Chapter 21 Spanish Fluidos de Perforación de Yacimiento

CAPÍTULO
21A
Fluidos de Perforación de Yacimiento
Introducción
Los fluidos de
perforación
de yacimiento
son fluidos de
perforación
no dañinos,
especialmente
diseñados
para ser
usados en los
intervalos del
yacimiento.
Los fluidos
de perforación
de yacimiento
son
sumamente
importantes
en los pozos
horizontales...
Los fluidos de perforación de
yacimiento son fluidos de perforación
no dañinos, especialmente diseñados
para ser usados en los intervalos del
yacimiento. Están formulados para
maximizar la eficiencia de la
perforación al minimizar los daños a
la formación, conservando así la
productividad potencial del pozo. En
general, los fluidos de perforación
convencionales no pueden ser
convertidos a fluidos de perforación
de yacimiento.
Los fluidos de perforación
convencionales pueden causar daños
graves a los yacimientos productivos.
Este impacto se puede minimizar en
cierta medida reduciendo el filtrado y
controlando los esfuerzos de gel
progresivos. Estas prácticas reducen la
invasión de fluido dentro de la
formación y ayudan a obtener el
aislamiento zonal durante la
cementación de las tuberías de
revestimiento. Para las
completaciones convencionales de
pozo entubado o de tubería perforada,
las perforaciones suelen penetrar más
allá de cualesquier daños cerca del
pozo. Los altos diferenciales de
presión del yacimiento al pozo y las
perforaciones de diámetro más grande
pueden ayudar a reducir los efectos de
los daños causados a la formación por
los fluidos de perforación
convencionales.
En las completaciones en pozo
abierto (pozos completados sin
cementar la tubería de revestimiento
a través de la formación productiva),
debe ser posible extraer el fluido y el
revoque sin recurrir a tratamientos de
limpieza. Los fluidos de perforación
de yacimiento están especialmente
diseñados para reducir los daños a la
formación y mejorar la limpieza en
estos pozos. Los fluidos de
perforación de yacimiento son
sumamente importantes en los pozos
horizontales, donde los bajos
diferenciales de presión del
yacimiento al pozo hacen que las
operaciones de limpieza sean más
difíciles. Los filtros de grava y las
mallas preempacadas limitan el
tamaño de los sólidos que pueden ser
producidos desde el pozo; por lo
tanto, los fluidos de perforación
convencionales cargados de sólidos
deberían ser evitados durante la
perforación de intervalos horizontales
a través de zonas productivas. En vez
de eso, deberían usarse fluidos de
perforación de yacimiento no
dañinos.
Muchos fluidos pueden ser usados
como fluidos de perforación de
yacimiento, incluyendo los fluidos
base agua, aceite y sintético. La
selección del fluido depende del tipo
de formación, de la composición de
los fluidos de la formación, del
mecanismo de daños a la formación y
del método de completación. La
mayoría de los pozos perforados con
fluidos de perforación de yacimiento
son completados sin cementar y
perforar una tubería de revestimiento
o tubería de revestimiento corta a
través de la zona productiva.
Los siguientes pasos constituyen el
proceso de selección recomendado
para un fluido adecuado de
perforación de yacimiento (ver la
Figura 1):
1. Identificar el tipo y la
permeabilidad de la formación.
2. Seleccionar el tipo de
completación.
3. Seleccionar el fluido de perforación
de yacimiento.
4. Seleccionar el método de limpieza.
Los daños a la formación se pueden
cuantificar de varias maneras. En el
laboratorio, se usan mediciones
relativas tales como la permeabilidad
del retorno, la solubilidad del revoque
y la presión de despegue, para
determinar si un fluido es adecuado
para perforar una formación
específica. En el campo se usan los
factores superficiales y los índices de
Fluidos de Perforación de Yacimiento
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CAPÍTULO
21A
Fluidos de Perforación de Yacimiento
Tipo de
permeabilidad
Matriz
Aislamiento
zonal
Fracturado
Tipo de
roca
No se necesita
Formación
competente
Tiza o caliza
Claves: Impedir que el lodo gelificado o el
revoque obturen las fracturas. La
“perforación con flujo” desbalanceado ha
sido usada en la Tiza de Austin.
Fluido de perforación de yacimiento: La
inhibición no es necesaria. Fluidos de
perforación de agua clara, polímero/sal/agua
y bajo contenidos de sólidos.
Limpieza/estimulación:
Tratamiento ácido.
Lutitas
Claves: Impedir la adsorción del agua
por las lutitas y el hinchamiento
resultante que sella las fracturas.
Fluido de perforación de yacimiento:
La inhibición es necesaria y se prefiere
lodo base aceite. Lodos base agua
inhibidos de bajo contenido de sólidos
pueden ser usados.
Necesario
Altamente
Puede
colapsar
Completación de pozo entubado, cementación
y de tubería perforada
Claves: Para obtener una buena cementación,
el pozo debe tener un calibre uniforme y estar
limpio. En general las perforaciones pueden
penetrar cerca de los daños al pozo. Las
dificultades encontradas para cementar y
perforar largos intervalos horizontales hacen
que esta opción no sea muy práctica.
Fluido de perforación de yacimiento: Se
recomienda el uso de fluidos de perforación de
yacimiento base aceite o agua con una alta
reología a baja velocidad de corte, para obtener
una limpieza del pozo excelente sin causar el
socavamiento de la formación. the formation.
Limpieza/estimulación: El aislamiento zonal
permite la estimulación por ácido o
fracturación.
Completación en pozo abierto
Claves: Se requiere puentes y revoques de
buena calidad para impedir que los sólidos
entren en la red de poros. La remoción del
revoque durante la limpieza puede ser
facilitada por herramientas que rayan y
raspan el revoque.
Fluido de perforación de yacimiento: Se
requieren partículas puenteantes para
asegurar la calidad del revoque, cualquiera
que sea el tipo de fluido. Se usan aditivos de
polímeros en fluidos base agua para la
reología y el control de filtración. La limpieza
del pozo se puede lograr mediante un flujo
turbulento con fluido de baja viscosidad o
mediante un flujo laminar con fluido de alta
viscosidad.
Limpieza/estimulación: Lavado con ácido o
salmuera con ruptores poliméricos.
No
(consolidada)
Producción
de arena
Sí
(no consolidada)
Completación con tuberías de revestimiento cortas o mallas preempacadas
Claves: Las tuberías de revestimiento cortas o mallas preempacadas se usan para el control de
arena cuando la producción comienza. Los materiales densificantes y agentes puenteantes de los
fluidos de perforación convencionales pueden bloquear estos dispositivos. Usar agentes
puenteantes ultrafinos (suficientemente pequeños para pasar a través de la malla) o solubles.
Fluido de perforación de yacimiento: El fluido a base de biopolímero proporciona una alta
reología a baja velocidad de corte para la limpieza del pozo. El control de filtrado se logra con
aditivos poliméricos o de almidón. Los agentes puenteantes de carbonato de calcio o sal de
granulometría determinada producen un filtrado soluble. También se pueden usar partículas
puenteantes ultrafinas.
Limpieza/estimulación: El ácido disolverá el carbonato de calcio o el revoque de sal de
granulometría determinada. La sal de granulometría determinada puede ser limpiada con
salmuera subsaturada. Los ruptores poliméricos ayudarán a eliminar los viscosificadores y
agentes de control de filtrado.
Completación con tubería de revestimiento
corta preabierta
Claves: Las tuberías de revestimiento cortas
preabiertas incluyen las tuberías ranuradas,
preperforadas, etc. Se requiere el puenteo de
las aberturas de poro por las partículas y un
revoque de calidad, como en la completación
en pozo abierto. Es importante que sea fácil
eliminar el revoque porque no se puede usar
ninguna herramienta raspante.
Fluido de perforación de yacimiento: Se
requiere el uso de partículas puenteantes
para asegurar un revoque de buena calidad,
cualquiera que sea el tipo de fluido. Los
aditivos de polímeros solubles en ácido o
degradables por ruptores para la reología
pueden facilitar la remoción del revoque. Los
agentes puenteantes de carbonato de calcio
o sal de granulometría determinada son
fáciles de limpiar.
Limpieza/estimulación: Lavado con ácido o
salmuera con ruptores poliméricos.
Figura 1: Guía para la selección de fluidos de perforación de yacimiento no dañinos.
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Fluidos de Perforación de Yacimiento
productividad calculados para medir
los daños a la formación.
Un fluido de perforación de
yacimiento debería tener las siguientes
características:
1. Control de daños a la formación:
a) El fluido de perforación de
yacimiento no debería contener
arcillas o materiales densificantes
insolubles en ácido que pueden
migrar dentro de la formación y
taponar los poros.
b) Debería estar formulado con
viscosificadores rompibles o
solubles en ácido, materiales de
filtrado y agentes de
taponamiento de tamaño
apropiado, todos los cuales
limitan el filtrado hacia la
formación y aseguran una buena
limpieza.
c) El filtrado debería estar
formulado para impedir que las
arcillas en la zona productiva se
hinchen, migren o taponen la
formación.
d) El filtrado debería ser compatible
con los fluidos de la formación,
de manera que no cause la
precipitación de las incrustaciones
minerales.
e) El fluido y el filtrado no deberían
modificar las características de la
formación de humectado por
agua a humectado por aceite, o
viceversa.
f) El filtrado no debería formar
emulsiones con los fluidos de la
formación, causando el
taponamiento de la formación.
2. Perforabilidad:
a) El fluido de perforación de
yacimiento debería proporcionar
buena limpieza del pozo,
lubricidad e inhibición.
b) Debería minimizar el
ensanchamiento del pozo y
proporcionar la estabilidad del
pozo.
3. Compatibilidad con los equipos y
procedimientos de completación:
a) Las partículas deberían tener una
granulometría apropiada para
puentear las gargantas de los
poros de la formación, pero
deben ser suficientemente
pequeñas para pasar a través del
equipo de completación.
b) El fluido debería ser formulado
con materiales solubles en ácido,
agua, oxidantes o solventes que
no causen precipitados ni
emulsiones.
c) Los ruptores deberían ser
compatibles con los fluidos de la
formación y el filtrado del fluido
de perforación de yacimiento.
La vulnerabilidad frente a los
diferentes tipos de daños a la
formación varía considerablemente y
depende del tipo de formación y de las
condiciones del pozo. Algunas
formaciones toleran una variedad de
composiciones de fluido de
perforación de yacimiento más amplia
que otras. Cuando la producción
proviene de fracturas de carbonato,
como en la formación de Tiza de
Austin, grandes cantidades de
materiales insolubles pueden ser
toleradas sin causar una disminución
considerable de la productividad. En
general, los fluidos que invaden estos
tipos de formaciones pueden ser
producidos de nuevo desde el pozo.
Las areniscas de permeabilidad más
baja y los yacimientos de areniscas
agotadas o no consolidadas no toleran
la invasión de fluido o partículas sin
causar grandes daños. Por lo tanto se
requiere un conocimiento detallado de
la formación, permeabilidad, presión
poral, mineralogía y composición de
los fluidos de la formación para
seleccionar el fluido de perforación de
yacimiento apropiado.
Fluidos de Perforación de Yacimiento
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CAPÍTULO
21A
Fluidos de Perforación de Yacimiento
Mecanismos de los Daños a la Formación
Los sólidos
comprimibles
y
deformables...
son los más
difíciles...de
eliminar.
Varios mecanismos perjudiciales limitan
la producción y reducen la cantidad de
reservas recuperables. Algunos de los
más comunes están descritos a
continuación, indicando las posibles
técnicas preventivas.
Taponamiento causado por sólidos.
Las gargantas de poro de la formación
pueden ser taponadas por los sólidos
contenidos en un fluido de perforación
y causar daños a la formación. Estos
sólidos pueden ser materiales añadidos,
tal como las arcillas comerciales,
productos químicos para fluidos de
perforación o sólidos perforados que se
han incorporado en el fluido de
perforación. Los sólidos comprimibles y
deformables, como las arcillas
hidratadas, son los más difíciles (o
imposibles) de eliminar. Además, los
sólidos pueden taponar el conjunto de
completación, limitando la producción.
Para impedir el taponamiento, los
sólidos añadidos a un fluido de
perforación de yacimiento deberían
tener una granulometría apropiada para
puentear las gargantas de poro de la
formación, y deberían usarse
exclusivamente materiales que son
solubles en ácido (ver la Figura 2).
Una granulometría D90 igual a los
diámetros de garganta de poro más
grandes y una concentración de agente
puenteante superior a 2% en volumen
proporcionarán un taponamiento
excelente y una buena base para la
deposición del revoque. El revoque del
fluido de perforación de yacimiento
entrampa los sólidos finos – los cuales
pueden causar considerables daños – e
impiden que éstos entren en la
Puenteo malo
Invasión de lodo
Puenteo bueno
Ninguna invasión de lodo
Revoque
Filtrado
Partículas de
Ningún revoque lodo
Figura 2: Comparación de puenteo.
Fluidos de Perforación de Yacimiento
21A.4
formación. Si los sólidos contenidos en
el fluido de perforación de yacimiento
son demasiado finos para puentear e
iniciar un revoque en la cara del pozo,
invadirán la matriz del yacimiento y
pueden formar un revoque interno,
resultando en daños a la formación. Es
mucho más fácil eliminar un revoque
en la cara de la formación que dentro de
la formación. Para reducir las
posibilidades de invasión de partículas,
se debe usar un programa agresivo de
control de sólidos para eliminar los
sólidos perforados durante la primera
circulación desde el pozo. Si se permite
que los sólidos perforados circulen de
nuevo, éstos disminuirán de tamaño y
se dispersarán, creando una
acumulación de sólidos finos.
Minimizando el sobrebalance se puede
reducir la profundidad de la invasión de
sólidos, y por lo tanto, la cantidad de
daños a la formación.
Hidratación y/o migración de las
arcillas de la formación. Las
formaciones de arenisca varían de
limpias (conteniendo sólo arena) a muy
sucias (conteniendo cantidades
considerables de arcillas). Estas arcillas
intersticiales pueden hidratarse,
deformarse o migrar, causando daños a
la formación al ser expuestas al filtrado
del fluido de perforación, cemento u
otros fluidos como ácidos y
espaciadores. Esto impide el flujo de los
fluidos del yacimiento durante la
producción. Varios fluidos inhibidores
pueden prevenir el hinchamiento y la
migración de las arcillas de la formación.
Estos incluyen los fluidos base aceite y
sintético, así como los fluidos que son
compatibles con las arcillas de la
formación. Los fluidos de completación
pueden incluir salmueras producidas,
salmueras de alta salinidad y fluidos
base agua que usan cloruro de potasio o
otros aditivos químicos estabilizadores
de arcillas.
Bloqueo de emulsión. Puede
producirse una emulsión de filtrado de
fluido de perforación de yacimiento y
fluido de la formación, causando daños
a la formación y limitando el flujo de
fluidos de yacimiento durante la
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CAPÍTULO
21A
Fluidos de Perforación de Yacimiento
producción. El bloqueo de emulsión
puede ser causado por sólidos finos en el
filtrado de fluido, unidos a asfaltinas en
el aceite, por agentes tensioactivos o
emulsificantes en el fluido que
emulsifica a los fluidos de la formación,
o por la exposición de ciertos crudos a
un ambiente químico que reacciona
para formar emulsificantes. Los fluidos
base aceite y sintético pueden modificar
la humectabilidad de la formación,
liberando agua para la emulsión. En los
fluidos base agua, se puede probar y
ajustar la compatibilidad del filtrado con
otras formulaciones y no emulsificantes.
Al reducir el filtrado del fluido de
perforación de yacimiento, también se
puede minimizar la profundidad de los
daños potenciales a la formación.
Formación de incrustaciones. La
incompatibilidad química entre el fluido
de perforación de yacimiento y la
formación o los fluidos de la formación
puede causar la formación de un
precipitado (incrustación), resultando en
daños a la formación. El ejemplo más
común de esto es un filtrado con calcio
que reacciona con carbonatos o sulfatos
solubles en los fluidos de la formación,
para formar una incrustación de
carbonato de calcio o calcio (“yeso”).
Conociendo la composición de los
fluidos de la formación y diseñando un
fluido de perforación de yacimiento
compatible, se puede eliminar este
problema potencial.
Tipos y Aplicaciones de Fluidos de Perforación de Yacimiento
Los sistemas
FLO-PRO
son...diseñados
para la
perforación sin
problemas...
Se puede usar
ácido u
oxidantes
para limpiar...
Hay una gran variedad de opciones para
seleccionar los fluidos de perforación de
yacimiento. La selección del fluido de
perforación de yacimiento más
apropiado depende no solamente de los
mecanismos de daños potenciales a la
formación, sino también del tipo de
formación a perforar y del método de
completación a usar. La temperatura, la
densidad y los problemas conocidos de
perforación también deben ser
considerados. A continuación se
describen algunas de las posibles
opciones para fluidos de perforación de
yacimiento y las principales aplicaciones
de cada uno.
Fluidos claros con píldoras de
barrido viscosas. Los fluidos de
perforación de yacimiento a base de
agua clara o salmuera pueden ser usados
para las formaciones mecánicamente
competentes que no son afectadas
adversamente por la intrusión de
grandes volúmenes de fluido dentro del
yacimiento. Estos fluidos no
viscosificados suelen ser usados en
calizas y dolomitas fracturadas, así como
en formaciones arrecifales, areniscas
fracturadas y areniscas limpias de baja
permeabilidad.
Estos fluidos requieren un fluido
turbulento y píldoras de barrido de alta
viscosidad para limpiar correctamente el
pozo. Las píldoras de barrido de alta
viscosidad no deberían contener arcillas
y deben componerse de
Hidroxietilcelulosa (HEC) o goma
xantana (DUO-VIS®, FLO-VIS®).
Se pueden usar floculantes para
precipitar los sólidos perforados en el
sistema de superficie y mantener un
fluido claro. Estos pozos, perforados en
formaciones competentes, son
generalmente completados en pozo
abierto o con una tubería de
revestimiento corta ranurada o
perforada.
Fluidos de HEC. Los fluidos a base de
hidroxietilcelulosa pueden ser usados en
condiciones similares a las condiciones
en que se usan los fluidos claros
descritos anteriormente, i.e. en
formaciones competentes. La HEC
proporciona la capacidad de transporte,
pero tiene una estructura de gel mínima
y malas características de suspensión. La
reología a baja velocidad de corte y las
características de suspensión pueden ser
mejoradas mediante la adición de goma
xantana (DUO-VIS o FLO-VIS). La HEC
viscosificará varios fluidos, desde los
fluidos a base de agua dulce hasta los
fluidos saturados de sal, tal como los
fluidos que contienen cloruros de sodio,
potasio y calcio, así como bromuros de
sodio, calcio y cinc. Sin embargo, la
HEC sólo proporciona un control de
filtrado limitado. Para obtener un mayor
control de filtrado, será necesario usar
aditivos a base de almidón como FLOTROL® o POLY-SAL™.
De nuevo, los pozos ubicados en
formaciones competentes son
generalmente completados como pozos
Fluidos de Perforación de Yacimiento
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CAPÍTULO
21A
Los sistemas
FLO-PRO a
base de
polímeros
tienen una
LSRV ultraalta...
Fluidos de Perforación de Yacimiento
abiertos o con una tubería de
revestimiento corta ranurada o
perforada. Se puede usar ácido u
oxidantes para limpiar la HEC, la goma
xantana y los polímeros de almidón
antes de realizar la producción, si es
necesario.
FLO-PRO®. Los sistemas FLO-PRO son
fluidos de perforación de yacimiento no
dañinos, con un contenido mínimo de
sólidos, desarrollados reológicamente,
diseñados para la perforación sin
problemas de las formaciones
productivas que sufren daños causados
por los fluidos de perforación
convencionales. Este sistema es
especialmente aplicable en pozos
horizontales perforados en yacimientos
no consolidados. Los pozos verticales y
otros tipos de formación también se
benefician del nivel de eficiencia y del
grado de protección proporcionados por
FLO-PRO. Para minimizar los daños a la
formación causados por las arcillas, los
sistemas FLO-PRO usan polímeros para la
reología y el control de filtración.
Los sistemas FLO-PRO a base de
polímeros tienen una Viscosidad a Muy
Molienda
Más fina que malla 40
Más fina que malla 200
Más fina que malla 325
Mediana (µ)
Fina
—
—
>99%
6-9
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Mediana
—
70 - 80%
—
35 - 45
Gruesa
>99%
<20%
—
100 - 125
Figura 3: Moliendas de STAR-CARB®.
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Baja Velocidad de Corte (LSRV) ultraalta, en comparación con otros sistemas
o fluidos de perforación típicos a base de
arcillas. La alta LSRV proporciona una
excelente suspensión de los recortes en
pozos de alto ángulo y horizontales, y
reduce la erosión del pozo. La alta LSRV
es crítica, no sólo para optimizar la
limpieza del pozo y la eficiencia de la
perforación, sino también para
minimizar la invasión de filtrado y la
invasión de fluido entero dentro de la
formación. La LSRV se mide con un
viscosímetro Brookfield a 0,0636 seg-1
(equivalente a 0,037 RPM con un
viscosímetro VG). Los sistemas FLO-PRO
sólo contienen una cantidad mínima de
sólidos. Los sistemas FLO-PRO son
formulados a partir de una salmuera de
densidad apropiada, usando solamente
una cantidad suficiente de carbonato de
calcio soluble en ácido de granulometría
determinada (mármol molido) o sal de
granulometría determinada para lograr
un buen puenteo de las gargantas de
poro. Estas salmueras no sólo
proporcionan una buena densidad, sino
también inhiben el hinchamiento de las
Densidad (lb/gal)
Agua dulce
Cloruro de potasio
™
K-52
Cloruro de sodio
Salmuera típica de campo
Cloruro de calcio
Formiato de sodio
Bromuro de sodio
Formiato de potasio
Bromuro de calcio
Cloruro de calcio/
bromuro de calcio
Bromuro de calcio/
bromuro de cinc
Formiato de cesio
Densidad (lb/gal)
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Figura 4: Selección de salmuera para el rango de densidades de FLO-PRO.
Fluidos de Perforación de Yacimiento
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FLO-PRO es
compatible
con todas las
técnicas de
completación...
Fluidos de Perforación de Yacimiento
arcillas de la formación.
FLO-VIS®, una goma xantana clarificada
de primera calidad, es el viscosificador
primario. Flo-Trol, un derivado de
almidón, es el agente principal de
control de filtrado. Flo-Trol se combina
sinergéticamente con Flo-Vis® para
proporcionar una mayor viscosidad.
STAR-CARB®, un carbonato de calcio de
granulometría determinada (mármol
molido) se usa como agente puenteante
y es soluble en ácido a más de 98% en
HCl al 15% a 76ºF (24,5ºC) (ver la Figura
3).
Las formulaciones de FLO-PRO son
flexibles y pueden ser adaptadas a los
yacimientos específicos. Las
formulaciones estándar de FLO-PRO usan
varias salmueras para proporcionar un
rango de densidades de 8,4 a 14,7 lb/gal
sin la adición de sólidos para aumentar
la densidad (ver la Figura 4). La pérdida
de fluido entero hacia la formación se
controla mediante el puenteo rápido y
eficaz de las gargantas de poro con
carbonato de calcio de granulometría
determinada y/o contando con que la
LSRV proporcionada por FLO-PRO
controle la pérdida. La LSRV ha
prevenido la invasión importante de
arenas de hasta 2 darcys con una
presión de sobrebalance de más de
1.000 psi. El puenteo eficaz ha sellado
yacimientos de caliza acidificada y
arenas de hasta 6 darcys. Para los
requisitos de filtrado ultra-bajo, o para
las formaciones que son sensibles a la
invasión de filtrado, FLO-PRO puede ser
formulado con menos FLO-VIS® y más
FLO-TROL, u otros aditivos reductores de
filtración.
Todos los productos usados en los
sistemas FLO-PRO son solubles en ácido,
oxidantes o agua. Después de instalar el
conjunto de completación, el
procedimiento recomendado consiste
en desplazar con una píldora sin sólidos,
luego romper y degradar el revoque con
un oxidante o ruptor de enzimas y
ácido, si es posible, antes de realizar la
producción, para minimizar los daños
potenciales no sólo a la formación, sino
también al conjunto de completación.
FLO-PRO es compatible con todas las
técnicas de completación, incluyendo
las tuberías de revestimiento cortas
ranuradas, las mallas preempacadas y los
filtros de grava en pozo abierto.
Sistemas de sal de granulometría
determinada. Los sistemas de sal de
granulometría determinada (NaCl) se
usan para perforar yacimientos de arena
no consolidada. Estos sistemas se basan
en una salmuera saturada de sal, usando
goma xantana para la viscosidad y una
combinación de almidón y partículas de
sal de granulometría determinada para
el control de filtrado. La elevada
concentración de almidón y los agentes
puenteantes de sal proporcionan un
excelente control de filtrado. Para
mantener el puenteo, el sistema debe
estar saturado de sal. Estos sistemas
tienen un limitado rango de densidades
de 10 a 12 lb/gal. Los sistemas de sal de
granulometría determinada
proporcionan generalmente una
estabilidad aceptable del pozo y de las
temperaturas.
Estos sistemas pueden ser usados con
cualquier tipo de conjunto de
completación. En general se limpian
mediante un procedimiento de dos
pasos:
• Una imbibición en ácido para destruir
los polímeros, seguido por,
• Un lavado con agua no saturada para
eliminar las partículas de sal.
VERSADRIL®/VERSACLEAN®/Sistemas
VERSA Mejorados Reológicamente.
Éstos son sistemas base aceite que
pueden ser formulados para tener
características no dañinas a fin de ser
aplicados en la perforación de
yacimiento. VERSADRIL tiene una base de
aceite diesel. VERSACLEAN tiene una base
de aceite mineral. Los sistemas VERSA
mejorados reológicamente están
formulados para tener una LSRV alta
usando VERSAMOD™ o HRP® (en aceite
diesel o mineral), para mejorar la
limpieza en pozos de alto ángulo.
Una de las aplicaciones importantes
de los fluidos base aceite de perforación
de yacimiento es en arenas muy sucias.
Si estas arenas son perforadas con
fluidos base agua, desarrollan un bloque
de agua o son dañadas por el
hinchamiento de las arcillas. Estas
condiciones no se producen en el
filtrado base aceite. Los fluidos base
aceite también proporcionan una
estabilidad de lutitas considerablemente
mejor para los intervalos productivos
Fluidos de Perforación de Yacimiento
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21A.7
CAPÍTULO
21A
Los fluidos
sintéticos son
aplicados en
áreas sensibles
desde el punto
de vista
ambiental...
Los fluidos
sintéticos de
perforación de
yacimiento
proporcionan
ventajas
similares a las
que son
proporcionadas
por los fluidos
base aceite...
Fluidos de Perforación de Yacimiento
donde las secciones de lutitas están
intercaladas con la formación
productiva.
Los fluidos base aceite tienen revoques
finos, excelente inhibición y buena
lubricidad. Estas cualidades simplifican
muchos aspectos de los pozos
horizontales que son especialmente
problemáticos. Por ejemplo, la mejor
lubricidad de los fluidos base aceite
permite la perforación de un pozo de
geometría compleja o un largo intervalo
horizontal. Estos pozos no pueden ser
perforados con un fluido base agua.
Las relaciones aceite/agua para estos
fluidos pueden variar de 100/0 a 50/50.
En general, el carbonato de calcio de
granulometría determinada soluble en
ácido, tal como STAR-CARB®, es usado
como agente densificante para los pozos
completados con mallas preempacadas.
Los fluidos de perforación de yacimiento
con carbonato de calcio pueden pesar
hasta 12,5 lb/gal. Para densidades más
elevadas, se debe usar barita, hematita u
otros materiales densificantes (para
formulaciones y aplicaciones especiales),
y el pozo debe generalmente ser
completado con un conjunto que
permita el regreso del material
densificante a través de la tubería de
revestimiento corta ranurada o de la
malla de alambre.
Un desplazamiento de fluido de
completación limpio es crítico para
lograr una remoción eficaz del revoque
producido por un fluido base aceite. Se
requieren agentes tensioactivos y
solventes mutuos para invertir la
humectabilidad del revoque de manera
que pueda ser disuelto por el ácido.
Además, la estimulación por ácido debe
estar diseñada para disolver el revoque
de manera uniforme.
NOVADRIL®/NOVAPLUS®/NOVATEC™. Éstos
son sistemas de lodo base sintético que
pueden ser formulados con
características no dañinas. NOVADRIL es
un sistema a base de polialfaolefina.
Novaplus es un sistema a base de olefina
isomerizada y NOVATEC es un sistema a
base de alfaolefina lineal. Cada uno de
estos sistemas puede ser modificado
reológicamente para tener una LSRV alta
usando NOVAMOD™ o HRP para mejorar
la limpieza en los pozos de alto ángulo.
Los fluidos sintéticos de perforación de
yacimiento proporcionan ventajas
similares a las que son proporcionadas
por los fluidos base aceite descritos
anteriormente. Sin embargo, son
considerablemente más costosos que los
sistemas base aceite comparables. Estos
fluidos están aprobados para la descarga
de recortes costafuera en muchas
regiones alrededor del mundo –
dependiendo de los reglamentos locales.
Los fluidos sintéticos son aplicados en
áreas sensibles desde el punto de vista
ambiental, especialmente cuando la
zona productiva es una arenisca
fácilmente dañada con un alto
contenido de arcillas. El filtrado de los
fluidos base sintético generalmente no
perturba las arcillas intersticiales.
Además, los fluidos base sintético
proporcionan una estabilidad mucho
más alta de las lutitas para los intervalos
productivos donde las secciones de
lutitas están intercaladas con la
formación productiva.
Las relaciones de sintético/agua para
estos fluidos pueden variar de 100/0 a
50/50. En general, se usa carbonato de
calcio de granulometría determinada,
como SAFE-CARB®, como agente
densificante para los pozos completados
con mallas preempacadas. Estos fluidos
de perforación de yacimiento con
carbonato de calcio pueden pesar hasta
12,5 lb/gal. Para mayores densidades, se
debe usar barita, hematita u otros
materiales densificantes (para
formulaciones y aplicaciones especiales),
y el pozo debe generalmente ser
completado con un conjunto que
permita el regreso del material
densificante a través de la tubería de
revestimiento corta ranurada o de la
malla de alambre.
Como con los fluidos base aceite, un
desplazamiento de fluido de
completación limpio es crítico para
lograr una remoción eficaz del revoque
producido por los fluidos sintéticos.
También se requieren agentes
tensioactivos y solventes mutuos para
invertir la humectabilidad del revoque
de manera que pueda ser disuelto por el
ácido. Además, la disolución uniforme
del revoque depende del diseño correcto
de la estimulación con ácido.
Fluidos de Perforación de Yacimiento
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21A.8
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Introducción
Las
salmueras
claras sin
sólidos son
los fluidos
más
usados...
El objetivo es
usar un
fluido que
cause la
menor
cantidad
posible de
daños a la
zona
productiva...
Los fluidos de completación y
rehabilitación son fluidos especializados
que se usan durante las operaciones de
completación de pozo y los
procedimientos de rehabilitación
remediadores. Además de controlar la
presión subsuperficial con la densidad,
estos fluidos también deben minimizar
los daños a la formación durante las
operaciones de completación y
rehabilitación.
El uso de fluidos que causan daños
mínimos a la formación puede resultar
en una producción dramáticamente
mejorada. La mayoría de los yacimientos
son sensibles a cualesquier fluidos que no
sean los fluidos contenidos naturalmente
en ellos. Por lo tanto, cualquier fluido
introducido que sea químicamente y/o
físicamente diferente de los fluidos
naturales de la formación puede causar
daños al yacimiento. Todos los pozos son
vulnerables en cierta medida a los daños
causados a la formación, desde una
reducción ligera de la velocidad de
producción al taponamiento completo
de zonas específicas. El objetivo es usar
un fluido que cause la menor cantidad
posible de daños a la zona productiva, ya
que las posibilidades de daños
permanentes son mayores durante las
operaciones de completación y
rehabilitación que durante la perforación.
Los fluidos de completación son
colocados a través de la zona productiva
seleccionada una vez que el pozo ha sido
perforado, pero antes de ponerlo en
producción. Los fluidos de rehabilitación
son usados durante las operaciones
remediadoras realizadas en pozos
productivos, generalmente para tratar de
aumentar o extender la vida económica
del pozo.
Las funciones de los fluidos de
completación y rehabilitación son las
siguientes:
• Controlar las presiones subsuperficiales.
• Minimizar los daños a la formación.
• Mantener la estabilidad del pozo.
• Controlar el filtrado hacia la formación.
• Transportar los sólidos.
• Mantener propiedades estables del
fluido.
Los tipos de fluidos de completación y
rehabilitación pueden ser clasificados de
Fluidos de Completación y Rehabilitación
21B.1
la siguiente manera:
• Salmueras claras sin sólidos.
• Salmueras viscosificadas por polímeros
con agentes puenteantes/densificantes.
• Otros fluidos: base aceite, base agua,
lodos convertidos, espuma.
Las salmueras claras sin sólidos son los
fluidos más usados en las operaciones de
completación y rehabilitación. Las
salmueras también son viscosificadas con
polímeros y pueden incorporar sólidos
que pueden ser disueltos más tarde, tal
como carbonato de calcio soluble en
ácido (SAFE-CARB®) o sal de cloruro de
sodio de granulometría determinada,
para aumentar la densidad o el puenteo a
fin de limitar las fugas (filtrados e
invasión del yacimiento). Las salmueras
inorgánicas a base de cloruros y
bromuros son las salmueras de
completación y rehabilitación más
usadas. Recientemente se han
introducido salmueras orgánicas a base
de formiato como alternativas. Los otros
fluidos que pueden ser usados están
generalmente relacionados con lodos
más convencionales, aunque éstos
también pueden ser formulados con
agentes puenteantes/densificantes
solubles en ácido.
El criterio de selección principal para
un fluido de completación o
rehabilitación adecuado es la densidad.
La temperatura de la salmuera siempre
debe ser medida y registrada cuando se
verifica la densidad del fluido, y la
densidad debe ser corregida para la
temperatura estándar de 70ºF que se usa
para reportar los valores medidos. Las
densidades de las salmueras claras
comunes están indicadas en la Figura 1.
NH4Cl
KCl
NaCl
NaCOOH
CaCl2
NaBr
KCOOH
CaBr2
CsCOOH
ZnBr2/
CaBr2
Solución de base
Máximo
8
10
12 14 16 18
Densidad (lb/gal)
20
22
Figura 1: Rango de densidades para salmueras claras.
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
OBSERVACIÓN: Las temperaturas altas
causan la expansión térmica de las
salmueras, produciendo una reducción de la
densidad y presión hidrostática. Los efectos
de la temperatura y de la presión deben ser
considerados durante la selección de una
salmuera con una densidad apropiada para
los fluidos de completación y rehabilitación.
Los fluidos de perforación de
yacimiento constituyen una categoría
relacionada de fluidos, los cuales se usan
para perforar y completar secciones
especiales del yacimiento, tal como los
pozos horizontales (descritos
detalladamente en el capítulo sobre
Fluidos de Perforación de Yacimiento).
Los fluidos de perforación de yacimiento
deben proporcionar los requisitos
multifuncionales de los fluidos de
perforación; sin embargo, también
deben minimizar los daños a la
formación y ser compatibles con la
formación y los métodos de
completación usados.
Los fluidos de empaque son colocados
dentro del espacio anular de un pozo y
permanecen encima del empaque
durante toda la vida del pozo. Los
fluidos de empaque son generalmente
salmueras de completación modificadas
o lodos de perforación acondicionados.
Éstos son seleccionados y formulados
por varias razones: (1) para que no sean
corrosivos para la tubería de
revestimiento o los materiales tubulares
de producción, (2) para que los
materiales densificantes (u otros sólidos)
no se sedimenten encima del empaque,
y (3) para que permanezcan estables y
no se solidifiquen después de largos
periodos.
Perspectiva General de la Completación del Pozo
Es crítico que
el método de
completación
y los requisitos
del fluido
coincidan con
las
características
de la
formación.
Aunque la producción exitosa de
petróleo y gas desde un yacimiento de
petróleo suponga muchos
procedimientos importantes, quizás
ninguno sea más importante que la
completación propiamente dicha del
pozo. Una vez que un pozo ha sido
perforado, sólo hay una oportunidad
para completarlo correctamente. La
completación afecta todos los eventos
subsiguientes durante toda la vida
productiva del pozo.
El fluido usado durante la
completación de un pozo tiene un
gran impacto sobre la conservación del
potencial para lograr una producción
satisfactoria. Es crítico que el método
de completación y los requisitos del
fluido coincidan con las características
de la formación.
Completar un pozo consiste
básicamente en prepararlo para
producir petróleo y/o gas. El método
de completación más común consta
de los siguientes pasos:
1. Meter y cementar la tubería de
revestimiento de producción dentro
del pozo.
2. Instalar válvulas de control de flujo
en el cabezal del pozo y meter la
tubería de producción en el pozo,
sellándola dentro de la tubería de
revestimiento con un empaque.
3. Perforar el pozo frente a la zona
productiva y comenzar la
producción.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21B.2
Una completación típica de pozo
incluye los siguientes subcomponentes
(ver la Figura 2):
1. Un conjunto de cabezal de pozo
que sella y controla la presión del
pozo y los flujos en la superficie
(válvulas, carretes y bridas).
2. Una disposición de la tubería de
revestimiento y de la tubería de
producción que proporcione un
aislamiento zonal y permita que los
fluidos fluyan desde la zona
productiva hasta la superficie.
3. Un conjunto de completación de
fondo que selle y proporcione el
control sobre la zona productiva.
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
_______________________
Cabezal del pozo
_______________________
Flujo natural
_______________________
Bombeo artificial
Petróleo
Gas
_______________________
Bomba de varilla de
succión
Extracción artificial por
gas
Bomba de fondo
_______________________
_______________________
_______________________
_______________________
Materiales tubulares
_______________________
_______________________
Tubería de producción
Pozo entubado
_______________________
Tubería de
producción
_______________________
Serie de
varillas
_______________________
Tubería de
producción
Cable
eléctrico
_______________________
_______________________
Tubería de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
Bomba
de varilla
Tubería de
producción
Tubería de
revestimiento
Válvulas
de
extracción
artificial
por gas
Bomba de
fondo
Fondo del pozo
Tubería de revestimiento
perforada con empaque
Tubería de revestimiento corta
ranurada/control de arena en pozo
abierto
Pozo abierto
Tubería de revestimiento
perforada
Tubería de revestimiento
perforada con empaque
Figura 2: Varias opciones de completación de pozo (modificado según Petroleum Production Operations).
Fluidos de Completación y Rehabilitación
21B.3
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Daños a la Formación
Minimizar la
reducción
de la
permeabilidad
cerca del
pozo es
imprescindible
para el éxito
de cualquier
completación
de pozo...
Minimizar la reducción de la
permeabilidad cerca del pozo es
imprescindible para el éxito de cualquier
completación de pozo, así como para
mantener la productividad del pozo.
Cualquier actividad, material o
circunstancia que reduzca la
permeabilidad de un yacimiento
productivo respecto al flujo de
hidrocarburos se puede clasificar como
daño a la formación. Los pozos que
requieren el control de arena son
especialmente vulnerables a daños cerca
del pozo, ya que la técnica principal
para controlar la producción de arena –
filtro de grava – requiere que los fluidos
potencialmente dañinos y la arena del
filtro de grava hagan contacto con el
yacimiento. La mejor manera de lograr
una completación exitosa es
minimizando los daños a la formación–
desde el momento en que la barrena
entra en la zona productiva hasta que el
pozo comienza a producir.
Los mecanismos de daños se pueden
clasificar en las siguientes categorías
generales:
• Hinchamiento de arcillas o
migración de finos
• Invasión de sólidos.
• Cambios de humectabilidad.
• Reacciones químicas – precipitación
de incrustaciones.
• Emulsión o bloques de agua.
La magnitud de los daños causados
por estos mecanismos depende de la
formación y del fluido usado durante
las operaciones de rehabilitación o
completación. Para determinar el tipo
de fluido más eficaz o más conveniente
a usar en un pozo, se debe tomar en
cuenta su vulnerabilidad frente a los
daños a la formación. Para la mayoría
de los yacimientos, los costos
adicionales relacionados con el uso de
un fluido de completación a base de
salmuera clara serían compensados por
la reducción de los daños a la
formación y el aumento de la
producción.
Los daños a la formación suelen
expresarse numéricamente mediante
un Factor de “Piel” (S) sin unidad. S es
positivo para una formación dañada y
negativo para una formación mejorada.
Este valor se calcula a partir de las
pruebas de producción que miden los
cambios de permeabilidad y la
profundidad radial de la zona alterada.
Otra medida de la productividad y de
los daños a la formación es el Índice de
Productividad (PI).
Salmueras Claras
Las mezclas de
la solución de
sal deben ser
seleccionadas
de manera que
sean
químicamente
compatibles
unas con
otras.
En muchos casos, la remoción completa
de todos los sólidos del fluido de
completación y/o rehabilitación
reducirá los daños a la formación. Las
salmueras claras sin sólidos son los
fluidos de completación y
rehabilitación no dañinos más
comunes. Las salmueras usadas en
aplicaciones de completación/
rehabilitación son mezclas de dos o tres
compuestos de sal diferentes. Las
salmueras son soluciones absolutas, o
sea que sólo contienen agua y sales
disueltas (iones), sin sólidos no
disueltos. Las soluciones absolutas
pueden ser filtradas sin eliminar la sal
disuelta o los sólidos disueltos.
Las sales usadas comúnmente
incluyen: mezclas de cloruro de sodio
(NaCl), bromuro de sodio (NaBr),
cloruro de amonio NH4Cl), cloruro de
potasio (KCl), cloruro de calcio (CaCl2),
bromuro de calcio (CaBr2) y bromuro
de cinc (ZnBr2). Estas sales pueden ser
usadas solas o mezcladas en
combinaciones específicas para formar
una salmuera con las propiedades
requeridas. Cada sal es soluble en agua
y produce una salmuera clara al
disolverse – siempre y cuando esté por
debajo del punto de saturación. Las
mezclas de la solución de sal deben ser
seleccionadas de manera que sean
químicamente compatibles unas con
otras.
Las ventajas del uso de salmueras
claras son que estas soluciones:
• No contienen sólidos.
• Son inhibidoras.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21B.4
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
• Están disponibles en un amplio
rango de densidades.
• Con capacidad de ser Recuperadas
para reutilizarlas.
• Son muy usadas y muy conocidas.
...el criterio
principal
para la
selección del
fluido es la
densidad.
Los factores que deben ser
considerados para la selección de una
salmuera clara adecuada para las
operaciones de completación y
rehabilitación incluyen:
• Densidad del fluido.
• Temperatura del pozo.
• Temperatura de cristalización.
• Compatibilidad de los fluidos de la
formación.
• Control de corrosión.
• Características relacionadas con la
Salud, la Seguridad y el Medio
Ambiente (HSE).
• Aspectos económicos.
Permeabilidad
(md)
>100
<100
Desbalance Requerido
(psi [bar])
Petróleo
Gas
200 - 500
1.000 - 2.000
(13,6 - 34)
(68 - 136)
1.000 - 2.000
2.000 - 5.000
(68 - 136)
(136 - 340)
Tabla 1: Nivel recomendado de desbalance de presión
(según Bell).
Como se mencionó anteriormente, el
criterio principal para la selección del
fluido es la densidad. La presión y la
temperatura de la formación deben ser
determinadas o calculadas antes de
seleccionar un fluido o cualquier otro
producto químico para el
mantenimiento del pozo. La densidad
del fluido suele ser seleccionada de
manera que exceda la presión del
yacimiento más un margen de
seguridad predeterminado. Los niveles
de sobrebalance que suelen ser usados
son 200 psi (13,6 bar) para pozos de
petróleo y 300 psi (20,4 bar) para pozos
de gas. Esto debería ser suficiente para
impedir que los fluidos de la formación
entren en el pozo debido a la presión
de pistoneo creada por el movimiento
de la barrena.
En algunos casos, los pozos son
perforados en condiciones de
desbalance de presión. El nivel de
presión diferencial es importante para
crear perforaciones abiertas sin daños.
La experiencia de campo anterior
constituye la mejor guía para
seleccionar el balance óptimo de
densidades. Si la completación está
desbalanceada, no es necesario que el
fluido controle toda la presión
subsuperficial, sino solamente la que
sea necesaria para permitir que el
equipo de superficie controle la
porción desbalanceada de la presión
del yacimiento. Si la completación
está balanceada o sobrebalanceada,
entonces la densidad del fluido debe
ser igual o mayor que la presión de la
formación.
Si se ha tomado la decisión de
perforar con un desbalance de presión,
se recomienda usar los criterios de Bell
(1984). Para seleccionar un nivel
apropiado de desbalance de presión,
ver la Tabla 1.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
DENSIDAD
21B.5
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
TEMPERATURA
TEMPERATURA
Cada solución
de salmuera
tiene un
punto de
cristalización
o congelación.
DE CRISTALIZACIÓN
12,0
11,5
Densidad @ 60°F
11,6
Densidad (lb/gal)
11,0
11,2
10,8
10,4
10,0
10,5
10,0
9,5
9,6
9,2
8,8
9,0
8,5
8,0
8,34
7,5
7,0
60
100
150
200 250
Temperatura (°F)
300
350
Figura 3: Reducción de la densidad debido a la
expansión térmica (CaCl2).
60
Enfriamiento
Calentamiento
55
Grados (°F)
Todos los
fluidos de
mantenimiento
del pozo serán
afectados por
la
temperatura.
La temperatura de fondo, durante
condiciones estáticas y de circulación, es
un factor importante durante la
selección de un fluido y productos
químicos para el mantenimiento del
pozo. Todos los fluidos de
mantenimiento del pozo serán afectados
por la temperatura. La densidad de una
salmuera disminuye cuando la
temperatura aumenta, debido a la
expansión volumétrica térmica del
fluido. Como soluciones absolutas, las
salmueras son especialmente vulnerables
a los cambios de densidad con la
temperatura. Si la presión hidrostática
de una columna de fluido disminuye
debido a la expansión térmica, puede
que sea difícil controlar el pozo. La
densidad de la salmuera debe ser
corregida para tomar en cuenta la
temperatura y la presión. La
temperatura también afecta la
estabilidad de varios aditivos, así como
la velocidad de corrosión. Puede que sea
necesario cambiar los aditivos o
inhibidores de corrosión estándar, según
la temperatura de fondo y el periodo de
exposición anticipado. A fines de
ilustración, la Figura 3 muestra el efecto
de la temperatura sobre la densidad de
CaCl2 a la presión atmosférica.
Temperatura Absoluta de
Cristalización (TCT)
50
Último
Cristal
Que Se
Disuelve
(LCTD)
45
40
35
Primer Cristal
que Aparece
(FCTA)
Tiempo
Figura 4: Designaciones del punto de cristalización.
La temperatura ambiente estacional
debe ser considerada cuando se
selecciona un fluido de completación
o rehabilitación. Si la temperatura
disminuye demasiado para el fluido
seleccionado, éste se cristalizará o
congelará. Cada solución de salmuera
tiene un punto de cristalización o
congelación. Se usan tres métodos de
prueba y medidas diferentes del punto
de cristalización diferentes (ver la
Figura 4).
• Primer Cristal que Aparece (FCTA).
Temperatura a la cual los primeros
cristales visibles empiezan a formarse a
medida que la solución se enfría. Se
trata del punto más bajo de la curva de
cristalización. Esto incluye
generalmente el “sobreenfriamiento” o
enfriamiento por debajo de la
temperatura de cristalización efectiva.
• Temperatura Absoluta de
Cristalización (TCT). Cuando se
produce la cristalización, la
temperatura de la solución aumenta
bruscamente, estabilizándose a un
valor constante antes de seguir
enfriándose (mostrando un cambio en
la pendiente de la curva de
cristalización). Esta mayor
temperatura “más plana” que ocurre
una vez que los cristales se han
formado durante el ciclo de
enfriamiento, está relacionada con la
termodinámica de la cristalización.
Este “salto” de la temperatura es más
marcado en las sales de calcio.
• Último Cristal Que Se Disuelve
(LCTD). Después de que los cristales
se hayan formado, si se permite que
la solución se caliente, la curva de
calentamiento mostrará un cambio
de pendiente cuando los últimos
cristales absorbentes de calor
desaparecen a la temperatura de
Fluidos de Completación y Rehabilitación
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21B.6
CAPÍTULO
LCTD. La temperatura de LCTD es
fuertemente afectada por la
contaminación con trazas de otras
sales.
Una vez que se ha determinado el
punto de cristalización de un fluido,
es razonable suponer que el fluido no
se cristalizará o congelará a una
temperatura más alta que la
temperatura de LCTD. Muchos
operadores especifican una TCT de 15
a 20ºF por debajo de la temperatura
más baja a la cual una salmuera estará
expuesta. Como los cristales de sal
tienen un volumen específico más
pequeño que la salmuera, las
salmueras no se expanden durante la
cristalización. Por lo tanto, las líneas
de fluido, las válvulas o los cabezales
de las bombas no se romperán, como
pueden hacerlo cuando el agua se
congela.
Varias mezclas de sal pueden ser
formuladas para una densidad en
particular, cada una teniendo una
temperatura de cristalización diferente.
En general, las salmueras de
temperatura de cristalización más baja
serán más costosas. La salmuera más
económica suele ser la formulación
que tiene el punto de cristalización
seguro más alto. La Figura 5 ilustra la
temperatura de cristalización del
cloruro de calcio con respecto al
aumento de la densidad o de la
concentración (% en peso) de sal.
Cuando la concentración de sal
aumenta, la temperatura de
cristalización disminuye hasta el punto
eutéctico. En este intervalo, la
temperatura de cristalización indica el
punto por debajo del cual los cristales
de hielo de agua dulce se forman,
produciendo una salmuera con una
mayor concentración de sal. El punto
eutéctico es la temperatura de
cristalización más baja posible, y está
indicada por un punto de inflexión. A
concentraciones de sal por encima del
punto eutéctico, la temperatura de
cristalización indica la precipitación de
los cristales de sal (no el hielo).
Se usan formulaciones especiales de
salmuera para tomar en cuenta los
cambios estacionales de la
temperatura. Las mezclas de verano
son fluidos que pueden ser usados en
climas más cálidos. Sus puntos de
cristalización varían de
aproximadamente 45 a 68ºF (7 a
20ºC). Las mezclas de invierno se usan
en climas más fríos y tienen puntos de
cristalización que varían desde
aproximadamente 20º a menos de 0ºF
(-7 a -18ºC). A veces se requieren
formulaciones especiales para
proporcionar una mezcla intermedia
con un punto de cristalización
comprendido entre los puntos de
cristalización de las mezclas de verano
y de invierno. La Figura 6 indica las
temperaturas de cristalización para
varias salmueras, a diferentes
temperaturas.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
50
45
Salmuera
clara
30
15
Punto
eutéctico
0
-15
-30
-45
-50
10
0
-10
-20
-30
Cristales
de sal y -40
salmuera
-50
10,0 10,5 11,0 11,5
Densidad (lb/gal)
Cristales de
hielo y
salmuera
9,0
9,5
Temperatura (°C)
El punto
eutéctico es la
temperatura
de
cristalización
más baja
posible...
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Temperatura (°F)
21B
Figura 5: Efecto de la densidad sobre la temperatura de
cristalización (CaCl2).
21B.7
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
+80
KCl
NaCl
CaCl2
CaBr2 - CaCl2
ZnBr2 - CaBr2 - CaCl2
+60
19
.2
+
M
ez
cla
s
Br 2
Ca
-40
8
CaBr
2
l2
CaC
-20
-60
Ca
Br
2
N
aB
r
de
14
.2
0
NaBr
CaCl
2
Cl
Na
Temperatura (°F)
l
KC
+20
Salmueras
ZnBr2 - CaBr2 - CaCl2
Zn
Br
2
Salmueras
CaBr2 - CaCl2
+40
Sal +
solución
9
10
11
12
13
14
Densidad (lb/gal)
15
16
17
18
19
Figura 6: Temperaturas de cristalización de las salmueras claras.
Las salmueras preparadas
correctamente están esencialmente
libres de sólidos y su densidad
depende exclusivamente de las sales
disueltas. Una medida de la limpieza
(falta de sólidos) de una salmuera es
su turbidez (lo contrario de claridad).
La turbidez se mide con instrumentos
fotodispersores llamados
turbidímetros, y la unidad de
La
medición de la turbidez es la Unidad
incompatibilidad de Turbidez Nefelométrica (NTU).
Incluso el pozo y la columna de
puede causar
perforación más limpios introducirán
daños a la
sólidos dentro de un fluido de
completación y rehabilitación, lo cual
formación...
puede causar daños a la formación.
Por este motivo, estos fluidos claros
son generalmente filtrados durante el
Fluidos de Completación y Rehabilitación
21B.8
proceso de completación y durante el
reacondicionamiento para eliminar
los sólidos y mejorar la claridad
(reducir las NTUs). Ver también la
sección sobre Filtración, más adelante
en este capítulo.
COMPATIBILIDAD
CON LA FORMACIÓN
La compatibilidad química del fluido
de completación con la formación
constituye un criterio importante de
su selección. Formación se refiere a las
rocas, el agua y los hidrocarburos de
la formación. La incompatibilidad
puede causar daños a la formación
que resultan en la pérdida de
productividad o la necesidad de
tratamientos remediadores.
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
COMPATIBILIDAD CON LAS ARCILLAS DE
LA FORMACIÓN
El
hinchamiento
y la migración
de arcillas
pueden
bloquear las
aberturas de
poro.
Las
incrustaciones
son
generalmente
causadas por
la precipitación
de cationes
multivalentes...
La preocupación principal es
determinar si una salmuera de
completación causará el hinchamiento,
la desfloculación y/o la migración de
las arcillas de la formación,
especialmente en arenisca “compacta”
de alto contenido de arcillas. El
hinchamiento y la migración de arcillas
pueden bloquear las aberturas de poro.
Ambos mecanismos pueden hacer que
las partículas de arcilla se separen unas
de otras y de las paredes de poro, y
bloqueen las aberturas de poro. El
taponamiento de la garganta de poro
causado por la migración de arcillas es
el mecanismo de daños a la formación
más común relacionado con las arcillas.
Para prevenir el hinchamiento de las
arcillas, la salmuera de completación
debe tener una composición y una
concentración de sales que sean
compatibles con la formación en
particular. Algunas sales son mejores
estabilizadores de arcillas que otras, y
pueden prevenir el hinchamiento y la
migración de las arcillas. Dos sales
inhibidoras que son frecuentemente
usadas en agua salada para las
completaciones son NH4Cl al 3% o
KCl al 3%.
COMPATIBILIDAD CON EL AGUA DE LA
FORMACIÓN
Aquí, la preocupación principal es la
formación de incrustaciones debido a
Fluidos de Completación y Rehabilitación
21B.9
las reacciones químicas entre las
salmueras de completación y el agua
de la formación. Las incrustaciones
son depósitos de minerales
inorgánicos. Las incrustaciones
pueden formarse debido a la mezcla
de aguas incompatibles, cambios de
solubilidad con la temperatura,
cambios de solubilidad con la presión
y la evaporación del agua. Las
incrustaciones son generalmente
causadas por la precipitación de
cationes multivalentes como el calcio
(Ca2+), magnesio (Mg2+) e hierro (Fe3+).
Estos cationes pueden reaccionar con
los aniones sulfato (SO42–) y carbonato
(CO32–) para afectar la permeabilidad.
COMPATIBILIDAD CON EL CRUDO Y EL
GAS NATURAL DE LA FORMACIÓN
En este caso, la preocupación principal
es la formación de emulsiones de
aceite/agua y/o cieno, los cuales pueden
bloquear los poros y causar daños a la
formación. Las emulsiones, cuando se
permite que se formen, también
pueden causar problemas en el
procesamiento de la producción en la
superficie. La incompatibilidad de la
salmuera/crudo es especialmente
importante cuando se usan salmueras
pesadas (pH bajo) y durante la
estimulación con ácido. El gas natural
puede contener considerables
cantidades de CO2 que causan la
precipitación de carbonato de calcio al
ser mezcladas con una salmuera de pH
alto que contiene calcio.
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Corrosión
El oxígeno
disuelto es el
agente
corrosivo
principal...
...el hierro
soluble...puede
causar daños
a la formación
y contaminará
una salmuera
sin sólidos.
Las soluciones de sal suelen ser muy
corrosivas. El oxígeno disuelto es el
agente corrosivo principal en fluidos
de completación a base de salmueras
de cloruro o bromuro de sodio,
potasio o calcio. La solubilidad del
oxígeno en estas salmueras disminuye
a medida que la concentración de sal
se acerca al punto de saturación.
Aunque la salmuera pueda contener
oxígeno disuelto inicialmente, si ésta
no circula durante la completación de
una manera que permita reponer el
oxígeno disuelto, la velocidad de
corrosión disminuirá a medida que se
agota el oxígeno.
Normalmente, los secuestrantes de
oxígeno no son necesarios para los
fluidos de salmuera que no serán
puestos en circulación. Para las
salmueras puestas en circulación, se
sugiere inyectar un secuestrante de
oxígeno tal como SAFE-SCAV® Na o SAFESCAV® Ca dentro de la corriente de
flujo, usando una bomba contadora, y
aumentar el pH a 8,5, si es posible.
Las mezclas de bromuro de zinc de
alta densidad son usadas en
situaciones de presión muy alta para
lograr el control del pozo. Estas
salmueras tienen un pH bajo.
Aumentar el pH sería perjudicial,
causando la precipitación. La acidez
del zinc puede causar una corrosión
grave, a menos que se proporcione
una protección adecuada con un
inhibidor de corrosión apropiado. La
mayoría de las salmueras de
completación con bromuro de zinc
usadas en el campo petrolífero
contienen un inhibidor de corrosión a
base de tiocianato (u otra base de
azufre) que forma una película
protectora sobre la superficie del
acero.
Además de los costos relacionados
con la corrosión propiamente dicha, el
hierro soluble producido por el
proceso de corrosión puede causar
daños a la formación y contaminará
una salmuera sin sólidos. Si el hierro
soluble hace contacto con el agua
irreductible de la formación, un
precipitado puede formarse,
reduciendo la permeabilidad efectiva.
El tratamiento de un fluido de
completación para la contaminación
de hierro durante el proceso de
recuperación supone generalmente la
adición de una fuente de hidróxido
(soda cáustica o cal) para iniciar la
precipitación, flocular los sólidos, y
luego filtrar el precipitado. También se
pueden usar ciertos productos
químicos oxidantes. Este proceso de
recuperación es difícil de realizar y
requiere mucho tiempo, y
normalmente no se lleva a cabo en el
equipo de perforación.
Sistemas de Salmuera
CLORURO
DE AMONIO
(NH4Cl)
El cloruro de amonio en polvo es una
sal inorgánica, cristalina, seca, de alta
pureza, usada ocasionalmente debido a
sus capacidades de estabilización e
inhibición de hinchamiento de
arcillas, durante las operaciones de
rehabilitación y completación. Está
disponible comercialmente como
material seco en sacos, y puede
formular fluidos claros con una
densidad de hasta 9,0 lb/gal (SG 1,08).
Se usa con mayor frecuencia (de 2 a
7%) en otros fluidos de completación
de agua clara, como estabilizador de
arcillas y lutitas en filtros de grava y
Fluidos de Completación y Rehabilitación
operaciones de acidificación, donde su
compatibilidad con el ácido
fluorhídrico es beneficiosa.
CLORURO
DE POTASIO
(KCl)
El cloruro de potasio es de uso
extendido, debido a su capacidad para
inhibir las lutitas. Está disponible
comercialmente como sal inorgánica
cristalina, seca, de alta pureza. Puede
ser usado para formular fluidos claros
con una densidad de hasta 9,7 lb/gal
(SG 1,16). Se usa frecuentemente (de 2
a 7%) en otros fluidos de
completación de agua clara tales como
los fluidos de agua salada o de cloruro
21B.10 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
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de sodio, como estabilizador de
arcillas y lutitas.
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CLORURO
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DE SODIO
CLORURO
(NaCl)
El cloruro de sodio, o sal de cocina, un
producto químico comercial fácil de
conseguir, es un producto económico
para la formulación de fluidos claros
de rehabilitación y completación con
densidades de hasta 10 lb/gal (1,20
SG). Las salmueras de cloruro de sal y
la sal en sacos son fáciles de conseguir
por todo el mundo. En general se
puede obtener una salmuera líquida
básica de cloruro de sodio con una
densidad de 10 lg/gal (SG 1,20) y una
TCT de aproximadamente 23ºF. En
áreas donde las soluciones de salmuera
no son fáciles de conseguir, éstas
pueden ser preparadas a partir de sal
de cloruro de sodio seca en sacos, de
alta calidad. Las aplicaciones del
cloruro de sodio en los fluidos de
perforación incluyen: aumentar la
densidad, aumentar la inhibición de
lutitas reduciendo la actividad del
agua, reducir la disolución de sal
durante la perforación de secciones de
sal de halita, reducir el punto de
congelación de los fluidos base agua y
reducir el potencial de formación de
hidratos de gas.
FORMIATO
DE SODIO
(NaCOOH)
El formiato de sodio es un producto
químico comercial que ha logrado ser
aceptado como alternativa a las
salmueras de cloruro. Puede ser usado
en operaciones de rehabilitación y
completación que requieren fluidos
claros con una densidad de hasta 11,0
lb/gal (1,32 SG) y como líquido de
base para los fluidos de perforación.
Para muchas aplicaciones, se
considera que las salmueras a base de
formiato tienen mejores
características de HSE (Salud,
Seguridad y Medio Ambiente) que las
salmueras de cloruro y bromuro. Las
salmueras de formiato también
proporcionan una excelente
estabilización térmica a los polímeros
naturales usados como
viscosificadores. El formiato de sodio
está disponible como material seco en
sacos y como líquido de base.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
DE CALCIO
(CaCl2)
El cloruro de calcio puede ser usado
para preparar fluidos claros con una
densidad de hasta 11,8 lb/gal (SG 1,41)
o puede ser mezclado con salmueras
más pesadas para aplicaciones de mayor
densidad. La salmuera líquida de cloruro
de calcio está disponible a 11,6 lb/gal
(SG 1,39) con una TCT de
aproximadamente 34ºF, o puede ser
formulada a partir de granos o polvo
seco en sacos. En general debería usarse
cloruro de calcio anhidro (94 a 97% de
granos o 95% de polvo). Estos productos
secos deberían ser seleccionados con
esmero, para asegurarse de que no
contienen contaminantes como el
hierro u otros metales pesados.
El cloruro de calcio tiene un calor de
solución positivo; esto significa que se
produce calor cuando se agrega cloruro
de calcio seco al agua. En realidad, el
calor producido puede ser suficiente
para hacer hervir el agua. Por lo tanto, la
cantidad de cloruro de calcio requerida
para obtener la densidad deseada
debería ser determinada antes de
preparar la solución, ya que la densidad
resultante será inferior a temperaturas
altas. Durante la preparación de
salmueras de cloruro de calcio con sal
seca, la sal seca debe ser añadida muy
lentamente para evitar la ebullición.
Además, se debe proteger la piel contra
el contacto y la deshidratación que
puede causar quemaduras graves. Las
soluciones de cloruro de calcio recién
preparadas son ligeramente alcalinas y
son consideradas ligeramente corrosivas.
Un inhibidor de corrosión ayudará a
reducir la velocidad de corrosión.
Debido al calcio divalente, deberían
tomarse medidas para asegurar la
compatibilidad con los fluidos del
yacimiento.
BROMURO
DE SODIO
(NaBr)
La salmuera de bromuro de sodio se
usa como salmuera clara de
completación y rehabilitación para una
densidad de hasta 12,8 lb/gal (SG 1,53).
Aunque sea más costosa, se usa como
alternativa a las salmueras a base de
calcio cuando las aguas de la formación
tiene altas concentraciones de iones
bicarbonato y sulfato. Se puede obtener
una amplia gama de densidades
21B.11 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
mezclando la salmuera de bromuro de
sodio con otras salmueras. El bromuro
de sodio suele ser mezclado con cloruro
de sodio para producir salmueras de
densidad intermedia (10 a 12,5 lb/gal).
Está disponible como líquido de base a
12,5 lb/gal (SG 1,50) y como sal en
polvo seco en sacos.
FORMIATO
DE POTASIO
(KCOOH)
El formiato de potasio está disponible
como fluido claro de base que puede
ser usado en operaciones de
rehabilitación y completación que
requieren una densidad de hasta 13,2
lb/gal (SG 1,58), y como líquido de
base para los fluidos de perforación.
El formiato de potasio es un producto
de disponibilidad limitada que fue
introducido como alternativa a las
salmueras de cloruro o bromuro. Se
considera que las salmueras a base de
formiato tienen mejores
características de Salud, Seguridad y
Medio Ambiente (HSE) que las
salmueras de cloruro y bromuro, para
muchas aplicaciones. Aunque sean
más costosas que otras salmueras, las
salmueras de formiato de potasio
tienen excelentes efectos de
estabilización térmica sobre los
polímeros naturales, y el ion potasio
proporciona excelentes características
de estabilización de las arcillas e
inhibición del hinchamiento de las
lutitas.
BROMURO
DE CALCIO
(CaBr2)
Las soluciones de bromuro de calcio
pueden ser preparadas hasta una
densidad de 15,5 lb/gal (SG 1,85). El
bromuro de calcio está generalmente
disponible como producto líquido de
base de 14,2 lb/gal (SG 1,40), con una
TCT de aproximadamente 0ºF (-18ºC).
También está disponible como sal en
polvo en sacos. El bromuro de calcio
suele ser mezclado con líquido de
cloruro de calcio, o se le agrega sal de
cloruro de calcio seco para mejorar su
flexibilidad y sus características
económicas. Como el cloruro de
calcio, el bromuro de calcio tiene un
calor de solución positivo y es
hidroscópico. Deberían tomarse
precauciones similares.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
FORMIATO
DE CESIO
(CsCOOH)
Se está produciendo formiato de cesio
como líquido de base de 19,7 lb/gal
(SG 2,36). Se considera que las
salmueras a base de formiato tienen
mejores características de Salud,
Seguridad y Medio Ambiente (HSE)
que las salmueras de cloruro, bromuro
y zinc, para muchas aplicaciones.
Aunque sean muy costosas, las
salmueras de formiato de cesio
presentan ciertas ventajas con respecto
al bromuro de zinc, tal como la
reducción de la corrosión. El formiato
de cesio también produce excelentes
efectos de estabilización térmica en los
polímeros naturales, y produce la
estabilización de las arcillas y la
inhibición del hinchamiento de las
lutitas. El cesio se puede considerar
como producto tóxico para las
descargas marinas.
BROMURO
DE ZINC
(ZnBr2/CaBr2)
La salmuera de bromuro de
zinc/bromuro de calcio, generalmente
llamada bromuro de zinc, está
disponible como líquido de base con
un peso de 19,2 lb/gal (SG 2,29). Se
compone al 54,5% de bromuro de zinc
y al 19,5% de bromuro de calcio, con
una TCT de aproximadamente 10ºF. Es
muy costosa y se mezcla
frecuentemente con cantidades
adicionales de bromuro de calcio o
cloruro de calcio para mejorar su
flexibilidad y sus características
económicas. La densidad máxima para
las mezclas de bromuro de zinc es de
20,5 lb/gal (SG 2,46). El bromuro de
zinc tiene un pH muy bajo – de 4,5
para una mezcla de 16,0 lb/gal (SG
1,92) a aproximadamente 1,5 para la
mezcla de base de 19,2 lb/gal (SG
2,29); por lo tanto debe ser manejada
con mucho cuidado. También es muy
corrosiva. La descarga de zinc al medio
ambiente suele estar limitada, de
acuerdo con los reglamentos locales
sobre el medio ambiente. Debido a la
alta concentración de sales disueltas y
al pH bajo, las salmueras de bromuro
de zinc deben ser manejadas con
muchísimo cuidado, usando los
mismos equipos de protección
personal que son requeridos para los
productos químicos corrosivos.
21B.12 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Aditivos
Es imprescindible adquirir un
conocimiento profundo de los usos y
límites de cada producto usado como
aditivo.
AGENTES
El inhibidor
de corrosión
SAFE-COR es
un aditivo de
tipo amínico
diseñado
para proteger
todos los
materiales
tubulares del
campo
petrolífero.
DENSIFICANTES
El mármol molido SAFE-CARB® es un
carbonato de calcio de alta pureza
soluble en ácido que se usa como
agente puenteante y densificante en los
fluidos de perforación, perforación de
yacimiento y rehabilitación/
completación. Se prefiere a la caliza
porque es generalmente más puro y
tiene una dureza más alta. La alta
pureza proporciona una mejor
solubilidad en ácido y la alta dureza
proporciona una mayor resistencia a la
degradación del tamaño de las
partículas. SAFE-CARB® está disponible en
tres tamaños estándar de molienda:
Fina (F), Mediana (M) y Gruesa (C).
INHIBIDORES
DE CORROSIÓN
El inhibidor de corrosión SAFE-COR® es
un aditivo de tipo amínico diseñado
para proteger todos los materiales
tubulares del campo petrolífero.
Ayuda a prevenir el ataque de
corrosión general sobre la tubería de
revestimiento, la tubería de
producción y las herramienta de
fondo que hacen contacto con
salmueras claras de completación.
El inhibidor de corrosión SAFE-COR®
C es un aditivo de tipo amínico
diseñado para proteger todos los
materiales tubulares del campo
petrolífero. Ayuda a prevenir el ataque
de corrosión general sobre la tubería
de revestimiento, la tubería de
producción y las herramienta de
fondo que hacen contacto con
salmueras claras de completación.
SAFE-COR® C es un producto muy
concentrado, diseñado y envasado
para ser usado en salmueras claras de
rehabilitación y completación.
El inhibidor de corrosión SAFE-COR®
HT (Alta Temperatura) es un aditivo
inorgánico a base de tiocianato,
diseñado para proteger todos los
materiales tubulares del campo
petrolífero. Ayuda a prevenir el ataque
de corrosión general sobre la tubería
Fluidos de Completación y Rehabilitación
de revestimiento, la tubería de
producción y las herramienta de
fondo que hacen contacto con
salmueras claras de rehabilitación o
completación. Aunque SAFE-COR® HT
fue desarrollado para ser usado en
fluidos con un rango de temperaturas
comprendidas entre la temperatura
ambiente y 450ºF (232ºC), es más
eficaz en aplicaciones para
temperaturas comprendidas en el
rango de 250 a 400ºF (121º a 204ºC).
SAFE-COR® HT es especialmente eficaz
en los fluidos de completación a base
de bromuro de zinc.
BACTERICIDA
El bactericida líquido X-Cide® 102 es
un glutaraldehído activo al 25% y es
un producto de Petrolite Corporation.
El biocida líquido Green-Cide® 25G
es un glutaraldehído al 25% y es un
producto de Special Products.
MODIFICADORES
DE PH
La soda cáustica es el hidróxido de
sodio (NaOH) que se puede usar en
salmueras monovalentes como fuente
de iones hidroxilo para controlar el
pH. Otros nombres comunes para el
hidróxido de sodio son cáustica, álcali
y lejía. Se trata de una base fuerte que
es extremadamente soluble en agua y
se disocia formando iones sodio (Na+)
e hidroxilo (OH-) en solución.
El ácido cítrico (H3C6H5O7) es un
producto químico comercial usado
para reducir el pH y eliminar el calcio
durante la perforación del cemento,
para reducir el potencial de
entrecruzamiento de polímeros (goma
xantana y otros) del hierro y prevenir
la formación de “ojos de pescado”
cuando se mezclan polímeros secos
con salmueras claras. El ácido cítrico
es un ácido orgánico en polvo y es
menos reactivo que el ácido sulfúrico
o clorhídrico; por consiguiente, es un
tanto más seguro de manejar.
El MagOx (óxido de magnesio) se
usa para aumentar el pH en salmueras
divalentes o complejas. Este producto
químico moderadamente soluble
forma un pH amortiguado de 8,5 a
10,0, según el ambiente iónico.
21B.13 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
La cal (Ca(OH)2) se puede usar para
aumentar el pH en ciertas salmueras
divalentes o de calcio.
INHIBIDORES
DE INCRUSTACIÓN
El inhibidor de incrustación SI-1000™
es un producto mezclado que
contiene un compuesto de fósforo
orgánico soluble en agua. El SI-1000
limita la deposición de incrustaciones
minerales, tales como CaCO3 y
CaSO4, sobre los materiales tubulares
de fondo y los equipos de superficie
relacionados.
...SAFE-SCAV
Na...reacciona
con el oxígeno
SECUESTRANTES DE OXÍGENO
disuelto para
El secuestrante de oxígeno SAFE-SCAV
es
un aditivo orgánico sin azufre
eliminarlo
usado en salmueras a base de calcio.
como fuente
Se trata de un material de acción
rápida que es eficaz incluso a
potencial de
temperaturas bajas.
corrosión...
El secuestrante de oxígeno SAFE-SCAV
El hipoclorito
de litio es un
oxidante
fuerte usado
en los fluidos
de
perforación
de
yacimiento
base agua
como ruptor
para varios
polímeros.
Na es un aditivo líquido a base de
bilsulfito diseñado para ser usado en
salmueras a base de sodio y potasio.
Reacciona con el oxígeno disuelto
para eliminarlo como fuente potencial
de corrosión en los fluidos de
rehabilitación y completación, así
como en los fluidos de empaque y de
perforación.
Además de reducir la corrosión por
oxígeno, los secuestrantes de oxígeno
son imprescindibles para extender el
límite de temperatura de los polímeros
como FLO-VIS® (goma xantana) y FLOTROL® (almidón modificado), que son
usados en el sistema de fluido de
perforación de yacimiento FLO-PRO®.
ANTIESPUMANTES
SAFE-DEFOAM™ es un aditivo mezclado a
base de alcohol, diseñado para reducir
la formación de espuma y prevenir el
aire entrampado en todos los fluidos.
Es especialmente eficaz en fluidos de
rehabilitación y completación que
abarcan desde las salmueras de agua
salada inhibidas con KCl al 3% hasta
las salmueras saturadas.
VISCOSIFICADORES
El viscosificador de hidroxietilcelulosa
(HEC) SAFE-VIS™ es un polímero natural
no iónico, modificado, de alto peso
molecular. Este polímero no
fermentante, fácil de romper, aumentará
Fluidos de Completación y Rehabilitación
la viscosidad y la capacidad de
transporte de los fluidos y las salmueras
pesadas de rehabilitación y
completación, y no será afectado
negativamente por compuestos polares
o cationes divalentes como el calcio y el
magnesio, o por la contaminación de
cemento. SAFE-VIS es un polvo
dispersable de alta pureza que puede ser
usado en todas las salmueras estándar de
completación.
El viscosificador líquido SAFE-VIS E es
una suspensión de polímero HEC de
alta calidad en un portador sintético. El
portador sintético de baja toxicidad
facilita la dispersión del polímero HEC y
ayuda a prevenir la formación de
terrones u ojos de pescado, de manera
que el polímero se viscosifica rápida y
suavemente sin requerir un alto esfuerzo
de corte.
La goma xantana clarificada de
primera calidad FLO-VIS es el
viscosificador primario para los sistemas
de fluido de perforación de yacimiento
Flo-Pro, y puede ser usada en la mayoría
de las salmueras de densidad baja a
media. Produce una alta Viscosidad a
Muy Baja Velocidad de Corte (LSRV) y
esfuerzos de gel altos, pero frágiles. Estas
propiedades proporcionan excelentes
características de limpieza del pozo y
suspensión, mejoran la hidráulica,
reducen el torque y el arrastre, y ayudan
a minimizar la invasión de filtrado.
La goma xantana DUO-VIS® es un
biopolímero de alto peso molecular
usado para aumentar la reología en los
sistemas base agua. Pequeñas cantidades
proporcionan características de
viscosidad y suspensión para la mayoría
de las salmueras de densidad baja a
media. DUO-VIS tiene la capacidad
exclusiva de producir un fluido que
tiene una gran capacidad de
disminución de la viscosidad con el
esfuerzo de corte y que desarrolla una
estructura de gel verdadera.
RUPTORES
El hipoclorito de litio es un
oxidante fuerte usado en los fluidos
de perforación de yacimiento base
agua como ruptor para varios
polímeros. Está generalmente
disponible como producto mezclado,
llamado blanqueador de hipoclorito
21B.14 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
de litio. Separará (reducirá) la
viscosidad de las soluciones de
polímero de xantano y de HEC, y
degradará el almidón. Los
hipocloritos son usados
frecuentemente para ayudar a romper
o deshacer el revoque, de manera que
las partículas puenteantes puedan ser
extraídas del pozo a través de las
tuberías de revestimiento cortas de
control de arena o acidificadas más
eficazmente. La velocidad de la
reacción causada por una solución de
hipoclorito está directamente
relacionada con la concentración de
hipoclorito usada, el tiempo de
exposición, la temperatura y la
cantidad de material presente a
oxidar.
Los hipocloritos de litio, sodio y
calcio son comúnmente llamados
blanqueadores. El hipoclorito de litio
es el más fuerte de los tres
compuestos, en base a la
concentración por libra, y el litio
ofrece cierto grado de potencial de
estabilización de arcillas por
intercambio de iones.
ADVERTENCIA: Nunca mezclar
soluciones de hipoclorito con soluciones
ácidas, porque esto producirá gas de cloro
venenoso.
PRODUCTOS QUÍMICOS ESPACIADORES
PARA EL DESPLAZAMIENTO
El limpiador de pozo SAFE-SURF™ W es
una mezcla de agente tensioactivo
formulada para eliminar el Lodo Base
Agua (WBM) y los residuos de las
tuberías de revestimiento, las tuberías
y los equipos del equipo de
perforación. Este fuerte aditivo de
humectación por agua ayuda a
desplazar el lodo y los sólidos de los
tubos, de manera que se obtenga un
pozo limpio para el desplazamiento
del fluido de completación. El
producto puede ser usado durante los
desplazamientos de lodo base aceite
(después de limpiar con solvente) para
restablecer los tubos al estado de
humectación por agua. SAFE-SURF W
dispersa eficazmente los sólidos del
WBM, y a diferencia de la mayoría de
las mezclas de agente tensioactivo, no
causa la “sedimentación dura” de la
barita humectada por agua.
Desplazamientos a Fluidos Claros
Cuando se
cambia el
fluido del pozo
de lodo de
perforación a
fluido de
completación,
el estado de
cada
componente
debe ser
examinado
para
determinar las
acciones que
pueden ser
necesarias.
El cambio eficaz de los fluidos del pozo
entre las operaciones de perforación y
completación es crítico para minimizar
el tiempo de filtración y obtener fluidos
limpios sin sólidos. Los fluidos claros y
limpios son especialmente importantes
para las completaciones de alta
productividad durante las cuales la
formación estará expuesta a columnas
de fluido sobrebalanceadas. Los
procedimientos de cambio de fluido
más eficaces y económicos incluyen
todo el sistema de circulación, usando
un enfoque integrado.
El sistema de fluido del pozo se
compone del fluido claro y todos los
componentes relacionados con la
circulación, incluyendo los tanques de
almacenamiento, los equipos de
eliminación de sólidos, los múltiples, las
bombas, las líneas de descarga, las líneas
de retorno y el pozo propiamente
dicho. Cuando se cambia el fluido del
pozo de lodo de perforación a fluido de
completación, el estado de cada
componente debe ser examinado para
Fluidos de Completación y Rehabilitación
determinar las acciones que pueden ser
necesarias.
Un proceso optimizado de
desplazamiento por etapas puede ser
usado para la remoción eficaz del Lodo
Base Aceite (OBM), Lodo Base Sintético
(SBM) y Lodo Base Agua (WBM).
PROCESOS COMUNES DE
DESPLAZAMIENTO
El sistema de desplazamiento está
diseñado para maximizar la remoción
del lodo y de los sólidos durante una
pasada de cada una de las múltiples
etapas a través del pozo. Combinando
el uso del sistema de limpieza de una
pasada con la preparación del lodo, del
pozo y de los equipos de manejo de
fluido, se puede minimizar la
contaminación del fluido de
completación por el lodo de
perforación. Ciertos procesos o
procedimientos de desplazamiento son
comunes a cualquier tipo de
desplazamiento de fluido, ya sea
OBM/SBM o WBM.
21B.15 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
PREPARACIÓN DEL POZO
El factor más
importante
para obtener
desplazamientos
eficaces del
lodo es contar
con un fluido
de perforación
bien
acondicionado.
Después del
acondicionamiento del
lodo, el factor
más
importante es
la necesidad
de usar el
movimiento de
la tubería...
El factor más importante para obtener
desplazamientos eficaces del lodo es
contar con un fluido de perforación
bien acondicionado. Los
espaciadores/fluidos de limpieza de baja
viscosidad colocados delante del fluido
de completación y el movimiento de la
tubería, unidos a los raspadores
mecánicos/limpiadores de pared,
pueden ayudar a eliminar el lodo
gelificado o el revoque. Sin embargo, no
hay nada como mantener propiedades
del fluido de perforación y caudales que
mejoran la movilidad del lodo,
permitiendo el desplazamiento por el
fluido de completación.
Los parámetros claves que determinan
la movilidad del lodo son: el filtrado, el
cual controla la acumulación del
revoque; y el punto cedente y los
esfuerzos de gel a 10 minutos, los cuales
indican lo bien que el lodo gelificado
inmóvil recupera su fluidez. Otra
manera de mejorar la movilidad del
lodo (para mejorar su capacidad de
desplazamiento) es la circulación
preliminar para fluidizar
completamente el lodo antes de realizar
el desplazamiento. Para mejorar aún
más su movilidad, la viscosidad y los
geles del fluido de perforación deberían
ser reducidos, si es posible, durante el
periodo de circulación preliminar.
Las mayores eficiencias de
desplazamiento se obtienen
sistemáticamente a las velocidades de
desplazamiento más altas,
independientemente del régimen de
flujo del fluido de completación. La
mayor eficiencia de desplazamiento
ocurre bajo condiciones de flujo
turbulento. Sin embargo, si no se puede
lograr un flujo turbulento, el
desplazamiento es sistemáticamente
mejor a las velocidades más altas que se
logran bajo condiciones idénticas para
salmueras de composiciones similares.
Muchas veces el flujo turbulento no
es viable, como, por ejemplo, cuando
las condiciones del pozo y de la
formación crean presiones de fricción
que exceden el gradiente de fractura de
la formación. Los datos de las pruebas
indican claramente que, aun cuando no
es posible lograr la turbulencia, las
velocidades de bombeo deberían ser
maximizadas.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Después del acondicionamiento del
lodo, el factor más importante es la
necesidad de usar el movimiento de la
tubería, ya sea la rotación o el
movimiento alternativo. El movimiento
de la tubería ayuda a romper las zonas
con lodo gelificado y aflojar los recortes
que pueden acumularse dentro de estas
zonas.
La mayoría de los pozos no son
absolutamente verticales; es casi seguro
que habrá alguna desviación del pozo
durante la perforación. La columna de
perforación no estará dispuesta
concéntricamente en el pozo y yacerá
contra el lado bajo de la pared de la
tubería de revestimiento/tubería de
revestimiento corta en varios puntos. El
flujo de fluido es limitado o
prácticamente nulo en estos puntos, y
los sólidos se acumularán a menos que
se haga girar la columna de perforación.
La rotación también distribuye la
trayectoria de flujo del fluido de
desplazamiento a través de toda la
sección del pozo.
Los raspadores o rayadores mecánicos
conectados a la columna de perforación
pueden intensificar los efectos
beneficiosos del movimiento de la
tubería.
PREPARACIÓN DE LOS EQUIPOS DEL
EQUIPO DE PERFORACIÓN
La preparación incluye limpiar, drenar y
revisar los equipos de manejo de fluidos
en la superficie antes de introducir el
fluido de completación. Los tanques de
drenaje, los tanques de píldora, las
líneas de lodo, los equipos de control de
sólidos y los fosos de lodo deberían ser
limpiados y secados completamente.
USO DE ESPACIADORES
La estrategia del concepto de
desplazamiento consiste en desplazar el
fluido de perforación de una manera
parecida al movimiento de un “pistón”.
Simultáneamente, agentes tensioactivos
son usados para limpiar la tubería de
revestimiento/superficies de la
formación.
VOLUMEN DE ESPACIADOR
(TIEMPO DE CONTACTO)
Un factor muy relacionado con el uso
de fluidos espaciadores es la cantidad de
fluido usada. El tiempo durante el cual
21B.16 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
...en general, el
tiempo de
contacto para
todos los
fluidos de
desplazamiento
es aproximadamente 10
minutos...
Fluidos de Completación y Rehabilitación
este fluido hace contacto con una
sección de tubería de revestimiento y el
relleno de la formación afecta
directamente la cantidad de lodo
desplazado.
El volumen de fluido y el tiempo de
contacto recomendados como mínimo
pueden variar en cierta medida según
las condiciones específicas. Pero, en
general, el tiempo de contacto para
todos los fluidos de desplazamiento es
aproximadamente 10 minutos, con los
fluidos de desplazamiento bombeados a
la mayor velocidad posible sin exceder
los límites de control de pozo. Esto
significa que debe haber un volumen de
fluido espaciador que proporcione una
longitud anular de 500 a 1.000 pies con
el diámetro anular más grande.
DIFERENCIAS DE VISCOSIDAD/DENSIDAD
Una de las
funciones
principales de
los
espaciadores
es separar dos
fluidos que
pueden ser
incompatibles.
Una de las funciones principales de los
espaciadores es separar dos fluidos que
pueden ser incompatibles. Para hacer
esto, el espaciador debe ser más viscoso
que cualquiera de los fluidos que está
separando. Una mayor viscosidad
ayuda a mantener la integridad del
espaciador, haciendo que éste
permanezca en un flujo tapón o
laminar a velocidades de bombeo más
altas que los otros fluidos. Sin embargo,
se producirá alguna mezcla entre el
espaciador y los otros fluidos. Por lo
tanto, el espaciador también debe
proporcionar una distancia suficiente
entre los dos fluidos para impedir
cualquier contacto entre éstos.
Las diferencias de densidad no afectan
la eficiencia del desplazamiento tanto
como los otros factores descritos
anteriormente. La recomendación en lo
que se refiere a las diferencias de
densidad es que estas diferencias son
beneficiosas cuando el fluido de
completación tiene una densidad más
alta que el fluido de perforación.
SISTEMAS TÍPICOS DE ESPACIADORES POR
ETAPAS
Desplazamiento de WBM
1. Primer espaciador – agua
viscosificada con agente tensioactivo.
2. Segundo espaciador – producto
químico lavador.
3. Tercer espaciador – salmuera viscosa.
4. Hacer circular el fluido de
completación después de los
espaciadores. Desviar los espaciadores
Fluidos de Completación y Rehabilitación
hacia un tanque separado. Seguir
circulando y filtrando el fluido de
completación hasta que se logren las
especificaciones de turbidez.
Desplazamiento de OBM/SBM
1. Primer espaciador – colchón de
aceite/sintético base.
2. Segundo espaciador – espaciador de
agua viscosificada con agente
tensioactivo.
3. Tercer espaciador – producto químico
de lavado.
4. Cuarto espaciador – salmuera viscosa.
5. Hacer circular el fluido de
completación después de los
espaciadores. Desviar el fluido que
contiene el producto químico lavador
a un tanque limpio a efectos de
recuperación. Seguir circulando y
filtrando el fluido de completación
hasta que se logren las
especificaciones de turbidez.
CIRCULACIÓN INVERSA
La densidad de la salmuera y la
densidad del fluido desplazado por ésta
determinarán la trayectoria de flujo del
fluido durante el desplazamiento.
El fluido debería ser bombeado hacia
abajo en el espacio anular y hacia arriba
en la tubería de producción o el tubo de
lavado cuando la salmuera es más ligera
que el fluido que se está desplazando.
Hay una buena razón para esta
dirección de flujo. En condiciones
estáticas, los fluidos más pesados se
asientan a través de los fluidos más
ligeros, debido a la fuerza de gravedad.
Aunque un espaciador pueda separar
los dos fluidos, éstos pueden mezclarse.
Cuando los fluidos son bombeados
hacia abajo en el espacio anular, el
fluido más pesado debe estar por debajo
del fluido más ligero para prevenir
dicha mezcla.
La mezcla puede ocurrir en la tubería
de producción, pero esto no impedirá
que se mantenga limpio al espacio
anular. En cambio, la dirección de flujo
debería ser hacia abajo en la tubería de
producción y hacia arriba en el espacio
anular cuando la salmuera es más
pesada que el fluido que está
reemplazando. Sin embargo, los valores
de caída de presión deberían ser
calculados y comparados con las
resistencias a la rotura por estallido de
la tubería de producción antes de tomar
una decisión final.
21B.17 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Filtración
...cada fluido
claro de
completación
o
rehabilitación
debería ser
filtrado para
lograr algún
nivel bajo de
turbidez.
Sólo los filtros
de cartucho
pueden
asegurar la
filtración
eficaz de los
tamaños de
partícula que
se desea
filtrar.
La filtración de los fluidos claros
consiste en eliminar los sólidos
dispersos o los líquidos insolubles de la
salmuera. Como estas partículas no
tienen un tamaño uniforme, se pueden
usar varios métodos de remoción. Los
sólidos pueden obturar las gargantas de
poro de las formaciones permeables,
causando daños a la formación.
Cualquiera que sea el sistema de
filtración usado, cada fluido claro de
completación o rehabilitación debería
ser filtrado para lograr algún nivel bajo
de turbidez.
Las completaciones modernas de
pozos usan un método de filtración de
dos etapas para las salmueras
intrínsecamente viscosas de alta
densidad. La primera etapa usa un
medio filtrante de Tierra Diatomácea
(DE) y la segunda etapa usa filtros de
cartucho de fibras bobinadas para
asegurar el carácter limpio, no dañino,
de los fluidos. Como la filtración le
resta tiempo valioso de operación al
equipo de perforación y al personal, el
nivel de claridad de la salmuera
(turbidez) deseado constituye una
decisión económica que requiere un
buen entendimiento de las
características del filtro.
FILTROS
DE TIERRA DIATOMÁCEA
Los filtros de tierra diatomácea de platos
y marcos tienen la ventaja de tener un
costo bajo, ser prácticamente
indestructibles y facilitar la inspección
interna. Tienen la relación más baja de
volumen a superficie, haciendo que
sean los más eficaces para el lavado de
revoques. Esto también hace que
tengan la porción remanente más
Fluidos de Completación y Rehabilitación
pequeña no filtrada al final de un ciclo.
La tierra diatomácea se compone de
esqueletos de plantas acuáticas
microscópicas fosilizadas, llamadas
diatomeas. Esta materia tiende a
consolidarse y formar un revoque muy
permeable, estable e incomprimible que
puede eliminar eficazmente los sólidos
de gran tamaño. A medida que se
eliminan los sólidos, el revoque
aumenta de espesor hasta un límite
predeterminado, después de lo cual se
termina el ciclo y se limpia el filtro,
recubriéndolo de nuevo con una capa
de DE. La limpieza y el recubrimiento
del filtro prensa requiere generalmente
entre 20 y 30 minutos, según el número
de platos. La DE está disponible en
diferentes calidades y tamaños de
partícula; la mayoría de las aplicaciones
de campo requieren una calidad gruesa.
FILTROS
DE CARTUCHO
Se requiere una unidad de filtro de
cartucho corriente abajo del filtro de DE
para eliminar cualquier cantidad de DE
que pueda pasar a través del filtro
prensa de DE. Los filtros de cartucho de
fibras bobinadas desechables son usados
solos, en combinaciones (serie) o en
tándem con otros tipos de equipos de
prefiltración. Cuando partículas muy
grandes o altas concentraciones de
sólidos están presentes, los equipos
convencionales de control de sólidos
pueden ser usados como prefiltros, si
han sido completamente limpiados y
lavados antes del uso. Sólo los filtros de
cartucho pueden asegurar la filtración
eficaz de los tamaños de partícula que
se desea filtrar.
21B.18 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
PRUEBA
La turbidez
describe la
claridad
relativa de
un fluido.
El potencial de
contaminación
de las
salmueras
claras es
fuerte...
DE TURBIDEZ
La turbidez describe la claridad relativa
de un fluido. Este término viene de la
palabra “túrbido” que significa
simplemente turbio, brumoso o
impuro. Las salmueras contienen ciertas
concentraciones de sólidos suspendidos
dispersos como el limo, arcillas, algas,
materias orgánicas e inorgánicas, y
varios microorganismos. La filtración
elimina la mayoría de estas partículas y
cuanto mejor sea la filtración, mayor
será la claridad (o pureza) del agua.
Como se indicó anteriormente, la
turbidez se mide en unidades de
turbidez nefelométrica. Cuando menor
sea la indicación en NTU, mayor será la
claridad del fluido.
La turbidez es una propiedad óptica
de la interacción entre partículas ligeras
y suspendidas en un fluido claro.
Cuando se proyecta un haz de luz a
través de agua desionizada ultra-pura,
su trayectoria permanece relativamente
constante. Cuando la muestra de agua
contiene partículas suspendidas, éstas
afectarán el haz de luz, absorbiendo la
energía de la luz y/o difundiendo la luz.
Las indicaciones de turbidez no están
directamente relacionadas con el total
de sólidos suspendidos (registrado en
ppm). El grado de turbidez en una
muestra depende principalmente del
tamaño, forma y color de la partícula,
del índice de refracción del líquido
hospedante, de la longitud de onda de
Fluidos de Completación y Rehabilitación
la luz de observación y de las
geometrías de visión. Por lo tanto, las
mediciones de turbidez sólo son
proporcionales a las concentraciones de
masa si todos estos parámetros son
constantes.
CONTAMINACIÓN
El potencial de contaminación de las
salmueras claras es fuerte, debido a la
naturaleza química de los sales base y
de los aditivos. Varios de los
contaminantes más comunes se
describieron anteriormente,
incluyendo el hierro soluble e
insoluble creado cuando se bombea
salmuera no inhibida a través de
sistemas de tuberías metálicas.
Otra fuente principal de
contaminantes son los sólidos no
filtrados que permanecen dentro del
pozo. Estos sólidos pueden ser sólidos
perforados de la formación, aceite,
condensado, grasa, grasa para roscas o
impurezas en la sal base. Cualquiera
que sea la fuente, estos
contaminantes suelen crear problemas
para la filtración y pueden causar
daños a la formación. La
contaminación también puede ser
causada por las reacciones químicas
de las salmueras, los aditivos y los
agentes tensioactivos con las rocas de
la formación, los hidrocarburos o las
aguas de la formación.
21B.19 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Sistemas de Salmuera/Polímeros
El factor
clave para
sellar una
zona de
producción es
una mezcla
apropiada de
sólidos
puenteantes,
sólidos
coloidales y
partículas
subcoloidales.
Otra categoría de fluidos de
completación son los sistemas de
salmuera/polímeros. Estos sistemas usan
polímeros para obtener de viscosidad,
suspensión del material densificante y
control de filtrado. Están formulados en
agua de salmuera para causar la
inhibición, usando partículas de
granulometría determinada como
material puenteante para prevenir la
pérdida de filtrado hacia la formación.
Se usan frecuentemente en las
operaciones de rehabilitación, donde las
perforaciones abiertas permitirían una
alta incidencia de filtrados. Los sistemas
de salmuera/polímeros diseñados
especialmente pueden ser clasificados
en tres tipos principales:
• Sistemas de salmuera/polímeros
solubles en ácido, generalmente
carbonatos de calcio.
• Sistemas de salmuera/polímeros
solubles en agua, generalmente sal
de granulometría determinada.
• Sistemas de salmuera/polímeros
resínicos solubles en aceite.
Se excluye el uso de barita, ya que
ésta no es soluble en ácido, agua o
aceite.
AGENTES
PUENTEANTES/DENSIFICANTES
El control de filtrado en los sistemas
de salmuera/polímeros se logra usando
una mezcla de sólidos y polímeros. El
factor clave para sellar una zona de
producción es una mezcla apropiada
de sólidos puenteantes, sólidos
coloidales y partículas subcoloidales.
Esta combinación crea un puente y un
revoque impermeables a través de la
cara de la zona de producción,
Fluidos de Completación y Rehabilitación
minimizando la invasión de filtrado.
Los agentes puenteantes se seleccionan
de manera que sean solubles en ácido,
agua o aceite.
Las partículas más gruesas tienden a
formar un puente en los espacios
porales alrededor del pozo. Esto reduce
la porosidad y permeabilidad en la
superficie del pozo. Luego, este puente
es sellado por las partículas coloidales
y subcoloidales, las cuales taponan los
espacios finos entre partículas de los
sólidos puenteantes, permitiendo
solamente que una pequeña cantidad
de líquido limpio sin sólidos entre en
la formación. Normalmente, las
partículas coloidales y subcoloidales
constituyen una combinación de
polímeros, almidones modificados y
lignosulfonato de calcio. Algunos de
los agentes densificantes solubles más
comunes para los fluidos de
mantenimiento de pozo y sus
gravedades específicas
correspondientes están indicados en la
Tabla 2.
Agentes Puenteantes/
Densificantes
Carbonato de calcio (CaCO3)
(SAFE-CARB®)
Cloruro de sodio (NaCl)
Carbonato de Hierro (Fe2CO3)
Hematita (Fe2O3) (FER-OX®)
Resinas solubles en aceite
Gravedad
Específica
2.7 - 2.8
2.1 - 2.2
3.70
5.00
Variable
Tabla 2: Gravedad específica de los agentes
densificantes/puenteantes removibles.
21B.20 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
AGENTES
En general,
cuanto
mayor sea la
viscosidad de
la salmuera,
más bajas
serán las
pérdidas.
VISCOSIFICANTES
Las salmueras tienen una viscosidad
natural que depende de la
concentración y de los tipos de sales
en la mezcla. Las viscosidades típicas
de las salmueras de base están
indicadas en la Tabla 3.
Esta tabla indica claramente que los
Puntos Cedentes (PC) de las salmueras
claras de base son muy bajos. Esto
reduce su capacidad para transportar o
suspender los sólidos. Sin embargo,
aumentando la velocidad de bombeo,
la velocidad anular puede ser
suficiente para transportar los sólidos
fuera del pozo, especialmente en las
salmueras de mayor densidad. Una
vez que la salmuera ha circulado hasta
la superficie, ésta puede ser procesada
y filtrada antes de ser bombeada de
nuevo dentro del pozo.
Los agentes viscosificantes o
polímeros son usados para remediar la
baja capacidad de transporte de las
salmueras y controlar los filtrados
(pérdidas) hacia la formación. En
general, cuanto mayor sea la
viscosidad de la salmuera, más bajas
serán las pérdidas. La capacidad de un
polímero para funcionar
adecuadamente sobre un amplio
rango de combinaciones ambientales
es importante.
Tipo de
Polímero
HEC
(SAFE VIS)
HEC
(SAFE VIS E)
Goma
xantana
(DUO-VIS)
Viscosidad
Salmuera
Agua dulce
NaCl
NaBr
CaCl2
CaBr2
CaCl2/CaBr2
CaBr2/ZnBr2
Densidad
(lb/gal)
8,33
10,0
12,5
11,6
14,2
15,1
19,2
Viscosidad
Embudo
(sec/qt)
26
28
27
34
31
52
41
VP
(cP)
1
—
—
9
—
40
40
Tabla 3: Viscosidades típicas de las salmueras.
La capacidad de cada polímero varía
ampliamente y depende de:
• Relaciones de
temperatura/viscosidad.
• Compatibilidad con la salmuera de
base.
• Estabilidad térmica.
• Vulnerabilidad a la degradación
causada por el esfuerzo de corte.
• Potencial de daños a la formación.
La capacidad de suspensión de una
solución de polímeros está relacionada
con la reología. La capacidad de un
fluido para suspender partículas está
relacionada con la viscosidad a muy
baja velocidad de corte. Las soluciones
que demuestran el comportamiento
seudoplástico más alto también son
las más eficaces en las pruebas de
sedimentación de arena. La Tabla 4
indica las características de los
polímeros solubles en agua más
comunes.
Control de Propiedades Solubilidad
Filtración de Suspensión en Ácido
Estabilidad
Térmica
275°F
(135°C)
275°F
(135°C)
275°F
Tolerancia
de Salmuera
Aceptable
NI
Excelente
Malo
Malas
Excelente
NI
Excelente
Malo
Malas
Excelente
A
Aceptable
Malo
Excelentes
Buena
A
Buena
Buena
Aceptables
Mala
(135°C)
250°F
(121°C)
250°F
(121°C)
CMC
Celulosa
polianiónica
(POLYPAC®)
Derivado de
almidón
(FLO-TROL)
A
Mala
Bueno
Malas
Mala
NI
Buena
Buena
Buenas
Buena
Guar
NI
Excelente
Malo
Malas
Aceptable
250°F
(121°C)
250°F
(121°C)
Excelente
Excelente
Mala
Mala
Buena
Buena
NI = No Iónico. A = Aniónico.
Tabla 4: Características de los polímeros solubles en agua usados para viscosidad, suspensión y control de filtrado.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
21B.21 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
HIDROXIETILCELULOSA (HEC)
La HEC se acepta prácticamente en
todo el mundo como viscosificador
polimérico menos dañino para las
salmueras claras y los sistemas donde la
suspensión prolongada de los sólidos
no es imprescindible. Siendo no iónica,
la HEC se puede usar en prácticamente
todos los tipos de salmuera. Para una
HEC de buena calidad, tiempo de
expansión y el procedimiento de
mezcla varían con la composición y
concentración de salmuera, el agua
libre, la temperatura y el esfuerzo de
corte, tal como lo indica la Tabla 5.
GOMA
...el polímero
de xantano es
estable hasta
aproximadamente 275ºF
en la mayoría
de las
salmueras...
Una de las
propiedades
más
importantes
de la goma
xantana es su
capacidad
para
proporcionar
propiedades de
suspensión...
XANTANA
La goma xantana, un polímero natural
de alto peso molecular, es producida
por la fermentación bacteriana del
microorganismo Xanthomonas
Campestris. Este polímero es
ligeramente aniónico, pero sigue siendo
compatible con la mayoría de las
soluciones de electrolito. Los nombres
comerciales de M-I para la goma
xantana son Duo-Vis y Flo-Vis. Una de
las propiedades más importantes de la
goma xantana es su capacidad para
proporcionar propiedades de
suspensión (geles y viscosidad a baja
velocidad de corte), lo que la mayoría
de los otros polímeros no pueden
proporcionar. Las soluciones de
xantano son seudoplásticas y
disminuyen su velocidad con el
esfuerzo de corte, de manera que el
esfuerzo de corte aumenta cuando la
velocidad de corte disminuye.
La goma xantana se usa cuando la
suspensión de los sólidos y la capacidad
de transporte son necesarias y cuando
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Salmuera
CaCl2 (10 lb/gal)
CaCl2/CaBr2
(12.5 lb/gal)
CaCl2/CaBr2
(15.0 lb/gal)
CaBr2/ZnBr2
(16.5 lb/gal)
Horas para Desarrollar la
Viscosidad Total
A 75°F
A 150°F
A 200°F
0,1
<0,1
<0,1
1,0
0,5
<0,5
5,0
1,0
0,5
N/A
5,0
2,0
Tabla 5: Velocidad de hidratación del viscosificador de
HEC.
las altas temperaturas de fondo impiden
el uso de HEC. El xantano se caracteriza
por una curva más plana de
temperaturas vs. viscosidad. Aunque la
viscosidad y la estabilidad prolongada
de todos los sistemas de polímeros
disminuyan a temperaturas elevadas, el
polímero de xantano es estable hasta
aproximadamente 275ºF (135ºC) en la
mayoría de las salmueras, o hasta
aproximadamente 300ºF (149ºC)
cuando se agregan estabilizadores
térmicos.
La reología de las soluciones de
polímero de xantano proporciona una
suspensión excelente de los agentes
puenteantes a base de carbonato de
calcio y sal. Las bajas viscosidades
plásticas proporcionan buenas
propiedades de flujo con altas cargas de
sólidos. El efecto de disminución de la
viscosidad con el esfuerzo de corte
(comportamiento seudoplástico)
produce presiones de fricción más bajas
a altas velocidades de bombeo. Los
polímeros de xantano son degradables
con hipoclorito o ácidos, así como con
la temperatura y el tiempo.
21B.22 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Fluidos de Completación y Rehabilitación
Consideraciones de Salud, Seguridad y Medio Ambiente
Los fluidos de
completación
están
generalmente
sometidos a
diferentes
reglamentos
que los fluidos
de
perforación...
Las salmueras de alta densidad tienen
propiedades químicas que les son
exclusivas, y por lo tanto deben ser
manejadas con mayor cuidado que la
mayoría de los lodos de perforación.
Las salmueras higroscópicas pueden
extraer rápidamente el agua de
cualquier cosa con la que hagan
contacto y pueden quemar la piel o los
tejidos sensibles. Históricamente, los
incidentes registrados estaban
relacionados con las salpicaduras. El
equipo de protección personal debe ser
usado cuando se trabaja con estos
sistemas (consultar la Hoja de
Seguridad de los Materiales (MSDS)
para información específica sobre el
equipo de protección personal y las
precauciones). Los fluidos de
completación están generalmente
sometidos a diferentes reglamentos que
los fluidos de perforación, en lo que se
refiere a las cuestiones ambientales y de
eliminación de desechos. Consultar la
autoridad reguladora local para los
reglamentos ambientales específicos
relacionados con el uso y la descarga de
fluidos de completación y
rehabilitación.
Transporte
Para ayudar a mantener la densidad y
prevenir la contaminación de la
salmuera durante el transporte,
asegurarse que los tanques en los
buques o camiones estén limpios y
secos antes de cargar el producto. Atar
de manera segura las mangueras de
transferencia de fluido y monitorear
continuamente las mangueras de los
tanques y de las bombas para detectar
cualquier fuga o rotura. Medir y
registrar minuciosamente el volumen
cargado en los tanques del buque o del
camión al vacío. Fijar los tanques con
correas en los buques o camiones y
comprobar la densidad de la salmuera
que se está enviando. Asegurarse que
todas las partes (compañía de servicio,
compañía de transporte y cliente)
presencien la medición y aprueben el
volumen y la densidad medidos. Estas
mediciones ayudarán a explicar
cualesquier pérdidas de densidad y/o
aumentos o pérdidas de volumen una
vez que se recibe el material en el
equipo de perforación.
Preparar el Equipo de Perforación para una Salmuera Clara
Para asegurar una operación exitosa
de completación o rehabilitación, las
precauciones descritas a continuación
deben ser tomadas para ayudar a
prevenir el filtrado causado por la
contaminación y las pérdidas de los
equipos.
Antes de recibir el fluido, lavar y
secar todos los fosos y/o tanques que
serán usados durante el manejo del
fluido. Lavar todas las líneas y bombas
con agua salada o agua dulce.
Desconectar o tapar todas las líneas de
agua y aceite diesel dirigidas hacia los
fosos o tanques. Atar las mangueras de
entrega de fluido para prevenir
accidentes o la pérdida de fluido
costoso. Celebrar una reunión a fin de
establecer los métodos de
Fluidos de Completación y Rehabilitación
comunicación de emergencia con el
personal del buque o camión para la
parada de emergencia de la
transferencia de fluido en caso de que
surgieran problemas.
Durante la recepción del fluido,
monitorear los tanques, las bombas y
las mangueras de entrega para detectar
cualquier rotura o fuga. Monitorear los
tanques y las válvulas de descarga para
detectar cualquier fuga. Mantener las
comunicaciones con el buque o el
camión para los volúmenes
aproximados que se están
bombeando.
Después de recibir el fluido, anotar
el nivel de fluido en los tanques y
monitorearlos para detectar cualquier
pérdida. Revisar los tanques y las
21B.23 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
...la grasa
para roscas
puede
contaminar la
salmuera
clara,
causando
daños a la
formación y
problemas de
filtración.
Los fluidos
base aceite a
veces se
emplean como
fluidos de
completación y
rehabilitación.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
válvulas de descarga para detectar
cualquier fuga. Usar fluido de
completación para desplazar el agua
salada o agua dulce de todas las líneas,
bombas, equipos de control de sólidos
y desgasificadores. Volver a medir y
registrar el volumen y la densidad de
la salmuera recibida, obteniendo de
todas las partes, la aprobación de estos
valores.
Durante las operaciones de
completación o rehabilitación,
monitorear el nivel del fluido en los
tanques y las válvulas de descarga para
detectar cualquier pérdida. Monitorear
los tanques para detectar cualquier
adición adicional de agua. Limitar el
uso de grasa para roscas a una capa
ligera en los extremos de conexión
macho solamente, ya que la grasa para
roscas puede contaminar la salmuera
clara, causando daños a la formación
y problemas de filtración.
Otros Fluidos de Completación y Rehabilitación
FLUIDOS
BASE ACEITE
Los fluidos base aceite a veces se
emplean como fluidos de completación
y rehabilitación. Estos fluidos son
generalmente emulsiones inversas
donde la salmuera de cloruro de calcio
está emulsionada en algún tipo de
aceite, de manera que el aceite
constituye la fase externa o continua.
Estos fluidos son mínimamente
dañinos para ciertas formaciones y el
filtrado también se compone de aceite,
de manera que las arcillas sensibles no
son afectadas. El revoque fino de baja
permeabilidad también impide que los
sólidos invadan la zona productiva. Los
fluidos base aceite suelen ser
formulados con agentes
puenteantes/densificantes solubles en
ácido para que todo revoque o
cualesquier sólidos residuales puedan
ser acidificados para ser eliminados.
El uso de fluidos base aceite presenta
varias ventajas. Éstas incluyen:
1. Costo relativamente bajo y gran
disponibilidad.
2. Estabilidad a altas temperaturas.
3. Amplio rango de densidades.
4. Corrosión baja.
5. Inhibición máxima.
6. Invasión mínima de filtrado.
7. Resistencia a la contaminación.
Los fluidos base aceite pueden tener
ciertas desventajas. Por ejemplo,
pueden
1. Estar sometidos a restricciones por
razones ambientales.
2. Cambiar la humectabilidad de la
formación.
3. Causar el bloqueo de emulsión.
4. Dañar las arenas gasíferas secas.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
5. Aumentar las preocupaciones
relacionadas con la seguridad.
Los reglamentos ambientales más
estrictos hacen que sea más difícil
emplear fluidos base aceite en ciertas
situaciones, sin usar equipos de manejo
costosos e incurrir en mayores costos
de eliminación.
FLUIDOS
BASE AGUA
Los fluidos base agua son menos usados
como fluidos de completación y
rehabilitación y abarcan a una variedad
de sistemas. El término “base agua” se
refiere a los sistemas que son formulados
con agua o salmuera. La fase acuosa
puede variar de agua dulce a altas
concentraciones de sales solubles. Los
fluidos base agua pueden ser divididos
en las siguientes categorías:
1. Lodos base agua convencionales.
2. Fluidos de agua clara.
3. Sistemas de salmuera/polímeros
(mencionados anteriormente).
4. Salmueras claras (mencionadas
anteriormente).
5. Espuma.
M-I no recomienda el uso de lodo de
perforación base agua convencional
para las operaciones de completación o
rehabilitación, a menos que se haya
determinado con absoluta certeza que
los lodos no causarán daños a la
formación durante estas operaciones.
Estos lodos pueden ser atractivos, ya
que son fáciles de conseguir,
económicos y requieren un tratamiento
mínimo. Sin embargo, han tenido
consecuencias catastróficas, causando
daños permanentes a muchas
formaciones productivas.
21B.24 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
Estos fluidos
supuestamente
“limpios”
pueden ser
muy dañinos
si no se toman
las medidas
apropiadas.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
La mayoría de los lodos de
perforación base agua usan arcillas
como la bentonita a efectos de
viscosidad, suspensión del material
densificante y control de filtrado. Las
arcillas son comprimibles y pueden ser
dañinas. Además, la mayoría de los
lodos de perforación base agua
contienen sólidos de perforación finos
y materiales densificantes que pueden
ser dañinos. Los filtrados se componen
generalmente de agua dulce o agua de
salinidad muy baja. El filtrado de agua
dulce podría causar el hinchamiento
y/o la migración de las arcillas y el
cieno dentro de la formación. Como el
filtrado se compone de agua y suele
contener productos químicos reactivos,
es posible que cause el bloqueo de agua
o de emulsión. Cualquiera o todas estas
características pueden causar daños
graves y permanentes. Para muchas
formaciones, no hay ningún método
práctico para prevenir daños de estos
tipos cuando se usan lodos de
perforación base agua.
Los fluidos de perforación de
yacimiento constituyen una categoría
similar pero claramente diferente de
sistemas base agua. Éstos son fluidos no
dañinos, diseñados especialmente para
la perforación y completación de
secciones especiales del yacimiento
tales como pozos horizontales
(descritos detalladamente en un
capítulo separado sobre Fluidos de
Perforación de Yacimiento). Los fluidos
de perforación de yacimiento no sólo
deben proporcionar los requisitos
multifuncionales de los fluidos de
perforación, sino que también deben
ser mínimamente dañinos y
compatibles con la formación y los
métodos de completación.
FLUIDOS
DE AGUA CLARA
Este grupo incluye aguas de diferentes
orígenes, tales como el agua salada o
las salmueras producidas con diferentes
sales en solución. Aunque el agua de la
formación sea considerada como un
fluido limpio, listo para ser usado,
Fluidos de Completación y Rehabilitación
muchas veces contiene sólidos finos,
productos químicos de tratamiento,
parafina, asfalteno o incrustaciones.
Todos estos compuestos, si no son
controlados, pueden causar daños
graves a la formación. El agua debería
ser filtrada antes de ser usada. El agua
salada suele ser usada en las regiones
costaneras debido a su disponibilidad.
Según la salinidad, puede que sea
necesario añadir NaCl, KCl o NH4Cl
para prevenir el hinchamiento de las
arcillas.
Estos fluidos supuestamente
“limpios” pueden ser muy dañinos si
no se toman las medidas apropiadas.
No contienen aditivos puenteantes o
de control de filtrado, y suelen
contener (o son contaminados por)
sólidos potencialmente dañinos o iones
multivalentes como Ca2+, Mg2+ y Fe3+. El
agua salada y el agua de bahía
contienen microorganismos como
bacterias y planctón (materiales
obturantes conocidos). El agua salada
podría tener una alta concentración de
sulfatos que puede taponar el pozo con
incrustaciones. El agua dulce podría
causar daños al permitir el
hinchamiento de las arcillas. El agua
puede contener hierro disuelto, el cual
formará hidróxido de hierro, un
compuesto floculante que puede
consolidar aún más las arcillas y el
cieno, causando el taponamiento de los
poros.
ESPUMA
La espuma se emplea ocasionalmente
como fluido de circulación para las
operaciones de rehabilitación y
completación. Es especialmente
aplicable en yacimientos de baja
presión para limpiar la arena. La
espuma constituye un excelente
medio de rehabilitación, debido a su
baja densidad, la cual permite un
ambiente de trabajo con desbalance
de presión, y debido a su alta
capacidad de transporte y viscosidad
efectiva.
21B.25 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21B
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_______________________
_______________________
_______________________
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Fluidos de Completación y Rehabilitación
Guía de Datos del Pozo para la Sección de Fluidos de
Completación
La tabla proporcionada a
continuación resume la información
necesaria para diseñar una
completación y su fluido de
completación apropiado.
Nombre de la compañía:
Campo:
Pozo:
Dirección:
Ubicación del campo:
Condado
Estado:
País:
Costafuera
Terrestre
Aguas tierra adentro
Tipo de Pozo: Aceite
Gas
Inyección de agua
Pozo:
Inyección de gas
Inyección de vapor
Otro
País de destino final del material:
Número de pozos:
Número de copias de la licitación requeridas:
Fecha programada de completación del primer pozo:
Favor de adjuntar un diagrama que indique el esquema de completación del pozo anticipado
Tamaño
Peso
Grado
Rosca
Profundidad
Tubería
de
revestimiento
Tubería de
revestimiento
corta
Tubería
de
producción
Fabricante:
Tamaño:
Tipo de
conector
Cabezal de pozo
Modelo:
Capacidad:
Tope:
Guarnición:
Ala:
Fondo
Superficie
Tratamiento
Prueba
Datos de
Estático:
Estático:
Flujo:
Superficie:
presión
Flujo:
Flujo:
Datos de
temperatura
Fondo estático:
Ambiente en la superficie:
Flujo en la superficie:
Fluido de completación
Profundidad de perforación
Densidad:
Tipo:
TVD:
Medida:
Datos de
% H2S:
% CO2:
Gravedad del aceite
S.G. gas
S.G. agua
producción
GLR
GOR
Velocidad de producción deseada
Arena/parafina etc. (volumen aproximado o %)
Datos de
corrosión
Anticipada
Tratamiento con inhibidor:
Tipo específico:
Sí
No
Aminas:
Sí
No
Método de inyección
Continuo
Por baches
Tratamiento térmico, materiales o revestimientos especiales a aplicar
Otro
Fluido estático
Presión de gas
Línea de Flujo
Nivel:
Deshidratador mecánico disponible
Longitud:
Gravedad del gas de extracción:
Gradiente:
Máxima de operación
Length:
Presión del separador:
Datos de
extracción
artificial por gas
Datos de la
válvula de
seguridad
Controlada desde
Superficie
Subsuperficie
Otro
Si se controla desde la subsuperficie
Presión diferencial de operación
Presión ambiente de operación
Profundidad
de instalación
Tabla 6: Guía de datos del pozo.
Fluidos de Completación y Rehabilitación
21B.26 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21C
Fluidos de Extracción de Núcleos
Introducción
Durante el diseño de un fluido de
extracción de núcleos, es
imprescindible lograr un
entendimiento total de los requisitos
de interpretación geológica del
programa de extracción de núcleos
antes de preparar el fluido de
extracción de núcleos. Siendo
igualmente importante asegurar el
cumplimiento con los requisitos de
estabilidad y seguridad del pozo.
Extracción de Núcleos
La extracción
de núcleos
supone el uso
de barrenas
especiales...
para
recuperar
secciones
cilíndricas...
de la
formación.
La extracción de núcleos supone el uso
de barrenas especiales (de diamante
natural y PDC) para recuperar secciones
cilíndricas (núcleos) de la formación.
Los núcleos son las muestras de mayor
tamaño que se obtienen de las
formaciones subsuperficiales y se
recuperan generalmente en secciones de
30 a 90 pies (9 a 27 metros). Estos
núcleos proporcionan la información
más confiable sobre la litología, la
saturación de hidrocarburos, la textura,
la estructura de la roca, el contenido de
fósiles, los buzamientos y las
perturbaciones tectónicas. Los análisis
en laboratorio de los núcleos permiten
obtener información valiosa sobre la
porosidad, permeabilidad, contenido de
hidrocarburos y salinidad del agua
irreductible. La extracción de núcleos a
presión, la recuperación de muestras de
rocas bajo la presión del yacimiento, es
útil para la evaluación de la formación
y los proyectos de recuperación
secundaria y terciaria donde se
requieren los mejores datos posibles
sobre la saturación de los fluidos. La
extracción de núcleos orientados
proporciona información importante
para la representación cartográfica del
yacimiento y el levantamiento de
planos geológicos.
La extracción de núcleos aumenta
considerablemente el costo de
perforación de un pozo. Por lo tanto, el
núcleo debe proporcionar la
información económica y geológica
anticipada para justificar el costo del
proyecto.
En general, un fluido de extracción de
núcleos debería:
• Proporcionar sistemáticamente un
núcleo con un centro no invadido.
• Proporcionar un filtrado que no
altere las saturaciones de agua
irreductible o las humectabilidades
de las rocas, ni afecte la
interpretación geológica.
• Proporcionar todas las propiedades
de fluido requeridas para cortar y
recuperar el núcleo del pozo.
Tipos de Fluidos de Extracción de Núcleos
...tres tipos
diferentes de
fluidos de
extracción de
núcleos son
usados
comúnmente.
Por lo general, tres tipos diferentes de
fluidos de extracción de núcleos son
usados comúnmente. Estos incluyen
una modificación del fluido de
perforación existente, un fluido de
extracción de núcleos base agua
“suave” y un núcleo de extracción de
núcleos base aceite. Se describirá un
ejemplo de cada uno de estos tipos de
fluido de extracción de núcleos, más
adelante en este capítulo.
Varios aspectos diferentes
deben ser tratados para asegurarse que
un fluido de extracción de núcleos
cumpla con los objetivos geológicos
del programa de extracción de
núcleos. Los siguientes aspectos
pueden ser importantes en el diseño
de un fluido óptimo de extracción de
núcleos:
• Filtración baja a Alta Temperatura,
Alta Presión (ATAP).
• Materiales puenteantes.
• Composición del filtrado.
• Material orgánico.
• Trazadores.
La filtración ATAP baja ies un
indicador muy bueno de la capacidad
del fluido de extracción de núcleos para
proporcionar un revoque estable en el
Fluidos de Extracción de Núcleos
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21C.1
CAPÍTULO
21C
Fluidos de Extracción de Núcleos
núcleo. Este revoque “estable” es
sumamente importante para minimizar
la invasión de fluidos. En los lodos base
Los materiales
agua, se puede lograr una filtración
ATAP baja mediante el uso de bentonita
puenteantes
prehidratada, POLYPAC® y SP-101®. En los
también son
fluidos base aceite, la filtración ATAP
extremadamente baja se logra usando una combinación
de aditivos del tipo asfalto, tal como
importantes
STABIL-HOLE® y VERSATROL®.
para minimizar
Los materiales puenteantes también
son extremadamente importantes para
la invasión del
minimizar la invasión del núcleo. El
núcleo.
carbonato de calcio es un excelente
agente puenteante. La cantidad y la
granulometría del agente puenteante
son importantes. La selección del
tamaño de partícula del agente
puenteante a usar se basa en el diámetro
de la garganta de poro de la formación
donde se extraerán los núcleos. Como
regla general, se usa de la mitad a un
tercio del diámetro de garganta de poro
más grande. La experiencia adquirida en
el laboratorio y en el campo indica que
se requiere como mínimo 30 lb/bbl de
agente puenteante. Algunas formaciones
pueden exigir concentraciones más altas
de agente puenteante para proporcionar
un núcleo con un centro no invadido.
La composición del filtrado de
fluido de extracción de núcleos es
determinada por los objetivos
geológicos del programa. Estos
objetivos pueden requerir que el fluido
sea a base de agua dulce, salmuera o
aceite, según el tipo de análisis que se
realizará.
Las materias orgánicas contenidas
en un fluido de extracción de núcleos
pueden afectar negativamente la
interpretación geológica del núcleo.
Será necesario entender los requisitos
del programa de extracción de núcleos
si se usa alguna materia orgánica en la
composición del fluido. En cualquier
proyecto de extracción de núcleos, es
importante tomar muestras del fluido
de extracción de núcleos y de los
materiales usados en su preparación.
Los trazadores son añadidos a los
fluidos de extracción de núcleos para
cuantificar la cantidad de invasión de
filtrado y averiguar que los centros de
los núcleos no estén invadidos. Los
trazadores comúnmente usados en
fluidos de extracción de núcleos base
agua son los nitratos y los bromuros.
Trazadores de yodonaftaleno y otros
trazadores de aplicación especial han
sido usados con éxito como trazadores
en fluidos de extracción de núcleos
base aceite.
Conversión de un Fluido de Perforación a Fluido de
Extracción de Núcleos
En muchas situaciones, la conversión
del fluido de perforación normal a
fluido de extracción de núcleos es lo
único que se requiere. Para las
situaciones de extracción de núcleos de
alta densidad, se suele convertir el
sistema existente al fluido de extracción
de núcleos. Esto es más común en
situaciones de exploración donde el
costo de transporte de materiales
adicionales para preparar un fluido de
extracción de núcleos sería demasiado
alto. Si se debe convertir un fluido de
perforación base agua a fluido de
extracción de núcleos, los valores de
filtración ATAP pueden ser reducidos y
una cantidad adicional de material
puenteante de granulometría
determinada puede ser agregada al
sistema. Normalmente, cuando se usan
lodos base aceite que contienen asfalto
para la extracción de núcleos, sólo se
requiere añadir agentes puenteantes. Si
se usa un fluido base agua o base aceite,
puede que sea necesario añadir
trazadores al fluido. El fluido de
extracción de núcleos debe seguir
proporcionando las propiedades
necesarias para mantener un pozo
estable.
Fluidos de Extracción de Núcleos
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21C.2
CAPÍTULO
21C
Fluidos de Extracción de Núcleos
Fluido de Extracción de Núcleos “Suave” Base Agua
El uso de un
fluido de
extracción
de núcleos
suave es
especialmente
importante
cuando el
fluido no
contiene
materias
orgánicas.
El uso de un fluido de extracción de
núcleos suave es especialmente
importante cuando el fluido no
contiene materias orgánicas. El diseño
general de un fluido de extracción de
núcleos suave incluye bentonita,
polímeros de control de filtrado y
carbonato de calcio. La siguiente
formulación representa un fluido típico
de extracción de núcleos “suave” a base
de agua, con peso de lodo de 9,2 lb/gal:
M-I GEL
10 lb/bbl
POLYPAC UL
13,75 lb/bbl
POLYPAC (normal)
10,25 lb/bbl
SP-101
10,5 lb/bbl
LO-WATE
65 lb/bbl
Propiedades típicas:
VP (cP)
25
PC (lb/100 pies2)
30
Geles (lb/100 pies2) 16/12
API (cm3/30 min)
14,0
ATAP (cm3/30 min) 10,0
®
®
®
™
La siguiente formulación es para un
fluido de extracción de núcleos
“suave” de 10 lb/gal con KCl al 3%:
M-I GEL
19 lb/bbl
POLYPAC UL
12,75 lb/bbl
POLYPAC (regular)
10,25 lb/bbl
Cloruro de potasio 10,5 lb/bbl
LO-WATE
60 lb/bbl
M-I BAR
28 lb/bbl
Propiedades típicas:
VP (cP)
27
PC (lb/100 pies2)
25
Geles (lb/100 pies2) 16/23
API (cm3/30 min)
14,4
ATAP (cm3/30 min) 11,0
®
®
™
®
Fluido de Extracción de Núcleos Base Aceite Mineral
Los fluidos de extracción de núcleos
base aceite mineral se usan
generalmente en las formaciones
productoras de petróleo. El diseño de
los fluidos de extracción de núcleos
base aceite limitan el uso de
emulsificantes; en general no contienen
agua. Referirse a la descripción de
TRUCORE™ en el capítulo sobre Sistemas
Base Aceite para las recomendaciones y
formulaciones.
La siguiente formulación es una
formulación típica de un fluido de
extracción de núcleos base aceite
mineral TRUCORE™, sin agua, de 10,3
lb/gal:
Aceite mineral
110,75 bbl
TRUVIS™
118 lb/bbl
Cal
VERSAMOD™
STABIL HOLE
LO-WATE™
Propiedades típicas:
VP (cP)
YP (lb/100 pies2)
Geles (lb/100 pies2)
ATAP (cm3/30 min)
Fluidos de Extracción de Núcleos
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21C.3
®
113 lb/bbl
112 lb/bbl
130 lb/bbl
170 lb/bbl
24
11
19/19
12,0
CAPÍTULO
21D
Perforación Neumática
Introducción
10,0
8,34
1,4
4
Lod
o de
nsif
icad
Ag
o in
ua
icial
sat
ura
Lo
da
do
de
sd
CaC
en
l2
sif
ica
do
s(
ba
rit
a)
4
3–
0,4
0
Esp
um
a es
tabl
e
12
,0
lb/gal
Neblina
Aire
SG
0
agua
Gel y
0
a
Agu
eite
Ac
Lo
do
air
ea
do
1,25
Arcillas y agua na
tivas
1,0
3
0,8
10,4
1,2
Agua saturada de sal
5
6,9
0,15
...el aire tiene
claramente la
densidad más
baja de todos
los posibles
fluidos de
circulación...
Debido a la capacidad de lograr una
densidad más baja que la del aceite,
además de mayores velocidades de
perforación, una vida útil más larga de
la barrena, menores requisitos de
productos químicos, y la expansión de
la perforación con desbalance de
presión, los sistemas a base de aire
tienen claras ventajas económicas en
comparación con los sistemas líquidos.
Por otro lado, las aplicaciones viables
para cualquiera de los sistemas a base de
aire están sometidas a ciertas
restricciones y reservadas
principalmente a los pozos de desarrollo
en zonas maduras donde se conoce y se
puede predecir la geología. Como el aire
(polvo), la niebla, la espuma y el lodo
aireado no generan la presión de fondo
requerida para perforar sin problemas
las formaciones presurizadas, las
consideraciones de control de pozo
hacen que los sistemas a base de aire no
sean adecuados para algunas
situaciones. Además, la mayoría de los
sistemas a base de aire permiten la
entrada de los fluidos de formación que
serán encontrados en la mayoría de los
pozos, causando preocupaciones en lo
que se refiere al control del pozo, el
manejo de los fluidos y el riesgo de
incendios en el fondo. Debido a la
estabilidad del pozo, las variaciones de
los sistemas de perforación con aire
(polvo) generalmente no son aplicables
en zonas donde las formaciones débiles
“Perforación con aire o gas” es un
término general que abarca cuatro
sistemas distintos pero relacionados,
que usan volúmenes de aire (o gas)
comprimido para constituir la totalidad
o parte del medio de circulación. Los
cuatro sistemas – aire seco (polvo),
niebla, espuma y lodo aireado – ofrecen
individualmente una eficiencia
excepcional de la perforación y ventajas
para la producción, en comparación
con los fluidos tradicionales, pero en
aplicaciones considerablemente más
restringidas. Es fácil identificar la
producción potencial durante la
perforación con aire (polvo) y niebla, y
es común que se perfore con gas y
aceite producido fluyendo en el pozo.
Como lo ilustra la Figura 1, el aire
tiene claramente la densidad más baja
de todos los posibles fluidos de
circulación, lo cual permite lograr la
mayor reducción de presión diferencial.
La alta presión diferencial negativa que
se obtiene con los sistemas de aire
(polvo) produce velocidades de
penetración considerablemente más
altas y una mayor profundidad en pies
por barrena. La circulación con
variaciones de aire comprimido impone
menos presión sobre las formaciones de
fondo que los sistemas de lodo
convencionales, haciendo que la
técnica sea especialmente aplicable en
la perforación de zonas de pérdida de
circulación.
1,0
“Perforación
con aire o
gas” es un
término
general que
abarca cuatro
sistemas
distintos pero
relacionados.
2,4 20,0
Densidad del fluido
Figura 1: Campo de aplicación de la perforación con aire – densidad del fluido de perforación (modificado según
Hutchinson y Anderson).
Perforación Neumática
21D.1
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21D
Perforación Neumática
o fracturadas causan derrumbes o
desprendimientos en el pozo. Por lo
tanto, estas técnicas se usan más
frecuentemente en formaciones duras,
secas y competentes.
A continuación se describen los
cuatro sistemas de perforación a base de
aire, los cuales se distinguen por el
volumen aproximado de aire usado en
la operación de perforación. Cada uno
de estos sistemas tiene aplicaciones
especiales con ventajas y desventajas
claras.
Perforación con Aire (Polvo)
La
perforación
con aire o
polvo...
mantiene la
presión de
fondo más
baja posible.
...se usa la
perforación
con niebla
para prevenir
la formación
de anillos de
lodo y evitar la
acumulación
de agua en el
pozo.
La perforación con aire o polvo, donde
el medio de circulación consta
únicamente de aire, mantiene la
presión de fondo más baja posible.
Además, esta técnica sólo puede ser
usada cuando la formación está
completamente seca o el influjo de agua
es suficientemente pequeño para ser
absorbido por la corriente anular de aire
y recortes. La perforación con polvo es
más aplicable en formaciones duras,
fuertes y competentes, y en ambientes
donde suele producirse la pérdida de
circulación y velocidades de
penetración demasiado bajas. Se logran
velocidades óptimas de perforación y
los recortes regresan a la superficie en
forma de nube de polvo.
Además de velocidades de
penetración muy altas, la eliminación
de la pérdida de circulación y costos de
la barrena considerablemente más
bajos, la circulación con aire/gas puro
también permite la realización de
pruebas continuas de la formación y
minimiza dramáticamente los daños a
las zonas productivas sensibles al agua.
Además, la perforación con aire (polvo)
reduce el consumo de agua, los costos
de lodo y/o productos químicos y el
impacto sobre el medio ambiente.
Sin embargo, la perforación con aire
(polvo) tiene ciertos inconvenientes que
limitan considerablemente su campo de
aplicación. Como se mencionó
anteriormente, la perforación con aire
(polvo) produce recortes muy
pequeños, no tolera el agua, y al
encontrar formaciones húmedas, puede
causar una acumulación comúnmente
llamada “anillo de lodo”. Cuando esto
ocurre, la acumulación de recortes
pegajosos en el espacio anular continúa,
lo cual termina restringiendo el flujo de
aire. Esto puede causar la pega de la
tubería o un incendio en el fondo
(combustión).
El riesgo de erosión del pozo hace que
la perforación con aire (polvo) no sea
adecuada para las formaciones no
consolidadas, frágiles o de alto
buzamiento. Este procedimiento no
debería usarse en formaciones
igualmente inestables, ya que no genera
ninguna presión hidrostática ni
contiene aditivos para estabilizar el
pozo o desarrollar un revoque.
Además, el alto caudal de aire y la
baja densidad requieren el uso de
tuberías de perforación y equipos de
perforación más resistentes. Por otra
parte, la perforación con aire (polvo)
está generalmente reservada para
formaciones de presión baja o
presurizadas normalmente donde las
presiones hidrostáticas mínimas no
tienen consecuencias negativas.
Perforación con Niebla
En algunas aplicaciones de perforación
con aire, el pozo produce demasiada
agua y/o otros líquidos, haciendo que
sea imposible perforar exclusivamente
con aire. En estas situaciones se usa la
perforación con niebla para prevenir la
formación de anillos de lodo y evitar la
acumulación de agua en el pozo. El
agua, conteniendo un agente
espumante (jabón), es inyectada dentro
de la corriente de aire en la superficie y
descargada en forma de niebla húmeda.
Como regla general, la perforación con
niebla utiliza 96 a 99% de aire con 1 a
10 galones por minuto (gpm) de agua
que contiene 0,25 a 1% de agente
espumante.
La perforación con niebla se usa
principalmente cuando la probabilidad
de que se produzca un incendio o una
Perforación Neumática
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21D.2
CAPÍTULO
21D
Perforación Neumática
explosión en el fondo es demasiado alta
para la perforación con aire (polvo), y el
agua y las lutitas sensibles (salmuera)
están expuestas. La perforación con
niebla es de uso extendido en la
perforación de pozos profundos de gas
o geotérmicos, o cuando se requiere
una protección adicional contra la
corrosión y la erosión.
Esta técnica crea recortes ligeramente
más grandes y produce las mismas altas
velocidades de penetración y larga vida
útil de la barrena que la perforación con
aire (polvo) convencional. Además, las
pequeñas gotas de agua/recortes
producidas están dispersas en forma de
niebla fina en la corriente de aire
ascendente, lo cual permite eliminarlas
eficazmente del pozo sin correr el riesgo
de embolamiento de la barrena o
formación de anillos de lodo. Esta
técnica puede usar productos químicos
inhibidores (como KCl y polímeros)
para ayudar a proteger las lutitas
sensibles, es menos erosiva y permite la
adición de productos químicos para
controlar la corrosión.
Como la perforación con aire (polvo),
la perforación con niebla tiene claros
inconvenientes. Como humecta el
pozo, la perforación con niebla
aumenta la posibilidad de derrumbe,
hinchamiento y erosión. Además, los
caudales de aire requeridos con la
niebla son generalmente ±30% más
altos que para la perforación con aire
(polvo), con presiones correspondientes
más altas comprendidas entre 400 y
1.200 psi, comparado con 200 a 800 psi
para la perforación con aire seco
(polvo). El agente espumante y los
productos químicos de control de
corrosión requeridos para manejar el
influjo de agua, el cual está limitado a
aproximadamente 100 gpm, resulta en
mayores costos de productos químicos.
Perforación con Espuma
La
perforación
con espuma
aumenta la
presión
hidrostática...
La perforación con espuma se suele
dividir en perforación con espuma
estable y perforación con espuma
rígida. En general, la perforación con
espuma estable utiliza 55 a 96% de aire,
con una mezcla de agua dulce, 0,5 a 1%
de agente espumante y aditivos
químicos que forman una emulsión de
aire en agua o espuma estable. La
espuma estable es lo que la mayoría de
la gente suele llamar simplemente
“espuma”. En cambio, con la espuma
rígida, se incorpora bentonita y
polímeros para formar una espuma con
mejores propiedades de limpieza del
pozo y una estructura de espuma “más
rígida” que es más duradera. La espuma
rígida es especialmente beneficiosa en la
perforación de pozos de gran diámetro
donde la capacidad de volumen de aire
es insuficiente para que se pueda
obtener una limpieza adecuada con una
espuma normal.
La perforación con espuma es
especialmente eficaz en las zonas de
baja presión con un mayor influjo de
agua o en las zonas donde la pérdida de
circulación es grave. La perforación con
espuma también es aplicable cuando se
necesita una Densidad Equivalente de
Circulación (ECD) de 2 a 4 lb/gal para
controlar el pozo o limpiar los pozos
productivos que se han llenado de
arena.
La perforación con espuma aumenta
la presión hidrostática, presenta
excelentes capacidades de limpieza del
pozo y tiene la capacidad de suspender
los recortes cuando se interrumpe la
circulación. Además, el requisito de
volumen de aire es más bajo y la
estabilidad del pozo es más alta. La
perforación con espuma permite la
aplicación de productos químicos y
produce recortes más grandes que son
más representativos de la formación,
simplificando el análisis geológico.
Como el líquido generalmente no
puede ser reutilizado, los costos de
productos químicos son altos, así como
el consumo de agua. La perforación con
espuma requiere una dosificación
exacta del volumen de la mezcla de aire
y espuma, y también requiere otros
equipos especializados, tal como una
bomba de espumante de tamaño
mediano con una capacidad de 25 a
100 gpm.
Perforación Neumática
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21D.3
CAPÍTULO
21D
Perforación Neumática
Lodo Aireado
En el proceso
de aireación,
se hace
circular
simultáneamente aire y
lodo dentro del
espacio
anular...
Igual que la
perforación
con espuma, el
lodo aireado
aumenta las
presiones
hidrostáticas...
En el proceso de aireación, se hace
circular simultáneamente aire y lodo
dentro del espacio anular, en forma de
burbujas de aire dispersas en un líquido,
para reducir la densidad equivalente de
circulación (ECD) por debajo de la del
agua. En general, el uso de lodo aireado
es aplicable cuando se perforan
formaciones con presiones por debajo
de lo normal o cuando se producen
flujos de agua de alta velocidad durante
la perforación con aire o espuma, tal
como en la perforación de un pozo
geotérmico o artesiano. El lodo aireado
se usa frecuentemente con éxito cuando
la pérdida de circulación predominante
hace que sea demasiado costoso
perforar con lodo tradicional. El lodo
aireado se usa en aplicaciones que
requieren una densidad de 4 a 8 lb/gal
para controlar el pozo, y cuando se
desea obtener mayores velocidades de
penetración. Los lodos aireados
deberían tener bajos esfuerzos de gel
para facilitar la separación del aire y
obtener una baja viscosidad y buenas
características de control de la
corrosión.
Igual que la perforación con espuma,
el lodo aireado aumenta las presiones
hidrostáticas por encima de las
presiones obtenidas con la perforación
con aire o niebla, y facilita la buena
limpieza del pozo, resultando en
velocidades de penetración que pueden
ser 2 a 3 veces más altas que las que se
obtienen con los sistemas de lodo
convencional. La inyección de aire
dentro de un lodo completamente
formulado permite un buen control de
revoque y de filtrado, y produce
recortes de tamaño normal. Se trata de
un proceso que combina lo mejor de la
perforación con aire (polvo) con un
sistema de lodo convencional y es ideal
para perforar formaciones inestables
donde la pérdida de circulación
constituye un problema importante.
En cambio, la perforación con lodo
aireado requiere equipos adicionales,
tiene mayores velocidades de corrosión
(a veces graves), puede sufrir problemas
de fluctuación y surgencias
intermitentes en secciones de gran
diámetro, y expone el pozo a un flujo
turbulento.
Existen varios métodos diferentes para
obtener lodo aireado dentro del espacio
anular:
• Inyección directa de aire dentro del
lodo en el tubo vertical.
• Inyección de aire dentro de la tubería
parásita, cerca de la última zapata de
cementación de la tubería de
revestimiento.
• Inyección de aire en el microespacio
anular, entre la última tubería de
revestimiento y otra tubería de
revestimiento no cementada,
suspendida temporalmente en el
pozo.
La inyección directa de aire y lodo en
el tubo vertical es el método que se usa
más frecuentemente.
Con la tubería parásita, la cual se
introduce con la última tubería de
revestimiento, se hace circular el aire a
través de la tubería, dentro del flujo de
lodo anular, cerca de la zapata de
cementación de la tubería de
revestimiento. En cambio, el lodo
circula bajando por la tubería de
perforación, de la manera normal. Esto
resulta en un flujo de lodo aireado en el
espacio anular, desde la zapata de
cementación de la tubería de
revestimiento hasta la superficie. Como
el flujo de lodo es independiente del
aire y viceversa, la aireación “parásita”
es más fácil de controlar y requiere una
presión de aire inferior.
La aireación parásita tiene marcadas
desventajas. Éstas se centran
generalmente en el tiempo adicional y
los mayores costos relacionados con la
introducción de la tubería, la necesidad
de perforar un pozo de mayor tamaño
en el intervalo anterior, y el equipo
mecánico adicional requerido para
lograr el control adecuado de la presión.
Además, la ECD más baja que se puede
lograr es más alta que la que se puede
obtener con la aireación estándar,
debido a la capacidad limitada de
volumen de aire de la tubería y a la
menor profundidad de inyección.
Con la inyección en el microespacio
anular, se introduce otra tubería de
revestimiento temporal dentro de la
última tubería de revestimiento, y se
Perforación Neumática
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21D.4
CAPÍTULO
21D
Perforación Neumática
inyecta gas dentro del espacio anular
entre las dos tuberías, mientras que se
hace circular el lodo dentro de la
tubería de perforación. En algunos
casos, el sistema de inyección de gas
microanular puede utilizar instalaciones
de cabezal de pozo convencionales, lo
cual permite evitar las complejidades
del cabezal del pozo relacionadas con la
tubería parásita. Por otra parte, puede
que sea necesario aumentar el tamaño
de la tubería de revestimiento
intermedia para permitir la instalación
de una tubería temporal con un
diámetro de paso adecuado para la
sección del pozo considerada. A este fin,
podría ser necesario perforar la sección
anterior del pozo con un diámetro más
grande del previsto y reducir la sección
aireada.
Requisitos de Caudales Volumétricos de Aire
...los sistemas
de aire y niebla
dependen
completamente
del caudal para
proporcionar
una velocidad
anular
suficientemente
alta para
desplazar los
recortes.
Del mismo modo que el flujo de una
mezcla de agua/lodo en un programa
de fluidos convencionales, el aire
comprimido sirve para enfriar la
barrena y los componentes
relacionados, desplazar los recortes del
fondo del pozo y transportar los
recortes hasta la superficie. Mientras
que los fluidos de perforación
convencionales emplean viscosidad
junto con la velocidad anular para
limpiar el pozo, los sistemas de aire y
niebla dependen completamente del
caudal para proporcionar una velocidad
anular suficientemente alta con el fin
de desplazar los recortes. La Tabla 1
proporciona especificaciones generales
para los requisitos de aire, presión y
líquido de las cuatro técnicas de
perforación con aire, y los equipos
necesarios para satisfacer esos requisitos
(las especificaciones de los equipos se
describirán más adelante en este
capítulo). Los caudales volumétricos de
aire se miden en condiciones,
temperaturas y presiones estándar, y
están indicados en unidades
estadounidenses, en Pies Cúbicos
Estándar por Minuto (SCFM).
Sin embargo, el caudal volumétrico
específico requerido para una aplicación
determinada depende exclusivamente
de los parámetros del pozo individual –
profundidad total, velocidad de
Método
Perforación con aire/polvo
Perforación con niebla
Perforación con espuma
Lodo aireado
Aire
(SCFM)
1.250 – 6.000
1.250 – 6.000
400 – 1.600
500 – 1.500
penetración, área de la sección
transversal del espacio anular (tamaño
del pozo y tubería de perforación), tipo
de formación, tamaño de los recortes, y
si el fluido comprimible es aire o gas. El
perfil del pozo también tiene un efecto
apreciable sobre el volumen de aire, ya
que los requisitos de los pozos de alto
ángulo o horizontales son
considerablemente más altos que los de
los pozos verticales.
No obstante, es imprescindible
determinar el volumen correcto de
aire/gas en el pozo para que el sistema
tenga una capacidad de levantamiento
suficiente para limpiar el pozo. Se suele
aceptar una velocidad anular mínima
del aire de 3.000 pies/min para limpiar
correctamente el pozo durante la
perforación con aire (polvo).
Concretamente, la capacidad de aire
efectivamente requerida debería ser
calculada en base al área del espacio
anular donde se ha determinado que el
levantamiento será más difícil. Es
razonable suponer que un diseño
volumétrico basado en ese criterio
producirá una circulación suficiente a
través del pozo para exceder la
velocidad de caída de los recortes. Si no,
los recortes no serán extraídos del pozo,
resultando en la falta de limpieza del
pozo y la disminución proporcional de
la eficiencia de perforación.
Presión
(psi)
200 – 800
400 – 1.200
400 – 1.200
600 – 1.200
Líquido
(gpm)
Ninguno
1 – 10
10 – 100
100 – 400 (lodo)
Equipo
2 – 6 compresores
2 – 6 compresores
1 compresor pequeño
1 compresor
Tabla 1: Volúmenes típicamente requeridos para la perforación con aire.
Perforación Neumática
21D.5
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
Perforación Neumática
5
Caudal de aire (1.000 SCFM)
La Figura 2 muestra un ejemplo del
caudal de aire/gas recomendado para
limpiar un pozo correctamente.
Ponerse en contacto con un supervisor
de perforación con aire de M-I para la
recomendación en particular del
volumen de aire a usar en una
aplicación específica.
ROP (pies/hr)
120
90
60
30
0
4
3
2
1
Tamaño del pozo: 9 7/8 pulg.
Tubería de perforación: 5 1/2 pulg.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Profundidad (1.000 pies)
Figura 2: Ejemplo de caudal requerido para la
perforación con aire (según Guo, SPE 27510).
Perfil de Presión/Velocidad
La Figura 3 ilustra los cambios de
presión y velocidad durante todo el
ciclo de circulación del pozo con la
perforación con aire. Como se puede
ver, como el aire y el gas son
comprimibles, la velocidad anular
aumenta considerablemente cuando la
presión disminuye y el aire se expande
al circular hacia arriba en el espacio
anular.
700
9
Superficie
Tubería de
perforación
8
Velocidad (1.000 pies/min)
600
500
Presión (psi)
21D
400
Barrena
300
200
100
Superficie
14.7
0
2
Aire
6
5
Tubería de
perforación
4
3
2
Barrena
Espacio
anular
1
Espacio
anular
4
6
8
10
Profundidad (1.000 pies)
7
Lodo
0
12
0
2
4
6
8
10
Profundidad (1.000 pies)
12
Figura 3: Cambios de presión y velocidad (según Lyons).
Perforación Neumática
21D.6
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21D
Perforación Neumática
Regímenes de Flujo
...los caudales
volumétricos
requeridos...di
fieren
considerablemente entre
un perfil
vertical y un
perfil
horizontal.
La Figura 4 muestra los diferentes
regímenes de flujo cuando se cambia de
la perforación con aire/gas a la
perforación con lodo convencional.
Como se mencionó anteriormente, los
caudales volumétricos requeridos, y por
lo tanto los regímenes de flujo, difieren
considerablemente entre un perfil
vertical y un perfil horizontal. El caudal
del volumen de aire requerido para
limpiar correctamente la sección lateral
de los pozos direccionales u
horizontales es mayor que el caudal
requerido para un pozo vertical.
Además, en los pozos horizontales, se
recomienda perforar con neblina o
espuma en vez de aire seco, porque esto
eliminará los recortes y enfriará la
barrena con mayor eficiencia.
Aire
Neblina Espuma Lodo Lodo
aireado
Figura 4: Regímenes de flujo para la perforación con
aire.
Incendios de Fondo
La ignición
suele ocurrir
cuando la
relación de gas
a aire excede 5
a 15% de
metano con
un contenido
de oxígeno
mayor que
5%...
El riesgo de incendios y explosiones en
el fondo del pozo es un fuerte motivo
de preocupación durante la perforación
con aire (polvo). Durante la perforación
con aire (polvo), los incendios de fondo
pueden ocurrir cuando una mezcla
combustible de gas o aceite encuentra
una temperatura y presión suficiente
para causar la ignición. Las presiones
anulares aumentan cuando se forma un
anillo de lodo, y cualesquier chispas o
temperaturas elevadas en el fondo del
pozo pueden causar la ignición. La
perforación con niebla reduce las
posibilidades de que se forme un anillo
de lodo, y por lo tanto las combustiones
en el fondo del pozo.
La ignición suele ocurrir cuando la
relación de gas a aire excede 5 a 15% de
metano con un contenido de oxígeno
mayor que 5%, como lo muestra la
Figura 5. Chispas pueden formarse
cuando los insertos de barrena de
carburo de tungsteno, los portamechas y
las juntas de tubería chocan contra las
paredes del pozo durante la perforación
de arenas cuarcíticas duras. Incluso la
fricción o el flujo de aire a través de un
pequeño agujero (200 a 400 psi) en la
tubería de perforación puede generar
suficiente calor para causar un punto
caliente. Tal como las chispas en el
fondo del pozo, este punto caliente
puede causar la ignición si hay presente
una mezcla carburante (combustibleaire) apropiada.
Perforación Neumática
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
21D.7
400
360
320
Zona inflamable
Presión (psi)
280
240
200
160
120
80
40
0
Presión atmosférica
0
8
16
24
32
40
Gas natural en la mezcla (% en vol.)
Figura 5: Rango de inflamabilidad, efecto de la
concentración y presión de gas.
CAPÍTULO
21D
Perforación Neumática
Equipos
...los
cabezales de
perforación
rotatorios son
desviadores y
no
Preventores de
Reventones.
Los
compresores
usados para
la perforación
con aire
(polvo)
siempre
deberían tener
medidores de
orificio...
Las Figuras 6 y 7 muestran una
configuración típica del equipo de
superficie requerido para una operación
de perforación con aire. A continuación
se proporciona una breve descripción
de los equipos de aire/gas adicionales
que están disponibles para
proporcionar, mantener y monitorear el
caudal volumétrico de aire necesario
para los cuatro tipos de perforación con
aire.
la limpieza adecuada del pozo y que las
condiciones del fondo del pozo pueden
ser observadas (anillos de lodo y
socavamientos).
CABEZALES ROTATORIOS
Se requiere un cabezal de perforación
rotatorio para obturar el espacio anular
en la superficie y desviar el aire, los
recortes y el gas y los líquidos
producidos a través de la línea de
desalojo y lejos del equipo de
perforación. Debe recalcarse que los
cabezales de perforación rotatorios son
desviadores y no Preventores de
Reventones (BOPs). Estos cabezales
tienen empacaduras rotatorias de
caucho elastomérico que pueden
desgastarse y que deben ser
reemplazadas periódicamente; por lo
tanto será necesario cerrar los BOPs para
controlar el pozo durante el
mantenimiento del cabezal rotatorio.
COMPRESORES
Los compresores deben ser portátiles,
pero deben proporcionar volúmenes de
aire adecuados. Actualmente, los
compresores de gran capacidad más
comunes que se usan para la
perforación con aire (polvo) son los
compresores volumétricos de pistón o
las unidades multigraduales de tornillo
de cavidad progresiva rellena de aceite.
El rendimiento depende de la altitud o
de la presión, temperatura y humedad
ambientes. La capacidad declarada de
los compresores se mide en condiciones
estándar (presión ambiente al nivel del
mar y 60°F). Los compresores usados
para la perforación con aire (polvo)
siempre deberían tener medidores de
orificio para monitorear continuamente
la presión y el volumen de aire durante
la perforación. Esto asegura que se logre
GENERADORES DE NITRÓGENO
Se prefiere un gas inerte como el
nitrógeno al aire ambiente para evitar
incendios en el fondo del pozo y limitar
la corrosión. Aunque el nitrógeno
líquido sea usado ocasionalmente,
ahora se están usando separadores con
membrana de filtro molecular
desarrollados más recientemente, para
Compresores principales
Unidad de
niebla
Bomba de
jabón
Compresor
elevador
opcional
Hacia el tubo vertical
Unidad(es)
opcional(es)
de nitrógeno
Medidor de caudal de orificio
Figura 6: Configuración típica del equipo de perforación con aire.
Perforación Neumática
21D.8
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
21D
Perforación Neumática
proporcionar la generación continua de
nitrógeno en la locación. Estas unidades
de nitrógeno suponen mayores gastos y
requieren el suministro de una
capacidad adicional de aire para
producir el caudal de nitrógeno
necesario para la perforación.
BOMBA DE NIEBLA O AGENTE ESPUMANTE
Los martillos y
las barrenas
de impacto de
movimiento
alternativo de
alta
velocidad...
pueden reducir
los costos de
perforación
hasta en 80%.
Se usa una pequeña bomba medidora
de líquidos o una pequeña bomba
triplex de líquidos para inyectar agente
espumante o agua a fin de obtener una
niebla jabonosa. Esta bomba puede ser
ajustada de 1 a 10 gpm para la
perforación con niebla. Puede que sea
necesario mezclar y bombear otros
productos químicos tales como los
inhibidores de corrosión, con equipos
similares. Para la perforación con
espuma, la bomba debe tener una
mayor capacidad comprendida entre 25
y 100 gpm, según el tamaño del pozo y
el volumen de aire utilizado.
Luz testigo
Desempolvador
MARTILLOS Y BARRENAS NEUMÁTICOS
Los martillos neumáticos son martillos
neumáticos de percusión accionados
por la presión de aire. Estos martillos y
barrenas neumáticos ofrecen excelentes
velocidades de penetración en rocas
duras, y son especialmente ventajosos
porque permiten mantener la
integridad de los perfiles en las zonas
donde los pozos curvos son comunes.
Los recientes avances realizados en
revestimientos policristalinos con
micropartículas de diamantes han
permitido colocar un revestimiento
curvado de micropartículas de diamante
en los insertos de carburo de tungsteno
de las barrenas de percusión, lo cual
aumenta considerablemente la vida útil
de la barrena. Los martillos y las
barrenas de impacto de movimiento
alternativo de alta velocidad perforan
por impacto (triturando la roca), y
según el caso, pueden reducir los costos
de perforación hasta en 80%.
Captador de muestras
Línea de desalojo de recortes
Equipo de
perforación
Tanque
de
combustión
Cabezal rotatorio
Lodo
Línea de agua para el
desempolvador
Berma alta
Tubo vertical
Lodo
Tanques
Bombas
Tanques de reserva
Compresores de aire
Figura 7: Configuración típica del equipo de perforación para la perforación con aire.
Perforación Neumática
21D.9
N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01