y químicas que le permitan
adaptarse a una gran variedad de condiciones, por ello se ha requerido que la composición
de los fluidos sea más variada y que sus propiedades estén sujetas a mayor control.
Se debe reconocer el efecto que las propiedades del lodo tienen sobre todas las
funciones, así como la importancia relativa de cada función. Por ejemplo, la presión de la
formación es controlada principalmente mediante la modificación del peso del lodo, pero el
efecto de la viscosidad sobre las pérdidas de presión anular y la Densidad Equivalente de
Circulación (ECD) debería ser considerado para evitar la pérdida de circulación. (Instituto
Americano del Petróleo, sf, pág. 2.11)
Según las condiciones de cada pozo y las operaciones que en él se estén
desempeñando se establecerá cierto énfasis para alguna función entre las más comunes.
18
- Controlar presiones de la formación
Típicamente, a medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta la
densidad del fluido de perforación para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del
agujero. Esto impide que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos de
formación presurizados causen un reventón. La presión ejercida por la columna de fluido de
perforación mientras está estática (no circulando) se llama presión hidrostática. (Instituto
Americano del Petróleo, sf, pág. 2.3)
𝑃ℎ = 0.052 × 𝜌 × 𝑇𝑉𝐷
Donde:
Ph = presión hidrostática de la formación, psi
0.052 = constante de conversión, gal/in²-ft.
ρ = densidad del lodo de perforación, lb/g.
TVD = Profundidad de la formación, ft
Adicionalmente la presión hidrostática ayuda a controlar pozos inestables por:
esfuerzos adyacentes al pozo ejercidos por fuerzas tectónicas, la orientación del pozo en los
intervalos de alto ángulo y pozos horizontales.
(Instituto Americano del Petróleo, sf) Afirma: “El control de pozo (o control de
presión) significa que no hay ningún flujo incontrolable de fluidos de la formación dentro del
pozo.” (p.2.4).
- Formar revoque o costra
Los sistemas de fluido de perforación deben estar diseñados para depositar sobre la
formación un delgado revoque, liso, flexible y de baja permeabilidad, con el fin de limitar la
invasión de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de
perforación y producción. Los posibles problemas relacionados con un grueso revoque y la
filtración excesiva incluyen las condiciones de pozo “reducido”, registros de mala calidad,
mayor torque y arrastre, tuberías atascadas, pérdida de circulación, y daños a la formación.
(Instituto Americano del Petróleo, sf, pág. 2.5)
19
En yacimientos con alta permeabilidad (grandes gargantas de porales), según el
tamaño de los sólidos presentes en el fluido, este podría invadir entero la formación. Para el
caso será necesario usar agentes puenteantes, de manera que los sólidos del fluido formen un
sello o a su vez aditivos limitar la filtración.
- Mantener la estabilidad del agujero
La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse para
proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de
revestimiento. La inestabilidad del pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación,
causando condiciones de agujero reducido, puentes y relleno durante las maniobras. La mejor
estabilidad del pozo se obtiene cuando este mantiene su tamaño y su forma cilíndrica
original. Al desgastarse o ensancharse de cualquier manera, el pozo se hace más débil y es
más difícil de estabilizar.
El ensanchamiento del pozo produce una multitud de problemas, incluyendo bajas
velocidades anulares, falta de limpieza del pozo, mayor carga de sólidos, evaluación
deficiente de la formación, mayores costos de cementación y cementación inadecuada. Las
arenas mal consolidadas y débiles requieren un ligero sobrebalance y un revoque de buena
calidad que contenga bentonita para limitar el ensanchamiento del pozo, por el contrario en
las lutitas, los pozos son generalmente estables pero las diferencias químicas causan
interacciones entre el fluido de perforación y la lutita, las cuales pueden producir el
hinchamiento o el ablandamiento. (Instituto Americano del Petróleo, sf, págs. 2.5-2.6)
- Suspensión y descarga de recortes
Los fluidos de perforación tienen la misión de suspender los recortes de perforación,
los materiales densificantes y los aditivos bajo una amplia variedad de condiciones, sin
embargo deben permitir la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos. Los
recortes de perforación que se sedimentan durante condiciones estáticas pueden causar
20
puentes y rellenos, los cuales, por su parte, pueden producir el atascamiento de la tubería o la
pérdida de circulación. El asentamiento ocurre con mayor frecuencia bajo condiciones
dinámicas en los pozos de alto ángulo donde el fluido está circulando a bajas velocidades
anulares.
Las altas concentraciones de sólidos de perforación son perjudiciales para
prácticamente cada aspecto de la operación de perforación, principalmente la eficacia de la
perforación y la velocidad de penetración (ROP). Estas concentraciones aumentan el peso y
la viscosidad del lodo, produciendo mayores costos de mantenimiento y una mayor necesidad
de dilución. También aumentan la potencia requerida para la circulación, el espesor del
revoque, el torque y el arrastre, y la probabilidad de pegadura por presión diferencial.
Para lograr un control de sólidos eficaz, los sólidos de perforación deben ser extraídos
del fluido de perforación durante la primera circulación proveniente del pozo. (Instituto
Americano del Petróleo, sf, págs. 2.4-2.5)
- Evacuar los recortes del pozo a superficie.
A medida que la broca va generando los recortes de perforación, éstos deben ser
retirados, para este fin, se hace circular el fluido de perforación dentro de la columna de
perforación, el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, desde la broca,
subiendo por el espacio anular.
“La remoción de los recortes depende del tamaño, forma y densidad de los recortes; la
Velocidad de Penetración (ROP), la rotación de la columna de perforación; y de la
viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido.” (Instituto Americano del Petróleo, sf,
pág. 2.1)
- Transmitir energía hidráulica a herramientas y broca.
La energía hidráulica puede ayudar a mejorar la rata de penetración (ROP),
removiendo más eficientemente los recortes en la broca; alimenta a los motores de fondo para
21
producir el giro de la broca y a las herramientas de Medición al Perforar (MWD) y Registro
al Perforar (LWD).
Los programas de hidráulica se basan en el dimensionamiento de los nozzles de la
broca para utilizar la potencia disponible (presión o energía) de la bomba de lodo a fin de
maximizar la caída de presión en la broca u optimizar la fuerza de impacto del chorro sobre
el fondo del pozo. Los programas de hidráulica están limitados por la potencia disponible de
la bomba, las pérdidas de presión dentro de la columna de perforación, la presión superficial
máxima permisible y el caudal óptimo. Los tamaños de los nozzles se seleccionan con el fin
de aprovechar la presión disponible en la broca para maximizar el efecto del impacto de lodo
en el fondo del pozo. (Instituto Americano del Petróleo, sf, pág. 2.8)
Las pérdidas de presión en la columna de perforación son mayores cuando se usan
fluidos con densidades, viscosidades plásticas y contenidos de sólidos más altos. Los fluidos
de perforación que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, de bajo contenido de
sólidos, o los fluidos que tienen características reductoras de arrastre, son más eficaces para
transmitir la energía hidráulica a las herramientas de perforación y a la barrena. (Instituto
Americano del Petróleo, sf, págs. 2.8-2.9)
- Enfriar y lubricar la broca.
Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por
fricción en la broca y en las zonas donde la columna de perforación rotatoria roza contra la
tubería de revestimiento y el pozo. La circulación del fluido de perforación enfría la broca y
el conjunto de perforación, alejando este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo.
El calor transmitido desde los puntos de fricción al lodo es difundido a medida que este
alcanza la superficie.
Además de enfriar, en menor grado el lodo por sí mismo, lubrica la columna de
perforación, reduciendo aún más el calor generado por fricción.
22
Los lodos base de aceite y sintético lubrican mejor que la mayoría de los lodos base
agua, pero éstos pueden ser mejorados mediante la adición de lubricantes.
La capacidad lubricante es demostrada por la disminución de la torsión de la sarta,
aumento de la vida útil de la mecha, reducción dela presión de la bomba,
Altos valores de torque y arrastre, un desgaste anormal, y el agrietamiento por calor
de los componentes de la columna de perforación constituyen indicios de una lubricación
deficiente.
Sin embargo, se debe tener en cuenta que estos problemas también pueden ser
causados por grandes patas de perro y problemas de desviación, embolamiento de la barrena,
asentamiento ojo de llave, falta de limpieza del agujero y diseño incorrecto del conjunto de
fondo. (Instituto Americano del Petróleo, sf, págs. 2.7-2.8)
- Asegurar una adecuada evaluación de la formación
La calidad del lodo debe permitir la obtención de toda la información necesaria
para valorar la capacidad productiva de petróleo de las formaciones perforadas. Las
características físico-químicas del lodo deben ser tales que puedan asegurar la información
geológica deseada, la obtención de mejores registros y la toma de núcleos. (Instituto
Americano del Petróleo, sf, pág. 2.9)
Técnicos registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la circulación del lodo y de
los recortes para detectar indicios de petróleo y gas. Estos técnicos examinan los recortes para
determinar la composición mineral, la paleontología y detectar cualquier indicio visual de
hidrocarburos. Ciertos registros eléctricos son eficaces en fluidos conductores, mientras que
otros lo son en fluidos no conductores. Las propiedades del fluido de perforación afectarán la
medición de las propiedades de la roca por las herramientas eléctricas de cable. (Instituto
Americano del Petróleo, sf, págs. 2.9-2.10)
23
- Controlar la corrosión
Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento que están
constantemente en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de
corrosión. Los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de
hidrógeno pueden causar graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como en el
fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función
importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable. Además
de proteger las superficies metálicas contra la corrosión, el fluido de perforación no debería
dañar los componentes de caucho o elastómeros.
Los inhibidores químicos y secuestradores son usados cuando el riesgo de corrosión
es importante, esto mantendrá la velocidad de corrosión a un nivel aceptable. (Instituto
Americano del Petróleo, sf, pág. 2.10)
- Facilitar la cementación y Completación
El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de
revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las
operaciones de Completación. Durante la introducción de la tubería de revestimiento, el lodo
debe permanecer fluido y minimizar el suaveo y pistoneo, de manera que no se produzca
ninguna pérdida de circulación inducida por las fracturas. Resulta más fácil introducir la
tubería de revestimiento dentro de un pozo liso de calibre uniforme, sin recortes, derrumbes
o puentes. El lodo debería tener un revoque fino y liso. Para que se pueda cementar
correctamente la tubería de revestimiento, todo el lodo debe ser desplazado por los
espaciadores, los fluidos de limpieza y el cemento. El desplazamiento eficaz del lodo requiere
que el pozo tenga un calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja viscosidad y bajas
resistencias de gel no progresivas. (Instituto Americano del Petróleo, sf, pág. 2.11)
24
- Minimizar el impacto sobre el medio ambiente
Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser
eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo
impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables.
La mayoría de los países han establecido reglamentos ambientales locales para los desechos
de fluidos de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, anhidros y sintéticos
están sujetos a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningún conjunto único de
características ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones. Todos los
compuestos químicos a pesar de ser de utilidad en los fluidos de perforación una vez que son
desechados se convierten en agentes contaminantes por lo que son requeridos de ciertos
procesos de tratamientos a fin de minimizar la influencia de los efluentes de perforación en el
medio. (Instituto Americano del Petróleo, sf, pág. 2.11)
G. Selección del fluido de perforación
Lo primero y las más importantes consideraciones son las características de los
reservorios hidrocarburíferas en la cuenca oriente ecuatoriana; que se refieren a la porosidad,
permeabilidad y a los diferentes tamaños de gargantas porales. Tomando en cuenta como dato
fundamental que en la mayor parte estos reservorios se encuentran en campos maduros.
- Criterios de selección del fluido de perforación
En vista de que la densidad del fluido que se está usando en la perforación brinda un
control de presión de la formación, se afirma que este es el criterio principal para la selección
de un fluido de perforación. Luego podemos considerar es la temperatura ya que afecta la
estabilidad de varios aditivos o inhibidores de corrosión estándar, según la temperatura de
fondo y el periodo de exposición, por esta razón, se debe llevar un registro minucioso de
densidad y temperatura durante la operación.
25
Un factor determinante en el uso o no del fluido de perforación es también la eficacia
de los inhibidores y controladores de filtrado usados. También es muy importante al
momento de seleccionar el fluido enfocarse en:
A. Seguridad en el manejo de los productos químicos del fluido de perforación, debido a
la toxicidad de los mismos.
B. El lodo diseñado no debe ser dañino al medio ambiente. Es decir, a más de minimizar
los daños de formación, debe cumplir con las Normas Ambientales vigentes.
C. El costo del fluido debe estar en función de su eficiencia, a mayor costo debe tener
mejor resultado. (Cruz, 2012, pág. 29)
Cabe indicar que además de las anteriores consideraciones para la selección del lodo,
también se fundamenta en las características del campo donde se esté perforando. (Cruz,
2012, págs. 29-30)
2.2.3 Fluidos Drill-In
Los fluidos DRIL-IN están diseñados para que con un bajo índice de filtración no
sean dañinos a la formación productora, provean un nivel superior de limpieza del pozo, se
presten para fácil limpieza y sean efectivos en relación al costo, teniendo a su cargo la amplia
gama de problemas que se encuentran en operaciones de perforación horizontal, terminación
y reparación. (BAROID, sf, pág. 4.3)
El puenteo de la zona de producción es la clave para evitar daños a la formación. Los
materiales de puenteo que se utilizan en los fluidos DRIL-IN incluyen carbonato de calcio
dimensionado y sal dimensionada. Al puentear zonas de producción, adquiere importancia el
dimensionado de partículas. (BAROID, sf, pág. 4.3)
Las pruebas de filtración con fluidos DRIL-IN se realizan usando un disco cerámico
que refleja lo más exactamente posible el tamaño de poro de la formación. Estas pruebas se
26
pueden utilizar en el campo para determinar la correcta aplicación del sistema de fluidos
DRIL-N. (BAROID, sf, pág. 4.3)
FIGURA 2.7 Prueba de Filtración PPT
A. Definición
Son fluidos utilizados para la perforación de la zona productora, que por lo general
utilizan el “Puenteo” para controlar la invasión del fluido hacia la formación productora, a su
vez producen una zona de revoque en la pared del pozo la cual puede ser fácilmente removida
por el fluido producido, el cual tiene atributos de un fluido de Completación.
B. Características
No deben contener material densificante insolubles al ácido, ni arcillas ya que podrían
migrar dentro de la formación y taponar los poros.
27
Su formulación debe constar de rompedores o viscosificantes solubles al ácido.
Los materiales puenteantes deben tener un tamaño de partícula apropiado, para de esta
forma minimizar el filtrado a la formación y obtener un revoque eficiente, es decir,
delgado, impermeable, flexible y de fácil remoción.
El fluido debe ser formulado para evitar la hidratación y migración de arcillas que se
encuentran en las zonas productoras, y evitar el taponamiento de los poros de la formación.
El filtrado debe ser compatible con los fluidos de la formación, para no alterar las escalas
de minerales.
Tanto el fluido como el filtrado no deben alterar la mojabilidad de la formación.
El filtrado no debe formar emulsiones con los fluidos de la formación para no causar
bloqueos de la misma.
Contener agentes que provean lubricidad, limpieza e inhibición a la perforación.
Debe ser formulado con materiales solubles al ácido y al agua, los cuales no causen
precipitaciones ni emulsiones.
Debido a que este fluido también tiene propiedades de fluido de completación es
importante que sea compatible con los procesos y equipos de completación.
2.2.4 Fluidos base agua
Se constituyen como los fluidos más usados, fáciles para preparar y no muy costosos
para su mantenimiento. El agua es uno de los mejores líquidos básicos para perforar, por su
abundancia y bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las sales
disueltas que pueda tener, como calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir propiedades
requeridas. Por estas razones los fluidos base agua son los más usados en la industria del
petróleo. (QMAX ECUADOR S.A., 2012, pág. 25)
28
A. Composición de los fluidos de perforación base agua
La composición de un fluido de perforación va de la mano con los requerimientos de
la operación a realizarse en cada pozo. Un fluido de perforación base agua constituye un
sistema en el cual participan principalmente las siguientes fases:
Fase liquida.- La fase líquida es la de mayor proporción, la que mantiene en suspensión los
aditivos que componen las otras fases. Esta fase puede ser agua dulce o salada, y en otros casos
también puede ser una emulsión agua-aceite. (QMAX ECUADOR S.A., 2012, pág. 26)
Fase coloidal o reactiva.- En esta fase reactiva se utilizan varios tipos de arcillas; esto
depende de la salinidad de la fase líquida. Si se realiza en agua salada se usa una arcilla
especial, donde su elemento principal es la atapulgita. En agua dulce se utiliza la
montmorillonita o llamada comúnmente bentonita (gel natural). (QMAX ECUADOR S.A.,
2012, pág. 27)
Fase Inerte.- Formado por el material densificante, que para este caso se utilizará el
carbonato de calcio (generalmente barita). A más de este compuesto, también se incluye en
esta fase a los sólidos de perforación y arena. (QMAX ECUADOR S.A., 2012, pág. 27)
Fase Química.- Dicha fase está estructurada por sustancias solubles en la fase líquida como
controladores de filtrado, encapsulantes, emulsificantes, dispersantes, alcalinizantes; los que
controlaran el comportamiento de las arcillas y se encargan de mantener el fluido según lo
requerido por el diseño de perforación. (QMAX ECUADOR S.A., 2012, pág. 28)
2.2.5 Fluidos espumados y aireados
La perforación con aire usa volumen de aire para perforar formaciones que presentan
problemas mayores a los fluidos de perforación. La espuma es una combinación de agua o
lechada de polímeros/bentonita mezclada con un agente espumante; el aire de un compresor
se combina con el agente espumante para formar las burbujas que actúan como agentes
29
transportadores de recortes. El lodo aireado puede ser prácticamente cualquier lodo base agua
al que se le agrega aire. Este tipo de lodo tiene menos presión hidrostática y menos tendencia
a fracturar formaciones débiles, sumamente porosas, con presiones subnormales o
formaciones cavernosas. La espuma y los lodos aireados son útiles en situaciones en que no
es posible la perforación con aire y cuando los fluidos de perforación no son eficientes.
(BAROID, sf, págs. 6.2-6.3)
TABLA 2.2 Fluidos de perforación por aire, espuma y lodo aireado (BAROID, sf, pág. 6.3)
Fluido de
perforación Descripción Aplicación
Aire/gas
- Aire/gas es la fase continua
- Se requieren grandes
volúmenes de aire/gas
- Extremadamente baja presión
de la formación
- No hay expuesta formación
acuífera
Espuma
- Se agrega al aire comprimido
una mezcla de agua o lechada
de polímeros y agentes
espumantes.
- Espacios anulares más grandes
que la perforación con aire
- Formaciones acuíferas
expuestas
Lodo Aireado
- El fluido de perforación es la
fase continua.
- Se agrega aire para reducir la
presión hidrostática
- Formaciones débiles
- Formaciones inestables con
presiones subnormales (6 lb/gal
a 8 lb/gal densidad equivalente)
Nota: Esta tabla describe cada tipo de fluido y detalla las aplicaciones recomendadas.
A. Perforación con aire
La perforación con aire emplea gas comprimido para limpiar el pozo. El aire es el gas
que se usa más comúnmente, pero también se puede usar gas natural y otros gases. Los
problemas que pueden aparecer en la perforación por gas incluyen: regulación de la presión
del gas, afluencia de fluidos de la formación, erosión de las paredes del pozo. (BAROID, sf,
pág. 6.4)
30
B. Perforación con Espuma
Dicha perforación usa espuma como agente de transporte para la remoción de
recortes, en lugar de la velocidad del aire. La perforación con espuma requiere menos
volumen que la perforación con aire y se vale de la fuerza de las burbujas para eliminar los
recortes, mientras que la perforación con aire y rociado fino dependen de tasas de flujo
extremadamente altas. Una indicación de eficaz perforación con espuma la da un flujo de
espuma continuo y regular en la línea de descarga. Un flujo pulsante e irregular (cabeceo)
puede indicar problemas con las columnas de flujo. Además de limpiar el pozo, la espuma
deposita una costra fina sobre las paredes del pozo para mejorar su estabilidad. Para espesar
la espuma y mejorar la limpieza del pozo y su tolerancia al agua, se usan polímeros y/o
bentonita a fin de mezclarlos en una lechada. (BAROID, sf, pág. 6.5)
C. Lodo aireado
Los sistemas de lodo aireado reducen la pérdida de circulación en áreas con
gradientes con muy bajos gradientes de fractura. Al mismo tiempo, se reduce la hidratación
de las lutitas y la corrosión. Con un sistema aireado son posibles pesos efectivos de lodo de 6
ppg a 8 ppg (peso específico 0.48 - 0.72). Estos pesos reducen considerablemente la presión
diferencial en el pozo. Por ser menor la presión, el perforador puede lograr un mayor índice
de penetración del que es posible con fluidos de perforación normales. (BAROID, sf, pág.
6.11)
2.2.6 Q-Micronair México
Es un sistema de baja densidad base agua que consiste básicamente en una dispersión
estable micrónica de aire en agua. Las dispersiones de gases en líquidos se forman cuando un
gas, el cual debe ser insoluble en el líquido se fuerza hacia adentro del líquido. (QMAX
MEXICO S.A. de C.V., 2011)
31
La estabilidad de tal dispersión dependerá de la tensión superficial del líquido, ya que
al presentar baja tensión superficial (tensoactivo no iónico), las burbujas serán más finas,
manifestándose en un fluido homogéneo por contener esferas o burbujas finas a lo largo de
toda la columna. (QMAX MEXICO S.A. de C.V., 2011)
A. Aspectos Químicos
Tenso activos de alto rendimiento.
Polímeros resistentes a temperaturas de 120 °C – 150 °C.
Formación de Cristales plásticos protectores por reacción interna en el Sistema.
Alcalinizantes especiales para proteger al equipo y a los polímeros del oxígeno
disuelto.
Sales inhibidoras que facilitan la formación de microburbujas e inhiben la hidratación
de arcillas.
Estabilidad Química.- Reduciendo la tensión superficial del agua usando tensoactivos
de alto rendimiento. Mientras más baja es la tensión superficial mejor se dispersa el gas
en burbujas más pequeñas.
La estabilidad aumenta considerablemente utilizando coloides poliméricos que
protegen las burbujas y aumentan la viscosidad.
B. Dispersión Mecánica
Los tanques generadores de espuma efectúan esta dispersión estable, por el efecto de
sus agitadores y el diseño cilíndrico de los mismos, generando diminutas burbujas
capaces de mantenerse inmersas dentro de la fase continua del fluido (agua).
La agitación mecánica debe estar especialmente diseñada para que, combinada con una
baja tensión superficial, las burbujas sean sumamente finas, para esto deben
considerarse los tanques, agitadores, generadores de espuma.
32
Si el medio mecánico es inadecuado las burbujas serán gruesas e inestables.
FIGURA 2.8 Agitador mecánico (QMAX MEXICO S.A. de C.V., 2011)
33
TABLA 2.3 Formulación para 1 m3 de Q-Micronair (QMAX MEXICO S.A. de C.V., 2011)
Material Concentración Función
Agua 700 L/m3 Fase Continua
Mezcla de Tensoactivos no
ionicos de alto rendimiento 15 L/m3
Tenso activo no iónico generador de
micro burbuja
Modificador reológico a base de
Polímeros viscosificantes 8 Kg/m3 Polímero para estabilizar micro burbuja
Sellador de microburbuja 10 L/m3
Generador de microcristales plásticos
que estabilizan y sellan la micro
burbuja, así como ablandan el agua
Inhibidor y estabilizador térmico
a base de sales alcalinoterreas 20 Kg/m3 Inhibidor de hidratación de arcillas
Buffer/Estabilizador de
microburbuja 4 L/m3
Inhibidor de hidratación de
arcillas/Corrosión/ estabilizador de
microburbuja
TABLA 2.4 Propiedades de Q-Micronair Mexico. Experimental y en un Pozo (QMAX
MEXICO S.A. de C.V., 2011)
Propiedad Experimental Ejemplo Shesea 1x
Densidad 7.8 ppg 7.6 – 8.0 ppg
PV, cps 30 30
YP, lb/100 ft2 60 60
10” gel 29 /48 29 /48
6 RPM 28 28
3 RPM 27 27
Filtrado API 6.5 cc 4- 5 cc
34
2.2.7 Localización de fallas
TABLA 2.5 Parámetros de control en el diseño y manejo del lodo Drill In
MEDIDAS APARATOS RESULTADOS ADITIVOS
Densidad
media
Balanza
Baroid
Demasiado
Alta
Riesgo de pérdida de lodo.
Cake grueso
Dilución en
agua. Batir.
Demasiado
Baja
Cake demasiado delgado.
Riesgo de degradación de
las paredes
Añadir
bentonita o
baritina. Batir.
Viscosidad
media
Viscosímetro
Marsh ó Fann
Demasiado
Alta
Dificultad de
bombeo y
pegamiento
diferencial.
Dilución en agua.
Empleo de
pirofosfatos (4
kg/100 L de agua).
Demasiado
Baja
Riesgo de pérdida
de lodo,
atascamiento
Añadir bentonita,
almidón o CMC
Filtrado
(5-10
cm3).
Cake (5
mm max.)
Filtro prensa
API
Demasiado
Grande
Cake fino y
pérdidas de lodo
Añadir almidón o
CMC (3 a 10 kg/m3
de lodo). Agitar.
Demasiado
Débil
Cake grueso,
riesgo de
invasión.
Dilución con agua.
Agitar.
pH
(7 a 9,5)
Papel
colorimétrico.
pH-metros
pH > 11
Contaminación
por cemento o por
agua de formación
Uso de polifostatos.
Ácidos si el pH > 11
y neutros si el pH < 7 pH < 7
Riesgo de
floculación.
2.2.8 Surfactantes
En perforación: “Material que tiende a concentrarse en la interfase de dos medios,
modificando la tensión interfacial. Se emplea en los lodos de perforación para controlar el
35
grado de emulsificación, la agregación, la dispersión, la espuma, la humectación, etc.”
(CIED-PDVSA, 2002, pág. 19)
A. Definición
Surfactante (agente activo de superficie), se refiere a una propiedad de la sustancia la
cual denota actividad superficial o interfacial en la misma. Para que esto suceda es necesario
que la molécula no sea ni demasiado hidrófila ni demasiado hidrófoba, es decir que sea
relativamente equilibrada. La palabra "surfactant" en español, se usa el término de
"tensoactivo", refiriéndose a una actividad o a una acción sobre la tensión superficial o
interfacial (energía libre de Gibbs). Los surfactantes tienen muchas propiedades y se les
califica según las aplicaciones: jabones, detergentes, dispersantes, emulsionantes,
espumantes, bactericida, inhibidores de corrosión, antiestático, etc. o dentro de las estructuras
de tipo: membrana, microemulsión, cristal líquido, liposomas o gel. (Salager, 2002, págs. 2-
3)
B. Clasificación
Desde el punto de vista comercial los surfactantes se clasifican según su aplicación.
Sin embargo se observa que muchos surfactantes son susceptibles de ser utilizados en
aplicaciones diferentes, lo que provoca confusiones. Por tanto, se prefiere, clasificarlos de
acuerdo a la estructura de su molécula, o más exactamente según la forma de disociación en
el agua. (Salager, 2002, pág. 3)
Así tenemos: Surfactantes no iónicos, iónicos (aniónicos y catiónicos), Anfóteros
(combinación dentro de una misma molécula de dos caracteres: aniónico y catiónico) y
poliméricos.
36
C. Surfactantes no iónicos
Estos surfactantes no producen iones (interacciones moleculares menos complejas) en
solución acuosa y por este hecho son compatibles con cualquier otro tipo; es por esto que son
excelentes candidatos para formulaciones complejas que se consiguen a menudo en
aplicaciones prácticas. Por otra parte estos surfactantes son menos sensibles a los electrolitos,
especialmente a los cationes divalentes, que los aniónicos, y pueden por lo tanto ser utilizados
en presencia de una salinidad alta. (Salager, 2002, pág. 28).
Estas sustancias mantienen su actividad en presencia de electrolitos, no se alteran por
los cambios de pH de las soluciones acuosa.
- Propiedades y Aplicaciones
Los surfactante no iónicos son buenos detergentes, humectantes y emulsionantes.
Algunos poseen excelentes propiedades espumantes. Algunos presentan un muy bajo nivel de
toxicidad y se utilizan en la fabricación de fármacos, cosméticos y alimentos. Hoy se
consiguen surfactantes no iónicos en una gran cantidad de productos de uso doméstico e
industrial, condicionados bajo forma de polvo o líquidos. Existen numerosos tipos, sin
embargo el mercado lo dominan los productos etoxilados, aquellos donde el grupo hidrofílico
es una cadena poli-óxido de etileno fijada por la función hidroxilo o amina. (Salager, 2002,
pág. 28)
37
CAPÍTULO 3: DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de estudio
Este estudio es de carácter experimental, transversal y apoyado por una investigación
documental. “No hay problema en utilizar para una investigación los datos provenientes de
una fuente secundaria, siempre y cuando la fuente sea confiable” (Soler, 2009)
El presente proyecto de titulación se lo enmarca dentro de una investigación
experimental, debido a que el desarrollo integro de este estudio se lo realizó en el laboratorio
de QMAXECUADOR S.A. a partir de experimentos científicos manipulando variables
independientes para medir el efecto en variables dependientes.
Partimos de una equivalencia inicial mediante la técnica de emparejamiento al
relacionar la influencia de las variables independientes sobre las dependientes.
La metodología utilizada para evaluación del diseño experimental es bloques al azar
con tratamientos de cada bloque.
A cada una de las formulaciones diseñadas de fluido se realizaron pruebas basadas en
procedimientos de la Norma API 13B-1, así como también pruebas físicas adicionales para
lograr el comportamiento que se busca en el fluido.
La formulación con mejores resultados es sujeta a prueba de filtrado y la prueba de
taponamiento de permeabilidad como prueba final de estudio, la misma que permite conocer
la cantidad de filtrado que se puede obtener y la calidad del revoque obtenido en la cerámica
experimental y en el núcleo de estudio.
38
FIGURA 3.1 Esquema del Diseño Metodológico con el proceso de mejora continua mediante Bloques al azar
39
3.2 Universo y muestra
El universo está conformado por la totalidad de posibles mezclas realizadas con los
diferentes componentes de un fluido Drill-in de perforación espumado a base de agua.
De todas las combinaciones posibles que hacen el universo de la investigación, se
tomaron como muestra los fluidos cuyas propiedades se aproximaron a un fluido de
perforación Drill-in para zonas de bajo gradiente.
3.3 Criterios de inclusión de la muestra
La empresa QMAX ECUADOR S.A. mediante su área de investigación, ha
establecido criterios especiales y puntuales para este trabajo como objetivos corporativos para
la misma, los cuales son de suma importancia y tomados en cuenta para la evaluación de los
fluidos conseguidos en esta investigación. Dichas consideraciones las podemos obtener
detalladas en el ANEXO 1. Las medidas más importantes para considerar o no un fluido
como apto fueron:
TABLA 3.1 Criterios de inclusión de la muestra
N° Componente Rango de concentración
1 Densidad 7 lb/gal
2 Viscosidad Plástica <30 cP
3 Punto Cedente 40-60 lb/100ft2
4 Filtrado API <5 mL@30 min
5 Tamaño de burbuja Predominantemente pequeña
6 Estabilidad 24 horas
7 Colchón de agua <20 ml@250 ml de fluido total
Una vez logradas, el fluido adicionalmente fue sujeto a pruebas extras para evaluar
propiedades químicas del fluido/filtrado y la prueba de taponamiento de permeabilidad.
40
3.4 Métodos y técnicas
Para la realización de este trabajo se siguió un proceso sistemático el cual
inicialmente se basó en la recopilación y análisis de la información necesaria de fuentes
institucionales, como académicas del área de trabajo.
Se utilizaron los datos experimentales de la empresa QMAX ECUADOR S.A., los
cuáles fueron una guía base para la formulación del fluido espumado.
Con el fluido de base se procede a realizar la caracterización de las propiedades
físicas, mediante un proceso de mejora continua con metodología de bloques al azar,
rediseñando hasta lograr las características del objetivo.
Mediante procedimientos bajo la norma API 13B-1 para fluidos base agua son
evaluadas las formulaciones para considerar su comportamiento en la Cuenca Oriente.
3.1 Procesamiento y análisis de la información
Las pruebas tanto físicas como químicas se las realizó dentro del Laboratorio de
fluidos de perforación de QMAX ECUADOR S.A. dicho laboratorio sigue un estricto
procedimiento de calibración en sus equipos, una rigurosa normativa para conservación y uso
de compuestos químicos; dispone de personal capacitado en el área en el área de fluidos de
perforación para asesoría y adecuado desempeño de los procedimientos.
A continuación se detallan las técnicas que se ejecutaron en el laboratorio a todos los
fluidos siguiendo la Norma API 13B-1, siendo esta la normativa para pruebas físicas y
químicas que rige para fluidos de perforación base agua. El procedimiento será el mismo para
todas las muestras de fluido, incluyendo el orden en la realización de las pruebas al fluido,
disminuyendo incertidumbres con respecto a factores externos.
41
3.1.1 Elaboración del Fluido
Con base en la recopilación bibliográfica y documental de fluidos Drill-in y fluidos
espumados desarrollados por la empresa QMAX, se empareja la información, consiguiendo
una formulación inicial, tomando en cuenta también la disponibilidad de los productos
necesarios en esta investigación.
A. Químicos y concentraciones a utilizar
Dentro de la elaboración del fluido espumado se considera principalmente que se trata
de un fluido Drill-in base agua constituido por: un agente densificante (Bentonita), un agente
viscosificante (XhanGum y/o Viscosifer), un controlador de filtrado (Stardrill) y
adicionalmente al ser un fluido para la zona de interés cuenta con agentes de puenteo que
para este caso lo harán las microburbujas producidas por un surfactante (Saanis) y una
reducida cantidad de carbonato de calcio (Camix).
En la Tabla 3.2 se detallan los componentes del fluido y las cantidades estimadas que
se establecieron a partir de la investigación previa.
Los rangos establecidos para cada componente del fluido en la Tabla 3.2 obedecen
principalmente a tres factores: el comportamiento del componente en dentro de un fluido
tradicional en base agua para Ecuador, el costo-beneficio y los valores establecidos por las
investigaciones para los sistemas Q-Micronair cuyos resultados han reflejado propiedades
similares a las que buscamos.
42
TABLA 3.2 Componentes del Fluido Espumado de Perforación
N° Componente Rango de concentración
1 Bentonita 5 ppb – 7 ppb
2 Viscosificante 1 % - 4 % V/V
3 Controlador de Filtrado 1.5 ppb - 3.5 ppb
4 Hidróxido de Sodio Sn <0.5 % V/V
5 Surfactante 1 % - 4 % V/V
6 Carbonato de Calcio 10 ppb – 25 ppb
El volumen elaborado de fluido en experimentos de laboratorio es de 350 cm3 (un
barril equivalente) de modo que 1 ppb equivale a 1g en 350 cm3. De esta forma se tienen los
componentes del fluido base en unidades de laboratorio representados en la Tabla3.3.
TABLA 3.3 Componentes del Fluido Espumado de Perforación en un barril de laboratorio
N° Componente Rango de concentración
1 Bentonita 5 g - 7 g
2 Viscosificante 3.5 mL – 14 mL
3 Controlador de Filtrado 1.5 g - 3.5 g
4 Hidróxido de Sodio Sn <1.75 mL
5 Surfactante 3.5 mL – 14 mL
6 Carbonato de Calcio 10 g – 25 g
43
B. Proceso de elaboración del fluido
Las prácticas de laboratorio utilizadas para la elaboración del fluido son a base de
hojas técnicas de procedimientos establecidas por la empresa QMAX, de este modo el fluido
se consigue de la siguiente manera:
Se toman los volúmenes y pesos necesarios de los componentes del fluido, para lo
cual, en un recipiente limpio y seco de acero inoxidable, adecuado para el mezclador
Hamilton, colocamos 350 ml de agua destilada; en cajas Petri, con la ayuda de la balanza
analítica, se pesan los compuestos sólidos tales como la Bentonita, el Stardrill y el carbonato
de calcio; mediante jeringas graduadas se mide el volumen necesario de los agregados
líquidos como el viscosificante y el surfactante. Las cantidades serán de acuerdo a lo que la
formulación lo amerite.
FIGURA 3.2 Peso y volumen de los componentes sólido y líquido respectivamente
44
FIGURA 3.3 Componentes del fluido para un barril químico
Como consideraciones importantes en la adición de los agentes sólidos y líquidos,
tener en cuenta que: su incorporación debe ser paulatina y sumamente cuidadosa para evitar
pérdidas de los mismos, formación de grumos y ojos de pescado; una vez añadido el
componente en su totalidad la agitación será no menor a 4 minutos, verificando que la mezcla
se encuentre homogénea después de cada adición.
Es colocado el recipiente de acero con agua destilada en el mezclador Hamilton para
iniciar la agitación; se añade el primer componente sólido correspondiente a la Bentonita, una
vez conseguida su correcta incorporación y con la misma consideración el siguiente
compuesto en adherir al fluido, será el Stardrill. Luego de éstos dos sólidos, se añade los
compuestos líquidos, iniciando con el viscosificante, para en lo posterior colocar el
surfactante (en el caso de el viscosificante XhanGum, este se añadirá simultáneamente con el
surfactante en el fluido). En este momento el fluido ya deberá tener una consistencia
espumosa y homogénea en el cual para finalizar se incorpora el carbonato de calcio.
45
FIGURA 3.4 Adición de componentes sólido y líquido en el fluido durante la agitación
El compuesto restante sería el buffer de calcio para llegar al pH buscado, cuya adición
se la realiza conforme se toma la medición del pH, detallada más adelante.
3.1.2 Pruebas físicas
A. Concentración de Hidrógeno
Formando parte final en la elaboración del fluido, se estabiliza el pH del fluido (9-9.5)
añadiendo buffer básico en mínimas cantidades (3-5 gotas).
Para esta medida se utiliza el Método Electrométrico detallado en el Anexo 2.
FIGURA 3.5 Medición de pH a un fluido espumado
46
B. Densidad del Fluido
Para esta medida se utiliza un Método directo mediante una balanza normal de lodo,
cuyo procedimiento está detallado en el Anexo 3.
FIGURA 3. 6 Medición de densidad a un fluido espumado en Balanza Normal de Lodo
C. Estabilidad del fluido
Para la evaluación de este parámetro indirecto únicamente se coloca un volumen fijo
(250 ml) del fluido a evaluarse en una probeta. Luego de transcurridas 24 horas, es tomada la
medida del volumen total de fluido, de ser el caso se mide el volumen de colchón de agua
existente en el fondo.
FIGURA 3.7 Fluidos a diferentes concentraciones de surfactante JM92 tras 24 h de reposo
47
D. Reología
Para esta medida se utiliza el método de lectura directa a partir de un viscosímetro
rotativo, procedimiento detallado en el Anexo 4.
Mediante este procedimiento se obtiene los valores de viscosidad plástica el cual se
busca sea el mínimo posible con un tope de 30 cp y un punto cedente cuyos valores deben
estar entre 20 lb/100ft2 y 60lb/100ft2.
FIGURA 3.8 Medición de viscosidad a un fluido espumado mediante un Viscosímetro
rotativo
48
E. Pérdida de Filtrado API
La determinación de Filtrado API se realiza bajo especificaciones de la norma API 13B-1
cuyo procedimiento se encuentra en el Anexo 5.
FIGURA 3.9 Prueba de filtrado API a un fluido espumado
F. Tamaño de las burbujas predominantes
Para esta medida se utiliza un microscopio, siendo un método, el procedimiento para
uso del equipo está detallado en el Anexo 10.
El tamaño de burbuja se mide únicamente con la finalidad de caracterizar el fluido ya
que no repercute en su desempeño; para lo cual se consideran cuantas burbujas de tamaño
promedio o predominante alcanzan en un mm (1000 um).
𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑢𝑟𝑏𝑢𝑗𝑎 =1000𝜇𝑚
#(𝑏𝑢𝑟𝑏𝑢𝑗𝑎𝑠 𝑝𝑟𝑒𝑑𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠)
49
FIGURA 3.10 Medición del tamaño de burbuja a un fluido espumado con lente 4X de un
Microscopio Olympus CX31
50
3.1.3 Pruebas químicas
A. Contenido de Ion Cloruro
El Procedimiento para la realización de la prueba se encuentra detallado en el Anexo
6.
FIGURA 3.11 Determinación del Ion cloruro a un fluido espumado
B. Alcalinidad del filtrado Pf y Mf
La determinación de alcalinidad del filtrado se encuentra detallada en el Anexo 7.
FIGURA 3.12 Alcalinidad del filtrado de lodo. Determinación de Pf y Mf de un fluido
espumado
51
C. Alcalinidad del lodo base agua
En el Anexo 7 se detalla el procedimiento para dicha determinación.
FIGURA 3.13 Alcalinidad del lodo. Determinación de Pm de un fluido espumado
D. Dureza total de Calcio
El procedimiento está detallado en el Anexo 8.
FIGURA 3.14 Determinación de la Dureza total de Ca+ de un fluido espumado
3.1.4 Prueba especial: Prueba de Taponamiento de Permeabilidad (PPT)
Esta prueba se realiza al mejor ejemplar de los fluidos para ver el comportamiento de
los agentes puenteantes presentes en el.
52
El desarrollo de la prueba de PPT se encuentra detallado en el Anexo 9.
Es muy importante mencionar que la prueba maneja condiciones altas de presión y
temperatura, razón por la cual se debe realizarla con la debida precaución y guía de una
persona calificada.
FIGURA 3.15 Montaje de Equipo PPT, revoque y filtrado a partir un fluido espumado luego
de realizada la prueba de PPT
3.2 Presentación de Resultados
Para la parte experimental en el laboratorio todos los datos y valores son obtenidos
directamente de las distintas pruebas físicas realizadas a los fluidos.
Los datos están tabulados de manera ordenada cronológicamente conforme la
metodología de estudio en bloques homogéneos, alcanzando un procedimiento de mejora
continua el cual consiste en tomar los mejores ejemplares del bloque analizado como base
para el siguiente bloque, es decir modificando la siguiente variable. De este modo los
resultados se fueron abordando de la siguiente manera:
53
3.2.1 Bloque I. Selección de Surfactantes estables en el sistema
Este Bloque consta de 8 fluidos a evaluarse; partiendo con una formulación base de
los antecedentes bibliográficos (fluido blanco), se probaron siete productos surfactantes con
una concentración del 1 % obteniendo los resultados presentados en la Tabla 3.4.
FIGURA 3.16 Presentación de los Surfactantes al 1% luego de 24 horas de estabilidad a
condiciones ambientales
54
TABLA 3.4 Surfactantes al 1%
FOR
MU
LAC
IÓN
Nro. de prueba BLANCO 1 2 3 4 5 6 7
Producto SAANIS 100 – 2014
SAANIS 100 - MG1
TRE - 100 SAANIS
100 - 2015 ARCIS
CUATCLY 5P
JM92
Soda Cáustica (Sn) (ml) 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
Bentonita (gr) 7 7 7 7 7 7 7 7
Controlador de filtrado
(gr) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
Viscosificante (ml) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
Surfactante (ml) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
PR
OP
IED
AD
ES
pH 9.22 9.84 9.3 9.17 9.21 9.33 8.62 8.72
Densidad (lb/gal) 8.35 7.2 8.1 6.5 7.1 6.7 8.2 8.15
Reología 600 rpm 45 44 47 44 48 49 43 56
300 rpm 34 35 34 35 38 37 33 44
6 rpm 8 15 9 8 15 13 7 14
3 rpm 7 14 8 7 14 12 6 13
Viscosidad Plástica 11 9 13 9 10 12 10 12
Punto Cedente 23 26 21 26 28 25 23 32
Volumen Inicial (ml) 250 250 250 250 250 250 250 250
Volumen Final (24hrs.) (ml) 250 240 230 234 246 232 248 248
Colchón de agua (ml) 0 42 40 80 10 36 0 0
55
3.2.2 Bloque II. Optimización de Surfactantes
Dentro de este Bloque se realizaron 12 pruebas las cuales consisten en que a los tres
mejores productos obtenidos en el Bloque I serán evaluados al 1 %, 2 %, 3 % y 4 % en su
concentración, con el fin de hacer un análisis más minucioso de su comportamiento en
diferentes proporciones, además buscando corregir ciertos detalles presentados en la
concentración al 1 %. Los resultados obtenidos se encuntran en la Tabla 3.5.
FIGURA 3.17 Presentación de los Surfactantes en diferentes concentraciones luego de 24
horas de estabilidad a condiciones ambientales
56
TABLA 3.5 Concentraciones de Surfactantes FO
RM
ULA
CIO
N
Producto SAANIS 100 – 2015 CUATCLY 5P JM92
Nro. de prueba 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Concentración 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
Soda Cáustica (Sn) (ml) 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
Bentonita (gr) 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
Controlador de filtrado (gr) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
Viscosificante (ml) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
Surfactante (ml) 3.5 7 10.5 14 3.5 7 10.5 14 3.5 7 10.5 14
PR
OP
IED
AD
ES
pH 9.21 9.02 9.04 9.07 8.62 10.2 9.83 9.99 8.72 9.46 9.31 9.42
Densidad (lb/gal) 7.1 6 6 6 8.2 7.65 6 6 8.15 8.15 6.95 6
Reología 600 rpm 48 63 63 64 43 33 42 117 56 55 57 64
300 rpm 38 49 48 52 33 26 30 88 44 41 43 50
6 rpm 15 16 12 13 7 8 9 26 14 10 13 14
3 rpm 14 13 10 11 6 7 8 25 13 9 11 13
Viscosidad Plástica 10 14 15 12 10 7 12 29 12 14 14 14
Punto Cedente 28 35 33 40 23 19 18 59 32 27 29 36
Volumen Inicial (ml) 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250
Volumen Final (24hrs.) (ml) 246 176 148 136 248 248 240 236 248 248 232 156
Colchón de agua (ml) 10 68 130 136 0 0 66 80 0 0 84 58
57
3.2.3 Bloque III. Selección de viscosificante en su mejor concentración
Para la selección del viscosificante, se cuenta con dos productos Viscosifer-100 y
XhanGum los cuales son evaluados en concentraciones de 1 %, 2 % y 3 % para optar por las
mejores alternativas.
Como conclusión de los Bloques I y II en los cuales se dedujo que el un producto
proporciona un buen tamaño de burbuja y el otro impide la formación de colchón de agua, se
optó por probar un fluido en el cual participen los dos productos viscosificantes.
La mezcla de los componentes se realizó conforme se evaluaba los fluidos
conseguidos siendo de la siguiente manera: a un fluido se incorpora 1% de cada
viscosificante, a otro fluido se incorpora 1 % de XhanGum y 2 % de Viscosifer100 en razón
de que con 1 % de XhanGum mantiene sin colchón de agua, pero es necesario más Viscosifer
para mejorar la burbuja.
En el Bloque III se realizan pruebas para cada viscosificante y la mezcla de los
mismos. En total 8 fluidos cuyos resultados son presentados en la Tabla 3.6.
FIGURA 3.18 Concentraciones de Viscosificantes tras 24 horas de estabilidad a condiciones
ambientales
58
TABLA 3.6 Concentraciones de Viscosificantes FO
RM
ULA
CIO
N
Producto VISCOSIFER-100 XHAN GUM MEZCLA
Nro. de prueba 1 2 3 4 5 6 7 8
Concentración 1% 2% 3% 1% 2% 3% 1% c/u 2%V + 1%XG
Soda Cáustica (Sn) (ml) 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
Bentonita (gr) 7 7 7 7 7 7 7 7
Controlador de filtrado (gr) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
Viscosificante (ml) 3.5 7 10.5 3.5 7 10.5 3.5V100+3.5XG 7V100+3.5XG
Surfactante (ml) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
PR
OP
IED
AD
ES
pH 9.18 8.88 8.8 9.3 9.22 9.05 9.08 9.15
Densidad (lb/gal) 7.6 7.3 7.2 6 6 6 6 6
Reología 600 rpm 41 48 54 68 80 121 107 118
300 rpm 31 38 43 53 60 100 87 97
6 rpm 11 17 16 16 19 42 40 45
3 rpm 10 16 14 18 15 38 35 40
Viscosidad Plástica 10 10 11 15 20 21 20 21
Punto Cedente 21 28 32 38 40 79 67 76
Volumen Inicial (ml) 250 250 250 250 250 250 250 250
Volumen Final (24hrs.) (ml) 246 246 246 232 240 232 246 192
Colchón De Agua (ml) 24 0 26 0 0 0 0 0
59
3.2.4 Bloque IV. Optimización de Bentonita
En este punto en el cual ya se dispone del mejor surfactante y las mejores
concentraciones de viscosificantes, se procede a buscar en lo posible la reducción de
bentonita en la formulación, sin apartarnos de las propiedades esperadas. A los mejores
fluidos del Bloque III se los prueba con 5 ppb, 6 ppb y 7 ppb de bentonita, resultando 9
pruebas cuyos resultados se muestra en la Tabla 3.7.
FIGURA 3.19 Presentación de los fluidos con surfactante y viscosificantes en óptimas
proporciones modificando su concentración en Bentonita luego de 24 horas de estabilidad a
condiciones ambientales
60
TABLA 3.7 Optimización de Bentonita FO
RM
ULA
CIÓ
N
Producto VISCOSIFER-100 XHAN GUM MEZCLA
Concentración 5ppb 6ppb 7ppb 5ppb 6ppb 7ppb 5ppb 6ppb 7ppb
Nro. de prueba 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Soda Cáustica (Sn). (mL) 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
Bentonita (gr) 5 6 7 5 6 7 5 6 7
Controlador de filtrado (gr) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
Viscosificante (ml) 7 7 7 7 7 7 3.5+3.5 3.5+3.5 3.5+3.5
Surfactante (ml) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
PR
OP
IED
AD
ES
pH 9.18 9.26 8.88 9.57 9.5 9.02 9.32 9.09 9.08
Densidad (lb/gal) 6 6.8 7.3 6 6 6 6 6 6
Reología 600 rpm 51 37 48 75 78 80 105 106 107
300 rpm 35 30 38 57 59 61 84 85 87
6 rpm 10 10 17 18 19 19 38 40 40
3 rpm 9 9 16 17 17 17 34 35 35
Viscosidad Plástica 16 7 10 18 19 19 21 21 20
Punto Cedente 19 23 28 39 40 42 63 64 67
Volumen Inicial (ml) 250 250 250 250 250 250 250 250 250
Volumen Final (24hrs.) (ml) 188 230 240 244 244 240 222 242 246
Colchón de agua (ml) 80 80 0 0 0 0 70 0 0
61
3.2.5 Bloque V. Adición de Carbonato de Calcio
Considerando los mejores fluidos evaluados en los dos últimos bloques se consiguen
tres fluidos como los más idóneos en función de sus propiedades. El primero es a base de
Viscosifer-100, el segundo es a base de XhanGum y el tercero es a partir de la mezcla de los
dos viscosificantes.
Con el fin de ayudar a las burbujas del fluido en su función de puenteo, es necesario
incrementar a la formulación cierta concentración de carbonato de calcio, cuyo desempeño
específico es puentear la zona de interés. La incorporación de este agente no debe intervenir
con las propiedades logradas del fluido espumado, ya que principalmente incrementaría la
densidad del mismo y reduciría su consistencia homogénea.
La adición del carbonato de calcio en los fluidos ejemplares y su repercusión en las
propiedades veremos descrita en la Tabla 3.8.
FIGURA 3.20 Presentación de los mejores fluidos con diferentes concentraciones de
carbonato de calcio luego de 24 horas de estabilidad a condiciones ambientales
62
TABLA 3.8 Fluidos con Carbonato de Calcio FO
RM
ULA
CIÓ
N
Producto VISCOSIFER_100 XHAN GUM MIXTO
Concentración 10PPB 15PPB 20PPB 10PPB 15PPB 20PPB 10PPB 15PPB 20PPB
Nro. de prueba 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Soda Cáustica (mL) 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
Bentonita (gr) 7 7 7 5 5 5 6 6 6
Controlador de filtrado (gr) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
Viscosificante V-100 (ml) 7 7 7 0 0 0 3.5 3.5 3.5
Viscosificante XHAN GUM
(ml) 0 0 0 7 7 7 3.5 3.5 3.5
Surfactante (ml) 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5
Carbonato de Calcio (gr) 10 15 20 10 15 20 10 15 20
PR
OP
IED
AD
ES
pH 9.15 9.08 9.11 8.92 8.79 8.61 9.09 9.3 9.32
Densidad (lb/gal) 7.4 8 8.2 6 6.5 6.7 6 6 6.9
Reología 600 rpm 47 49 49 130 145 145 90 92 105
300 rpm 34 36 37 112 122 122 65 69 88
6 rpm 10 11 12 46 44 46 17 19 40
3 rpm 9 10 11 35 37 39 15 17 35
Viscosidad Plástica 13 13 12 18 23 23 25 23 17
Punto Cedente 21 23 25 94 99 99 40 46 71
Volumen Inicial (ml) 250 250 250 250 250 250 250 250 250
Volumen Final (24hrs.) (ml) 250 250 250 250 246 244 244 242 244
Colchón de agua (ml) 50 0 0 0 0 0 20 10 40
63
3.2.6 Propiedades físicas y químicas de las mejores formulaciones
Observando el comportamiento de los mejores fluidos en presencia de los carbonatos,
la Tabla 3.8 permite elegir las mejores opciones para considerarse como fluido espumado de
perforación, siendo estos el Fluido XhanGum y el Fluido Mezcla.
Para obtención de mejores datos en las pruebas físicas y químicas del fluido es
pertinente realizarlas a los fluidos luego de rolar durante 16 horas a 180 °F. De este modo se
consiguen los datos detallados en la Tabla 3.9.
FIGURA 3.21 Presentación de los mejores fluidos después de rolados, para realizarse las
pruebas
64
TABLA 3.9 Propiedades físicas y químicas de los fluidos XhanGum y Mezcla FO
RM
ULA
CIÓ
N
Fluido Fluido XhanGum Fluido Mezcla
Nro. de prueba 1 2
Soda Cáustica (ml) 0.5 0.5
Bentonita (gr) 5 6
Controlador de filtrado (gr) 3.5 3.5
Viscosificante V-100 (mL) 0 3.5
Viscosificante XHAN GUM
(mL) 7 3.5
Surfactante (mL) 3.5 3.5
Carbonato de Calcio (gr) 15 15
PR
OP
IED
AD
ES
Estado A/Rolar D/Rolar A/Rolar D/Rolar
pH 9.19 9.29 9.83 9.67
Densidad (lb/gal) 6.7 7.5 6.5 7
Reología 600 rpm 108 104 98 85
300 rpm 84 80 72 64
6 rpm 33 22 20 20
3 rpm 23 18 19 17
Viscosidad Plástica (cP) 24 24 26 21
Punto Cedente (lb/100ft2) 60 56 46 43
Volumen Inicial (ml) 560 500 530 500
Volumen Final (24Hrs) (ml) 520 450 440 400
Reducción en Volumen (%) 7 10 17 20
Colchón de agua (ml) 0 0 0 0
Filtrado API (ml) 3.8 4.5 4 5
Ion Cloruro (mg/L) 1200 1200 1250 1250
Pf 0.40 0.40 0.40 0.40
Mf 0.48 0.6 0.68 0.72
Pm 0.3 0.32 0.28 0.34
Dureza total de Calcio (mg/L) 240 216 200 200
PPT spurt loss (mL) 7 7.5
PPT Pérdida Final (mL) 22 22
3.2.7 Costos
La información económica presentada a continuación es muy limitada por
confidencialidad de los datos; pero es suficiente para encontrar una diferencia en términos
generales entre el costo de un fluido Tradicional y de un fluido Espumado.
65
La Tabla 3.10 presentada continuación, muestra el costo real de un fluido tradicional
Drill-in para un pozo “X” del campo “X”, durante la sección 8 ½”; y los costos que tendría el
mismo pozo, en el mismo intervalo, pero con los fluidos XhanGum y Mezcla.
TABLA 3.10 Programación de Costos para fluido en sección 8 ½” en el Pozo “X”
Tipo de Fluido
Precio Sección
Programado
Precio Sección
Real
Precio
c/Barril
Drill-In Tradicional $ 82,993.18 $ 84,373.81 $83.49
Fluido XhanGum $ 53,980.36 $ 54.30
Fluido Viscosifer $ 58,040.82 $ 58.39
66
CAPÍTULO 4: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
4.1 Análisis de resultados
4.1.1 Bloque I. Selección de Surfactantes estables en el sistema
Fruto de la información obtenida en el Bloque I detallada en la Tabla 3.4, tomando en
cuenta los criterios para selección del fluido (Tabla3.1), se consiguen tres candidatos. Los
productos SAANIS100-2015, Quatcly 5P y JM92.
El producto SAANIS100 en la prueba 4 su densidad es de 7.1 lb/gal, VP de 10 cP y
YP de 28 lb/100ft2 además, es estable en burbujas y volumen con el paso del tiempo, pese a
que produce un pequeño colchón de agua, el cual se lo podría controlar, fuente criterios de
selección.
Los productos Quatcly 5p y JM92 tienen un comportamiento similar y pese a tener
densidades de 8.2 lb/gal y 8.15 lb/gal respectivamente, se considera su estabilidad con el
transcurso del tiempo, por lo cual se buscamos mejorar detalles al modificar la concentración
de los mismos.
FIGURA 4.1 Surfactantes seleccionados tras 24 horas de estabilidad C.A.
67
4.1.2 Bloque II. Optimización de Surfactantes
Al examinar minuciosamente los mejores surfactantes (Tabla3.5), considerando los
criterios para selección del fluido de la Tabla 3.1 se concluye que el único producto con
propiedades favorables dentro del fluido, lo ofrece el Producto SAANIS100-2015.
El producto SAANIS 100 - 2015 a una concentración de 1 % posee una densidad de
7.1 lb/gal, cumple con las propiedades reológicas de viscosidad plástica y punto cedente con
10 cP y 28 lb/100ft2 respectivamente; es estable en su tamaño de burbujas y volumen con el
paso del tiempo; a pesar de los 10 ml de agua que asentó de 250 ml totales de fluido, se
constituye como el mejor y único candidato de los Surfactantes. La presencia de colchón de
agua en lo posterior se muestra corregida al modificar el agente viscosificante.
Los productos Quatcly 5p y JM92 reducen bruscamente su densidad al aumentar
concentración, pero también generan colchones de agua y burbujas inestables después del
reposo por lo cual se han descartado para el objetivo buscado.
FIGURA 4.2 Surfactante SAANIS100-2015 al 1 % tras 24 horas de estabilidad a C.A.
68
4.1.3 Bloque III. Selección de viscosificante en su mejor concentración
Luego del análisis para el comportamiento de los viscosificantes mostrado en la Tabla
3.6; los criterios de selección de los fluidos (Tabla 3.1) permiten tomar como mejores
candidatos: el producto Viscosifer-100 al 2 %, el producto XhanGum de igual forma al 2 % y
en la mezcla de los dos al 1 % de cada uno.
En una concentración del 2 % los fluidos tienen bajas densidades, 7.3 lb/gal para
Viscosifer y <6.5 lb/gal para XhanGum, conservan las propiedades reológicas, predomina
burbuja pequeña, mantienen su volumen después de las 24 horas de reposo, carecen de
colchón de agua y mantiene propiedades reológicas.
El Viscosifer-100 ofrece una burbuja pequeña y muy estable, el XhanGum brinda
homogeneidad en el fluido; la combinación de los 2 productos resultó exitosa con 1 % de
cada uno pues tiene una densidad inferior a 6.5 lb/gal, viscosidad plástica de 20 cP, un
tolerable Punto cedente de 67 lb/100ft2 y muy buena estabilidad en el fluido tras las 24 horas
de reposo.
FIGURA 4.3 Viscosificantes al 2% y la mezcla 1/1 tras 24horas a condiciones ambientales
69
4.1.4 Bloque IV. Optimización de bentonita
Con los resultados de la Tabla 3.7 y al emparejarlos con los criterios para selección
del fluido en la Tabla 3.1; el producto Viscosifer-100 no puede reducir de 7 ppb de Bentonita,
el fluido a base de XhanGum mantiene propiedades incluso con 5 ppb de Bentonita y la
mezcla a partir de 6 ppb de Bentonita; obteniendo así del Bloque IV dos formulaciones
propicias aunque exista la presencia de burbuja mediana y grande, poco beneficiosas para el
fluido.
Con el producto XhanGum al 2 % y 5 ppb de Bentonita resulta la Densidad menor a
6.5 lb/gal, Viscosidad Plástica de 18 cP, Punto Cedente de 39 lb/100ft2, un fluido estable en
su volumen tras el reposo y sin colchón.
De igual forma el fluido con la mezcla de Viscosificantes al 1 % cada uno y 6 ppb de
bentonita en su formulación, ofrece una densidad menor de 6.5 lb/gal, propiedades reológicas
de 21 cP y 64 lb/100ft2 de VP y YP respectivamente, mantiene su volumen tras el reposo y
carece de colchón de agua.
FIGURA 4.4 Fluidos con menor cantidad de Bentonita tras 24 horas de reposo a C.A.
70
4.1.5 Bloque V. Adición de carbonato
Con los datos de la Tabla 3.8, considerando además los criterios para selección del
fluido, establecidos en la Tabla 3.1, se obtienen las dos mejores formulaciones, una a base de
XhanGum y la otra a base de la mezcla de los dos productos viscosificantes.
La formulación en base a XhanGum con 15 ppb carbonato de calcio funciona de
manera muy positiva, conservando una densidad de 6.7 lb/gal, Viscosidad Plástica de 24 cP y
Punto cedente de 60 lb/100ft2, en un fluido estable con un tamaño de burbuja entre pequeño
y mediano.
La formulación en base a la mezcla de los dos viscosificantes con 15 ppb de
carbonato de calcio en su concentración conserva muy buenas propiedades, así se tiene
densidad de 6.5 lb/gal, Viscosidad Plástica igual a 26 cP y Punto cedente de 46 lb/100 ft2, de
igual manera es un fluido estable tras el reposo con un buen tamaño de burbuja.
FIGURA 4.5 Fluidos con las mejores formulaciones tras 24 horas de estabilidad a
condiciones ambientales
71
4.1.6 Pruebas físicas y químicas de fluidos ejemplares
En los datos de la Tabla 3.9, se corroboran los criterios que exige la selección del
fluido establecidos en la Tabla 3.1; ratificando que las propiedades de los dos fluidos
alcanzados cumplen con los objetivos técnicos previstos para la presente investigación.
El Fluido XhanGum es logrado en presencia de 5 ppb de Bentonita, 3.5 ppb de
controlador de filtrado, 2 % del viscosificante, 1 % de surfactante y 15 ppb de carbonato de
calcio.
El Fluido Mezcla es logrado en presencia de 6 ppb de Bentonita, 3.5 ppb de
controlador de filtrado, 1 % de viscosificante Viscosifer-100, 1 % de viscosificante
XhanGum, 1 % de surfactante y 15 ppb de carbonato de calcio.
FIGURA 4.6 Mejores fluidos Espumados tras 24 horas de estabilidad a C.A.
72
4.1.7 Costos
El análisis económico se realiza para un Pozo “X” el cual fue perforado con un Fluido
Drill-In tradicional a finales del 2015, razón por la cual los costos de los productos se
encuentran vigentes y actualizados para la comparación realizada en la Tabla 3.10.
El Pozo en mención, para la Sección 8 ½” utilizaría tentativamente un total de 994
barriles de fluido, resultando el costo por barril de este sistema en $83.49 dólares.
Para el mismo pozo en mención, programándose su perforación con un Fluido
XhanGum, el costo por barril del sistema sería de $ 54.30 dólares, generando un ahorro
equivalente al 35 % con respecto al fluido tradicional.
En otro supuesto para el Pozo en mención, pero perforándose con Fluido Mezcla; el
costo por barril del sistema sería de $ 58.39 dólares, habiendo generado un ahorro equivalente
al 30 % con respecto al fluido tradicional.
4.2 Propuesta
La propuesta de este estudio técnico después del respectivo desarrollo experimental,
se reduce a dos formulaciones cuyas propiedades permiten abarcarlas dentro de un “FLUIDO
ESPUMADO DE PERFORACIÓN” (Tabla 4.1).
Siendo estas las mejores alternativas experimentales, requerirá un análisis más
minucioso a condiciones de campo para consolidarlas como solución para el problema
enmarcado en este análisis.
73
TABLA 4.1 Formulaciones propuestas de Fluido Espumado de Perforación FO
RM
ULA
CIÓ
N
Fluido Fluido XhanGum Fluido Mezcla
Nro. de prueba 1 2
Soda Cáustica (ml) 0.5 0.5
Bentonita (gr) 5 6
Controlador de filtrado (gr) 3.5 3.5
Viscosificante V-100 (mL) 0 3.5
Viscosificante XHAN GUM
(mL) 7 3.5
Surfactante (mL) 3.5 3.5
Carbonato de Calcio (gr) 15 15
PR
OP
IED
AD
ES
Estado A/Rolar D/Rolar A/Rolar D/Rolar
pH 9.19 9.29 9.83 9.67
Densidad (lb/gal) 6.7 7.5 6.5 7
Reología 600 rpm 108 104 98 85
300 rpm 84 80 72 64
6 rpm 33 22 20 20
3 rpm 23 18 19 17
Viscosidad Plástica (cP) 24 24 26 21
Punto Cedente (lb/100ft2) 60 56 46 43
Volumen Inicial (ml) 560 500 530 500
Volumen Final (24Hrs) (ml) 520 450 440 400
Reducción en Volumen (%) 7 10 17 20
Colchón de agua (ml) 0 0 0 0
Filtrado API (ml) 3.8 4.5 4 5
Ion Cloruro (mg/L) 1200 1200 1250 1250
Pf 0.40 0.40 0.40 0.40
Mf 0.48 0.6 0.68 0.72
Pm 0.3 0.32 0.28 0.34
Dureza total de Calcio (mg/L) 240 216 200 200
PPT spurt loss (mL) 7 7.5
PPT Pérdida Final (mL) 22 22
74
CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones
Los mejores fluidos espumados obtenidos a partir de esta investigación se han establecido
bajo los nombres de Fluido XhanGum y Fluido Mezcla, uno y otro cumplen
principalmente con los parámetros requeridos de estabilidad, densidad y viscosidad. El
Fluido XhanGum es logrado en presencia de 5 ppb de Bentonita, 3.5 ppb de controlador
de filtrado, 2 % del viscosificante, 1 % de surfactante y 15 ppb de carbonato de calcio. Por
su parte el Fluido Mezcla es logrado en presencia de 6 ppb de Bentonita, 3.5 ppb de
controlador de filtrado, 1 % de viscosificante Viscosifer-100, 1 % de viscosificante
XhanGum, 1 % de surfactante y 15 ppb de carbonato de calcio.
Dentro de una limitada disponibilidad de publicaciones e investigaciones de fluidos
espumados. La principal fuente de información documental para sustento de esta
investigación pertenece a fluidos espumados desarrollados por la empresa Qmax S.A en
México y Canadá. Los resultados conseguidos en cuanto a las propiedades tienen una gran
aproximación a los valores que ofrecen los fluidos del Sistema Q-Micronair México.
La Evaluación experimental ha permitido conseguir una formulación con propiedades de
fluidos espumados para condiciones de la cuenca oriente a base de productos que dispone
la empresa QMAX y su corresponsal en Ecuador.
La factibilidad para uso del fluido en operaciones de perforación dentro de la cuenca
oriente ecuatoriana aún es muy limitada puesto que a partir de estos diseños de laboratorio
existe un amplio trabajo de implementación para el campo, radicando principalmente en
las facilidades de superficie puesto que estos fluidos espumados requieren una mezcladora
de alta velocidad y con un diseño especial de agitación para su correcta constitución.
Con respecto al costo por barril de un Fluido Tradicional de perforación, el Fluido
XhanGum proporcionó un ahorro del 35 % y el Fluido Mezcla muestra un ahorro 30 %.
75
Para el Pozo el cual se evaluó económicamente, evidenciaríamos un ahorro de $ 29,012.82
dólares con el Fluido XhanGum y de $ 24,952.36 dólares con el Fluido Mezcla, ya que su
costo con el Fluido Drill-In Tradicional costó $ 82,993.18 dólares.
La implementación del Sistema Espumado en Ecuador inicialmente puede repercutir en
gastos adicionales en adecuaciones del tanque para mezclar, pero en volumen resultaría
más beneficioso el uso de este Sistema.
5.2 Recomendaciones
Diseñar específicamente un mezclador de alta velocidad conjuntamente con una técnica
de agitación para la elaboración de fluidos espumados. Para tal efecto en la presente
investigación se utilizó un mezclador de laboratorio Hamilton Beach sin modificar su
diseño y uso de sus componentes, pero se observó que tan solo al modificar la altura del
Spindle el lodo podría tomar consistencias diferentes.
Profundizar la investigación enfocándose puntualmente en el manejo de cada variable para
obtener un diseño más minucioso de los componentes del fluido espumado.
Establecer un estudio complementario, enfocado en la implementación de estos Sistemas
Espumados de Perforación en el campo.
Promover el uso de estos fluidos y su pronta inclusión al mercado en vista de que estos
sistemas aun no son muy utilizados en la industria y esta alternativa como sustituto de
ciertos sistemas tradicionales ofrece mejores resultados en formaciones vulnerables a un
menor costo.
76
BIBLIOGRAFÍA
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PETRÓLEO. QUITO, ECUADOR: PETROECUADOR-IFEA-IRD.
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Manual MI. Dallas, Texas, USA: Instituto Americano del Petróleo.
OLYMPUS. (S/F). Instrucciones CX31 Microscopio Biológico. Tokyo: Olympus
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QMAX ECUADOR S.A. (2012). Curso de Fluidos de Perforación. Quito, Ecuador: QMAX
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Salager, J. L. (2002). Modulo de enseñanza en fenomenos Interfaciales. En J. L. Salager,
Cuaderno FIRP S300A (Vol. 2). Mérida, Venezuela: FIRP.
Soler, C. E. (2009). Ideas para investigar. Rosario: Homo Sapiens.
OFITE Testing Equipment Inc. 2014. , http://www.ofite.com/instructions/171-90.pdf.
(Acceso 2015-05-15)
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Plugging-Tester-PPT-4000-PSI-115-0001. 2011-11-15 (Acceso 2015-06-12)
77
ANEXOS
78
ANEXO 1 Entrevista Escrita
79
80
81
ANEXO 2 Procedimiento para medición de pH de los fluidos de Perforación
Fuente: (Baker Huges INTEQ, 1998, pág. 1.29)
Medidor de pH con electrodo de vidrio
Este medidor de pH consiste en un sistema de electrodo de vidrio, un amplificador
electrónico y un medidor calibrado en unidades de pH.
Procedimiento
1. Realice los ajustes necesarios para normalizar el medidor con soluciones amortiguadoras
apropiadas, según las instrucciones que vienen con el instrumento.
2. Introduzca los electrodos en el fluido que se encuentra en un pequeño recipiente de vidrio.
Agite el fluido alrededor de los electrodos dándole vueltas al recipiente.
3. Mida el pH del fluido según las instrucciones que vienen con el instrumento. Una vez que
la lectura del medidor se mantenga constante, registre el pH con una precisión de 0,1.
Nota: Para una medición precisa del pH, el fluido de prueba, la solución amortiguadora y el
electrodo de referencia deberán estar todos a la misma temperatura.
82
ANEXO 3 Procedimiento para medición de la densidad de los fluidos de Perforación
Fuente: (Baker Huges INTEQ, 1998, pág. 1.12)
Medición de la densidad (peso del fluido)
Aparato
Se puede utilizar cualquier instrumento con una precisión de ±0,1 lbm/gal o ±0,5 lbm/ft3,
(±0,01 g/cm3).
Calibración
El instrumento se calibrará, de manera frecuente, utilizando agua dulce, la cual debería
arrojar una lectura de 8,3 lbm/gal o 62,3 lbm/ft3 (1 g/cm3) a 70o F (21 o C).
Procedimiento
1. La base del instrumento debe estar asentada sobre una superficie uniforme.
2. Mida la temperatura del fluido y regístrela en la planilla del Informe de Fluidos de
Perforación.
3. Llene la taza, que deberá estar limpia y seca, con el fluido a ser sometido a prueba. Ahora
tape la taza llena y gire la tapa hasta que quede bien asentada. Asegúrese de que parte del
fluido sea expulsado a través del orificio en la tapa, para así poder liberar el aire o gas que
haya quedado atrapado.
4. Si utiliza una balanza presurizada, utilice la bomba para llevar el fluido a la taza, bajo
presión. Llene la bomba con el fluido de perforación, coloque la bomba sobre los soportes de
la taza. Empuje el pistón hasta que ya no se pueda sacar más fluido.
5. Lave o limpie el fluido que haya quedado en la parte exterior de la taza. Coloque el brazo
sobre el soporte de la base y equilíbrelo moviendo la guía deslizante a lo largo de la escala
graduada. El equilibrio se logra cuando la burbuja se encuentra bajo la línea central.
6. Lea la densidad en el borde de la guía deslizante que mira hacia el filo de cuchilla.
7. Registre la densidad con una precisión de 0,1 lbm/gal o 0,5 lbm/ft 3 (0,01 g/cm3).
83
ANEXO 4 Procedimiento para medición de la Viscosidad de los Fluidos de Perforación
mediante lectura directa
Fuente: (Baker Huges INTEQ, 1998, págs. 1.13-1.14)
Viscosímetro de lectura directa
Los viscosímetros de lectura directa son instrumentos rotatorios impulsados por un motor
eléctrico o una manivela.
Mediante Viscosímetro de lectura directa medimos la viscosidad plástica, el punto cedente y
la resistencia gel.
Procedimiento
Medición de la viscosidad plástica y el punto cedente
1. Coloque la muestra en un recipiente apropiado y sumerja el forro rotor exactamente hasta
la línea de referencia.
2. Con el forro rotando a 600 rpm, espere hasta que la lectura del cuadrante alcance un valor
estable. Registre la lectura del cuadrante para 600 rpm.
3. Cambie ahora a 300 rpm y espere que la lectura del cuadrante llegue a un valor estable.
Registre esta lectura para 300 rpm.
4. La viscosidad plástica (VP) en centipoise es igual a la lectura para 600 rpm menos la
lectura para 300 rpm.
5. El punto cedente (PC) en lbf/100 ft2 es igual a la lectura para 300 rpm menos la viscosidad
plástica. Registre la temperatura de la muestra en grados F (C).
6. La viscosidad aparente en centipoise es igual a la lectura para 600 rpm divida entre dos.
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ANEXO 5 Procedimiento para Prueba de Filtrado API
Fuente: (Baker Huges INTEQ, 1998, págs. 1.16-1.17)
Filtración: Prueba API baja temperatura/baja presión
Para la prueba API de pérdida de fluido a baja temperatura/baja presión se emplea un filtro
prensa API estándar, presurizada hasta un diferencial de 100 psi. La presión se puede aplicar
con un medio fluido no peligroso, bien sea gas o líquido. Para obtener resultados correlativos,
se empleará el mismo espesor de un papel de filtro apropiado, de 9 cm, Whatman No. 50, S &
S No. 576, u otro equivalente.
Procedimiento
1. Asegúrese de que cada pieza de la celda esté limpia y seca, y que las empacaduras no estén
deformes o gastadas. Vierta la muestra de fluido en la celda y complete el ensamblaje con el
papel de filtro en su lugar.
2. Coloque un cilindro graduado seco por debajo del tubo de drenaje, para que reciba el
filtrado. Cierre la válvula de alivio y ajuste el regulador de manera tal que se aplique una
presión de 100 ± 1 psi (690 ± 6,9 kPa) en 30segundos o menos. El período de prueba se inicia
en el momento de la aplicación de la presión.
3. Al final de los 30 minutos, mida el volumen de filtrado. Interrumpa el flujo que pasa por el
regulador de presión y abra cuidadosamente la válvula de alivio. El intervalo de tiempo, si no
es de 30 segundos, deberá registrarse.
4. Registre el volumen de filtrado en centímetros cúbicos (con una precisión de 0,1 cm3)
como filtrado API, y también registre la temperatura inicial del fluido en oF (oC). Guarde el
filtrado para ser posteriormente sometido a las correspondientes pruebas químicas.
5. Desmonte la celda y deseche el fluido, con extremo cuidado para guardar el papel de filtro
con un mínimo de perturbación del revoque. Lave el revoque sobre el papel, con un chorro de
agua suave o con aceite diesel en el caso de los fluidos de base aceite. Mida el espesor del
revoque y regístrelo en 32avos de pulgada o en milímetros.
6. Si bien es prácticamente imposible contar con descripciones estándar, anotaciones como
duro, blando, resistente, gomoso, firme, etc. pueden dar una cierta idea de la consistencia del
revoque.
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ANEXO 6 Procedimiento para determinación de Ion Cloruro
Fuente: (Baker Huges INTEQ, 1998, págs. 1.32-1.33)
Determinación del contenido de ión cloruro
Aparato
1. Solución de nitrato de plata: que contenga 4,791 g/L (equivalente a 0,001 g de ión cloruro
por mililitro), la cual se deberá mantener, preferiblemente, en una botella color ámbar.
2. Solución indicadora de cromato de potasio: 5 g/100 mL de agua.
3. Solución de ácido: ácido sulfúrico o nítrico 0,02N
4. Solución indicadora de fenolftaleína: 1 g/100 mL de alcohol al 50%.
5. Carbonato de calcio: precipitado, de grado químicamente puro.
6. Agua destilada
7. Pipetas graduadas: una de 1 mL y otra de 10 mL.
8. Recipiente de titulación: 100 a 150 mL, preferiblemente blanco.
9. Varilla de agitación
Procedimiento
1. Mida un mL o más de filtrado en el recipiente de titulación. Agregue dos o tres gotas de
solución de fenolftaleína. Si el color del indicador cambia a rosado, agregue el ácido gota a
gota, con la pipeta, mientras sigue agitando, hasta que el color desaparezca. Si la coloración
del filtrado es intensa, agregue 2 cm3 de ácido sulfúrico o nítrico 0,02 normal (n/50) y agite.
Ahora añada 1 g de carbonato de calcio y agite.
2. Agregue 25 a 50 mL de agua destilada y 5 a 10 gotas de solución de cromato de potasio.
Agite de manera continua mientras agrega la solución patrón de nitrato de plata gota a gota,
con la pipeta, hasta que el color cambie de amarillo a rojo naranja y se mantenga así durante
30 segundos. Registre el número de mL de nitrato de plata requeridos para alcanzar el punto
final. Si se emplean más de 10 mL de solución de nitrato de plata, repita la prueba con una
muestra más pequeña del filtrado.
Nota: Si la concentración del ión cloruro en el filtrado excede 10.000 ppm, se puede utilizar
una solución de nitrato de plata equivalente a 0,01 g de ión cloruro/mL. En ese caso, el
factor 1.000 en la ecuación siguiente se substituye por 10.000. Registre la concentración del
ión cloruro en el filtrado, en miligramos por litro (mg/L),
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ANEXO 7 Procedimiento para determinación de alcalinidad del filtrado de lodo
Fuente: (Baker Huges INTEQ, 1998, págs. 1.33-1.34)
Determinación del filtrado, la alcalinidad del fluido y el contenido de cal
Aparato
1. Solución ácida valorada 0,02N (N/50): ácido sulfúrico o nítrico.
Nota: La solución ácida valorada 0,1N (N/10) puede ser empleada para determinar la
alcalinidad del fluido. Multiplique los mL de ácido por 5, si se emplea ácido 0,1 N (N/10).
2. Solución indicadora de fenolftaleína: 1 g/100 mL de alcohol al 50
3. Solución indicadora de anaranjado de metilo: 0,1 g por cada 100 cm3 de agua.
4. Recipiente de titulación: 100 a 150 mL, preferiblemente blanco
5. Pipetas graduadas: una de 1 mL y otra de 10 mL.
6. Jeringa o pipeta serológica: 1 mL
7. Varilla de agitación
8. Medidor de pH de electrodo de vidrio (opcional)
Procedimiento
Alcalinidad del filtrado
1. Coloque un mL o más de filtrado en el recipiente de titulación. Agregue dos o tres gotas de
solución indicadora de fenolftaleína. Si el color del indicador cambia a rosado, agregue ácido
0,02N (N/50) gota a gota, con la pipeta, mientras continúa agitando, hasta que el color rosado
apenas desaparezca. Si el color de la muestra es tal que se enmascara el cambio de color del
indicador, el punto final se toma cuando el pH cae a 8,3, según lo que se mide con el
electrodo de vidrio
2. Registre Pf como el número de mL de ácido 0,02N (N/50) requeridos por mL de filtrado.
3. A la muestra que ha sido titulada hasta el punto final Pf, agregue dos o tres gotas de
indicador de anaranjado de metilo. Agregue ácido, gota a gota, utilizando la pipeta, mientras
continúa agitando, hasta que el color del indicador cambie de amarillo a rosado. Si el color de
la muestra es tal que el cambio de color del indicador no es evidente, el punto final se toma
cuando el pH cae a 4,3, según lo que se mide con el electrodo de vidrio.
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4. Registre Mf como los mL totales de ácido 0,02N (N/50) por mL de filtrado requeridos para
alcanzar el punto final con el anaranjado de metilo (incluyendo los requeridos para el punto
final Pf).
Alcalinidad del fluido
1. Lleve 1 mL de fluido al recipiente de titulación. Diluya la muestra de fluido con 25 a 50
mL de agua destilada. Agregue cuatro o cinco gotas de indicador de fenolftaleína y, mientras
agita, titule rápidamente con ácido 0,02N (N/50) o 0,1N (N/10), hasta que desaparezca el
color rosado. Si se enmascara el color de la muestra, el punto final se toma cuando el pH
caiga hasta 8,3, según lo que se mide con el electrodo de vidrio.
2. Registre Pm como el número de mL de ácido 0,2N (N/50) requeridos por mL de fluido,
donde:
Pm = 5 x mL de ácido 0,1N por mL de fluido
Contenido de cal
1. Determine la alcalinidad de fenolftaleína del filtrado y el fluido, Pf y Pm.
2. Determine la fracción de volumen del agua en el fluido (Fw), utilizando el valor obtenido
con el ensamblaje de la retorta:
3. Registre el contenido de cal del fluido:
Cal, lbm/bbl = 0.26 (Pm – Fw Pf) (1-5a)
Cal, kg/m3 = 0.742 (Pm – Fw Pf) (1-5b)
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ANEXO 8 Procedimiento para determinación de la Dureza total como calcio del lodo
Fuente: (Baker Huges INTEQ, 1998, págs. 1.35-1.36)
Determinación de la dureza total como calcio
Aparato
1. Solución Versenate: 1 mL = 400 ppm Ca ++
2. Amortiguador de dureza
3. Indicador de dureza
4. Agua destilada
5. Pipetas serológicas: una de 10 mL y otra de 5 mL.
6. Cápsula para titulación
7. Pipetas volumétricas: una de 1 mL, otra de 2 mL y una tercera de 5 mL
8. Plancha caliente (se requiere si el filtrado presenta un color oscuro)
9. Ácido acético glacial
10. Clorox o equivalente
11. Agente de enmascaramiento: mezcla 1:1:2 en volumen de trietanolamina:tetraetilen
pentamina:agua
Procedimiento
1. Con la pipeta, lleve 1 mL de filtrado del fluido a una cápsula de titulación. Si el filtrado es
transparente o con una coloración muy ligera, omita los pasos 2 al 5.
2. Agregue 10 mL de Clorox y mezcle.
3. Agregue 1 mL de ácido acético y mezcle.
4. Hierva durante 5 minutos. Mantenga el volumen agregando agua desionizada.
5. Enfríe y lave los lados del vaso de precipitados con agua desionizada.
6. Diluya hasta 50 mL con agua desionizada
7. Agregue tres medidas de amortiguador de dureza y dos de indicador de dureza.
8. Titule con solución Versenate, agitando el contenido de la cápsula de titulación hasta que
el color del indicador cambie de vino tinto a azul
Cálculos
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ANEXO 9 Procedimiento para realizar la prueba de Taponamiento y Permeabilidad
PPT
Fuente: (Baker Huges INTEQ, 1998, págs. 1.18-1.19)
PRECAUCION:
Siga minuciosamente las recomendaciones del fabricante en relación a las limitaciones que
se aplican al volumen de la muestra y la presión para la temperatura de prueba a utilizar. El
instrumento consiste, básicamente en una fuente de presión controlada, una celda de
muestra, un sistema para el calentamiento de la misma y una celda colectora presurizada. La
celda de filtración posee un termómetro, el receptáculo del termómetro, empacaduras
resistentes al aceite y un soporte para el medio filtrante. Para temperaturas de hasta 400º F
(204º C), utilice papel de filtro (Whatman No. 50 u otro equivalente). Para temperaturas por
encima de 400o F (204o C), utilice un disco poroso nuevo de acero inoxidable (Dynalloy X-5
u otro equivalente), para cada prueba. Una válvula en el tubo de salida del filtrado controla
el flujo desde la celda. Se deberá emplear un gas no peligroso como el nitrógeno (preferible)
o el anhídrido carbónico, para la fuente de presión. No utilice óxido nitroso, pues podría
producirse un escape de gas explosivo.
Procedimiento: Temperaturas < 300o F (149o C)
1. Conecte la camisa de calentamiento al voltaje apropiado. Coloque un termómetro en el
receptáculo y precaliente la camisa hasta 10o F (6o C) por encima de la temperatura de
prueba seleccionada.
2. Agite la muestra de fluido durante 10 minutos.
3. Coloque la muestra de fluido en la celda, procurando no llenarla más de 1/2 pulgada (1,3
cm) desde la parte superior. Coloque el papel de filtro y cierre la celda.
4. Coloque la celda en la camisa de calentamiento con las válvulas superior e inferior
cerradas. Lleve el termómetro al receptáculo.
5. Coloque las unidades de presión sobre las válvulas y asegure en su lugar. Aplique 100 psi
(690 kPa) en ambas unidades, con las válvulas cerradas. Abra la válvula superior y aplique
presión al fluido, mientras calienta hasta la temperatura seleccionada.
6. Cuando la muestra llegue a dicha temperatura, aumente la presión de la unidad superior
hasta 600 psi (4137 kPa).
7. Abra la válvula inferior. Durante la prueba, libere la presión sacando filtrado. Registre el
volumen total.
90
8. Si el área de filtración es de 3,5 pulgadas cuadradas (22,6 cm2), duplique el volumen de
filtrado y registre.
9. Al final de la prueba, cierre las válvulas superior e inferior, desenrosque el tornillo en T y
purgue la presión de ambos reguladores.
Nota: La presión en la celda de filtración aún será de unos 500 psi (3448 kPa). Mantenga la
celda en posición vertical y enfríe hasta la temperatura ambiente.
Perdida de Filtrado final = (2*mL de filtrado en 30min)-SpurLoss
91
ANEXO 10 Resumen del procedimiento de observación de campo claro
Fuente: (OLYMPUS, S/F)
92
ANEXO 111 Entorno de Estudio
Marco Institucional
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental.
Formando parte de la Universidad Central del Ecuador tiene como objetivo principal
formar de manera integral profesionales idóneos para proyectar, organizar y dirigir
trabajos con el fin de liderar el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y
energéticos del Ecuador.
Misión: Buscar la excelencia en la formación de profesionales y en la investigación
para el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del
Ecuador.
Visión: Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los
recursos naturales y energéticos del Ecuador, mediante la excelencia académica en la
investigación y los servicios.
Qmax Solutions se creó en Canadá en 1993, contaba con media docena de especialistas
en la industria petrolera del oeste de Canadá. En el año 1998, Qmax Ecuador S.A.
(subsidiaria de Qmax Solutions) inició sus operaciones en Quito Ecuador. En la
actualidad Qmax Solutions a nivel internacional tiene más 1.400 empleados distribuidos
en 7 países. Su éxito se basa en la aplicación de su filosofía de pensar primero en la
satisfacción máxima de sus clientes de acuerdo a principios éticos, cumpliendo así su
objetivo principal de ejercer una influencia positiva sobre la rentabilidad de los clientes.
Misión: Crear valores diferentes garantizando soluciones en los procesos de
perforación.
Visión: Ser la empresa donde todos quieren ir.
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Marco Ético
Esta investigación se desarrolla dentro de un marco ético para su elaboración,
considerando que no afecta la confidencialidad de QMAXECUADOR S.A., e intercambio de
información con profesores de la Carrera de Ingeniería de Petróleos. Razón por la cual este
trabajo de titulación se lleva a cabo con la asesoría técnica de la empresa auspiciante y tutor
designado bajo parámetros de:
Compromiso, para cumplir las obligaciones adquiridas.
Legalidad, QMAXECUADOR S.A. empresa respetuosa de las directrices legales de
nuestro país, nos adaptaremos a los regímenes tributarios, laborales y comerciales que
puedan presentarse, para poder ejercer bajo la más estricta legalidad.
Integridad, cada proceso será cuidadosamente planeado con el fin de obtener los mejores
resultados posibles para obtener mayor provecho de los productos y servicios.
Honestidad, expresarse con coherencia, sinceridad y de acuerdo a la verdad y justicia.
Responsabilidad, llevar a feliz término cada compromiso con nuestra empresa auspiciante
y tutores, a fin de mantener un nombre limpio y exento de cuestionamientos.
Marco Legal
Unidad Académica de Titulación – UCE Septiembre 2015.
Los objetivos de la empresa QMAXECUADOR S.A consta en la escritura pública de
constitución de la compañía, otorgada mediante escritura pública celebrada ante el notario
Vigésimo Octavo del cantón Quito, doctor Jaime Andrés Acosta Holguín, el 3 de marzo
de 1998, debidamente escrita en el registro Mercantil del mismo cantón el 17 de abril de
1998, la empresa quedo legalmente constituida.