capítulo 1

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA Y
ELÉCTRICA
“APLICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE
CONTROL EN PERFORACIÓN DE POZOS
PETROLEROS”
MONOGRAFÍA
Que para obtener el título de:
INGENIERO MECÁNICO ELÉCTRICISTA
PRESENTA:
YASSER GARCÍA HERNÁNDEZ
DIRECTOR:
ING. JORGE LUIS ARENAS DEL ANGEL
XALAPA, VER.
FEBRERO 2014
2
AGRADECIMIENTO
A Dios.
Por su bendición, por darme salud y enseñarme que con dedicación se logra
cualquier meta y sueño anhelado.
A mis Padres.
Por sus enseñanzas que paso a paso me han guiado, por brindarme su apoyo
sin condiciones y su gran cariño. Gracias queridos Padres.
A mis hermanos.
Por su amistad y apoyo incondicional. Es una gran dicha de la vida contar con
ustedes.
A mi Esposa.
Por tus palabras de amor que me han motivado a concluir con este trabajo. Tus
consejos tan valiosos y muestras de cariño. Por siempre estar a mi lado. Gracias.
3
INDICE
INTRODUCCIÓN. ............................................................................................................................. 8
ANTECEDENTES. .......................................................................................................................... 10
JUSTIFICACIÓN. ............................................................................................................................ 12
OBJETIVO ....................................................................................................................................... 13
OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ......................................................................................................... 13
CAPÍTULO 1
CONCEPTOS DE LOS FLUIDOS DE CONTROL EN PERFORACIÓN DE POZOS
PETROLEROS. ................................................................................................................................................. 14
1.1 REOLOGÍA. ................................................................................................................................................. 15
1.2 DEFORMACIÓN. ....................................................................................................................................... 15
1.2.1
Elasticidad. ............................................................................................................... 16
1.2.2
Flujo. .......................................................................................................................... 16
1.3 CORTE. ......................................................................................................................................................... 16
1.4 FLUIDO......................................................................................................................................................... 17
1.5 DESCRIPCIÓN DE LOS FLUIDOS. ..................................................................................................... 21
1.6 BROTES........................................................................................................................................................ 22
1.7 DESCONTROL. .......................................................................................................................................... 23
1.8 CONTROL DE POZOS. ............................................................................................................................ 24
1.9 PRESIÓN HIDROSTÁTICA. .................................................................................................................. 25
1.10 PRESIÓN DE FORMACIÓN. .............................................................................................................. 25
1.10.1
Formaciones con presión normal. ................................................................ 26
1.10.2
Formaciones con presión subnormal. ......................................................... 26
1.10.3
Formaciones con presión anormal. .............................................................. 26
1.11 PRESIÓN DE SOBRECARGA O PRESIÓN TOTAL DE FORMACIÓN. ............................... 27
1.12 PRESIÓN DE FRACTURA................................................................................................................... 27
1.13 PRUEBA DE GOTEO............................................................................................................................. 28
1.14 PRESIÓN DE FONDO EN EL POZO................................................................................................ 28
1.15 PRESIONES DE CIERRE, PCTP Y PCTR....................................................................................... 29
1.16 CAUSAS DE LOS BROTES. ................................................................................................................. 30
1.16.1
Suaveo del pozo al sacar la tubería. ............................................................. 30
1.16.2
Densidad insuficiente del lodo....................................................................... 31
4
1.16.3
Pérdidas de circulación. ................................................................................... 31
1.16.4
Contaminación del lodo con gas. ................................................................... 33
1.16.5
Llenado insuficiente durante los viajes. ...................................................... 33
1.17 INDICADORES DE LOS BROTES. ................................................................................................... 34
1.17.1
El pozo acepta menos lodo o desplaza en los viajes. ............................... 34
1.17.2
Flujo sin circulación .......................................................................................... 36
1.17.3
Aumento de volúmen en presas .................................................................... 36
1.17.4
Aumento en el gasto de salida ....................................................................... 36
CAPÍTULO 2 .................................................................................................................................... 37
PROPIEDADES Y CLASIFICACIÓN Y DE LOS FLUIDOS DE CONTROL EN
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS. ................................................................................ 37
2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ......................................................... 38
2.1.1
Fluidos base agua. .................................................................................................. 40
2.1.2
Fluidos base aceite................................................................................................. 43
2.1.3
Fluidos gaseosos..................................................................................................... 44
2.1.4
Fluidos de mezcla gas líquido............................................................................. 44
2.2 FUNCIONES DE LOS ADITIVOS. ....................................................................................................... 45
2.2.1
Aditivos para control de pH, Alcalinidad. ....................................................... 45
2.2.2
Bactericidas. ............................................................................................................ 45
2.2.3
Removedores de Calcio. ....................................................................................... 45
2.2.4
Inhibidores de corrosión. .................................................................................... 46
2.2.5
Desespumantes. ...................................................................................................... 46
2.2.6
Emulsificantes. ........................................................................................................ 46
2.2.7
Reductores de filtrado. ......................................................................................... 46
2.2.8
Floculante. ................................................................................................................ 46
2.2.9
Agentes espumantes. ............................................................................................ 47
2.2.10
Materiales para pérdidas. ................................................................................ 47
2.2.11
Agentes lubricantes. .......................................................................................... 47
2.2.12
Agentes liberadores de tubería. .................................................................... 47
2.2.13
Control de inhibidores de lutitas. ................................................................. 48
2.2.14
Agentes activos de superficie. ........................................................................ 48
5
2.3 PROPIEDADES FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. .................. 48
2.3.1
Propiedades físicas. ............................................................................................... 49
2.3.2
Propiedades químicas. ......................................................................................... 55
2.4 INTERPRETACIÓN DEL ANÁLISIS DEL FLUIDO DE CONTROL. ....................................... 57
CAPÍTULO 3 .................................................................................................................................... 58
IMPORTANCIA Y DESARROLLO DE LOS FLUIDOS DE CONTROL EN
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS. ................................................................................ 58
3.1 IMPORTANCIA DE LOS FLUIDOS DE CONTROL EN PERFORACIÓN. ............................. 59
3.2 NUEVAS TECNOLOGÍAS EN FLUIDOS DE PERFORACIÓN................................................... 59
3.2.1 Sistemas de fluido de perforación de propiedad exclusiva newpark
drilling fluids. .............................................................................................................................. 60
3.2.2
Sistema flexdrill™. .................................................................................................. 60
3.2.3
Sistema deepdrill®................................................................................................ 61
3.2.4
Nuevos fluidos de perforación desarrollados por el Intevep y PDVSA. 62
3.3 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE EMULSIÓN REVERSIBLE PARA UN MEJOR
DESEMPEÑO DEL POZO. ............................................................................................................................. 63
3.3.1
Deterioro del desempeño del pozo petrolero. .............................................. 64
3.3.2
Sistema de fluido de perforación de emulsión inversa: FazePro. ........... 65
3.3.3
AVANCES CON BASE AL ÉXITO.......................................................................... 67
3.4IMPORTANCIA DEL SISTEMA DE CIRCULACIÓN DEL FLUIDO DE CONTROL. .......... 68
3.4.1
Bomba de lodos. ..................................................................................................... 70
3.4.2
Etapas del flujo. ...................................................................................................... 71
3.5 IMPORTANCIA DE LA INGENIERÍA EN LOS FLUIDOS DE CONTROL PARA LA
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS............................................................................................ 73
3.6 CÁLCULOS HABITUALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ...................................... 74
3.6.1
Capacidad, volumen y desplazamiento ........................................................... 74
3.6.2
Cálculo de Volumen de los cilindros y tanques. ............................................ 75
3.7 CÁLCULOS FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. .......................... 78
3.7.1
Volumen y capacidad de TP y TR. ..................................................................... 79
3.7.2
Capacidad y volumen de espacio anular (EA). .............................................. 80
3.7.3
Volumen de desplazamiento. ............................................................................. 80
3.7.4
Gastos de la bomba. ............................................................................................... 81
3.7.5
Velocidad anular..................................................................................................... 81
6
3.7.6
Tiempos de circulación. ....................................................................................... 82
CAPÍTULO 4
APLICACIÓN Y RELEVANCIA DE LOS FLUIDOS DE CONTROL EN PERFORACIÓN
DE POZOS PETROLEROS. ............................................................................................................... 84
4.1 FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE CONTROL EN PERFORACIÓN DE POZOS
PETROLEROS.................................................................................................................................................... 85
4.1.1
Retirar los recortes del pozo. ............................................................................. 85
4.1.2
Controlar las presiones de la formación. ........................................................ 88
4.1.3
Suspender y descargar los recortes.................................................................. 89
4.1.4
Obturar las formaciones permeables............................................................... 90
4.1.5
Mantener la estabilidad del agujero. ................................................................ 91
4.1.6
Minimizar los daños al yacimiento. .................................................................. 92
4.1.7
Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación. ....... 94
4.1.8
Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena. ...... 95
4.1.9
Asegurar una evaluación adecuada de la formación. .................................. 96
4.1.10
Controlar la corrosión. ..................................................................................... 97
4.1.11
Facilitar la cementación y la completación. ............................................... 98
4.1.12
Minimizar el impacto al ambiente. ............................................................... 98
4.2 ANÁLISIS DE FUNCIONES VS PROPIEDADES DEL FLUIDO DE CONTROL. ................. 99
4.3SELECCIÓN DEL FLUIDO DE CONTROL EN PERFORACIÓN DE POZOS
PETROLEROS.................................................................................................................................................... 99
4.4 OPCIONES DE MANEJO DE DESECHOS PARA FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y
RECORTES........................................................................................................................................................101
4.5Peligros y características del H2S. .................................................................................................106
CONCLUSIÓN. ............................................................................................................................... 108
ANEXOS. ......................................................................................................................................... 113
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................................117
7
INTRODUCCIÓN.
El objetivo de una operación de perforación, terminación y mantenimiento es
perforar, evaluar y terminar un pozo que producirá petróleo y/o gas en forma
rentable, siempre enfatizando en la seguridad del personal y el cuidado del medio
ambiente. Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que
contribuyen al logro de dicho objetivo.
El ingeniero de fluidos se asegurará que las propiedades del lodo sean adecuadas
para el
ambiente de perforación
específico. También
puede recomendar
modificaciones en las prácticas de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la
perforación.
El fluido o lodo de perforación es un líquido que circula a través de la sarta de
perforación hasta la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular. Aún en la
actualidad un pozo de gas o aceite no se puede perforar sin este concepto básico de
fluido circulante. Es una parte clave del proceso de perforación, y el éxito de un
programa de perforación depende de su diseño. Un fluido de perforación para un área
articular se debe diseñar para cumplir con los requerimientos específicos.
En general los fluidos de perforación tendrán muchas propiedades que son
benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables. La
tecnología de fluidos de perforación se rige por 3 factores:

Desempeño.

Economía.

Asuntos ambientales.
A continuación se presenta información sobre el desarrollo en las tecnologías en
los fluidos utilizados en labores de perforación, terminación y reparación de pozos
petroleros. Así también características, clasificación, importancia y usos en el campo
petrolero.
8
En el capítulo uno se conceptualiza términos básicos e introductorios al tema de
los fluidos de control en perforación de pozos petroleros. En el capítulo dos se
clasifican los diferentes tipos de fluidos de control; en general fluidos base agua y base
aceite, se describen las propiedades físicas y químicas fundamentales así como su
relevancia. En el capítulo tres se incluye el desarrollo algunas tecnologías en los
fluidos de control, la importancia de los fluidos de control y la ingeniería para la
perforación de pozos petroleros. Por último en el capítulo cuatro se enfoca en la
aplicación y relevancia de los fluidos de control y se describen las diferentes funciones
que desempeñan los fluidos de control en la perforación de pozos petroleros.
9
ANTECEDENTES.
A lo largo del tiempo el ser humano ha adquirido conocimientos mediante la
experiencia de sus labores con el propósito de resolver problemas y en el área de la
tecnología de los fluidos y perforación no se excluye. Hace mucho tiempo, la gente
normalmente hacía perforaciones en busca de agua y no petróleo. Los primeros pozos
se perforaron para extraer agua y luego usarla para beber, lavar, regar y obtención de
salmueras que se utilizaban como una fuente de sal. Recién en el siglo XIX la
perforación en busca de petróleo se convirtió en una práctica generalizada, dado que
la industria aumentó la necesidad de productos derivados del petróleo.
Los registros más antiguos de perforaciones de pozos datan del siglo III a. c. y
tuvieron lugar en China. La técnica de perforación con herramienta operada por cable
consistía en dejar caer una pesada herramienta metálica y retirar la roca pulverizada
con un contenedor tubular. Los chinos relativamente avanzados en este arte, se les
atribuye en haber sido los pioneros en el uso intencional de fluidos en el proceso de
perforación. En este caso el fluido era agua, que suavizaba la roca y, por lo tanto
facilitaba la penetración y ayudaba a eliminar los fragmentos de roca pulverizada
conocidos como detritos. (Es importante extraer los detritos del pozo para que los
trépanos de perforación estén libres para seguir perforando).
En 1833, un ingeniero francés llamado Flauvile1 estaba observando la técnica de
perforación con herramienta operada por cable, cuando el aparado de perforación se
topó con agua. Entonces se dio cuenta de que el agua que brotaba era útil para sacar lo
detritos del pozo. El principio de utilizar fluidos en movimiento para sacar los detritos
del pozo tuvo su origen en ese momento. Flauvile ideó una instalación para bombear
el agua hacia el interior de un vástago de perforación y arrastrar los detritos al
regresar a la superficie a través del espacio existente entre el vástago de perforación y
la pared del pozo. Actualmente, este procedimiento sigue vigente.
La perforación rotaria ha reemplazado ampliamente a la perforación operada por
cable. Con esta técnica, los trépanos de perforación se encuentran en el extremo de
1 (2012, 01). “Fluidos de Perforación”. BuenasTareas.com. Extraído el 01, 2012, desde
http://www.buenastareas.com/ensayos/Fluidos-De-Perforacion/3389132.html
10
una tubería rotaria. El proceso es similar al que se lleva acabo con una perforadora
manual eléctrica o un taladro para perforar madera. Pero en vez de perforar unas
pocas pulgadas o centímetros en la madera, los pozos de petróleo modernos pueden
tener miles de metros de profundidad. Cuando se perfora madera, los restos se
extraen de agujero a través de las ranuras espiradas del eje. Esto funciona para un
agujero pequeño, pero no para un pozo profundo. En ese caso, los detritos se
transportan a la superficie junto con el lodo o fluido en circulación.
A medida que los pozos se vuelven más profundos, los fluidos de perforación
cobran mayor importancia; satisfacen distintas necesidades y resuelven una infinidad
de problemas que varían según el lugar.
11
JUSTIFICACIÓN.
Durante la perforación de un pozo petrolero se debe cumplir con un programa
operativo el cual realza la importancia de la seguridad del personal, calidad de la
operación y cuidado del ambiente, por consecuente, el impacto positivo en los costos
de la intervención. Para alcanzar los objetivos en las operaciones, la industria
petrolera involucra diversas disciplinas del conocimiento que trabajan en conjunto.
El fluido o lodo de control es una herramienta clave para el proceso de perforación
y el éxito de un programa de perforación depende de un buen diseño y elección de las
propiedades físicas y químicas del fluido a considerar para tomar las mejores
decisiones en campo. Es por ello la importancia de una adecuada aplicación de los
fluidos de control utilizados en la industria petrolera. Y tanto el diseño como las
características reológicas y de flujo de los fluidos de control deberán ser bien
definidas para un beneficio máximo de desempeño de la seguridad, protección
ambiental y costos.
Actualmente, el diseño y evolución de los fluidos de control para la perforación solo
se ha considerado en la industria de los pozos petroleros, buscando tener una fuente
confiable respecto al presente tema, se realiza una recopilación de información y
conocimientos propios sobre los fluidos de control y su aplicación en la perforación de
pozos petroleros. Indagando sea un instrumento de conocimiento e información para
personal del área y profesionales. Esto se pretende ya que en muchos casos al buscar
información especializada sobre fluidos de perforación en la mayoría de los casos se
encuentra en el idioma ingles además suele ser muy limitada y generalizada.
El estudio adecuado del presente tema, nos dará las herramientas confiables y
conocimientos del mismo para formarnos un criterio propio sobre la importancia y
comportamiento de los diferentes fluidos de control y sus características en un área
de vital importancia de la planeación de la perforación que es la ejecución del
programa (perforación). Enfatizando en que es la etapa de más atención y relevancia,
ya que es la que demanda mayor tiempo de ejecución y recursos económicos.
12
OBJETIVO GENERAL.
Conocer y analizar el comportamiento de los fluidos de control en su aplicación en
la perforación de pozos petroleros, su clasificación, importancia y características así
como análisis de los cálculos más usuales.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Analizar las propiedades y características de los fluidos de control
aplicables a la perforación, para tener un criterio propio en campo.

Conocer y diferenciar los tipos de lodos utilizados en la perforación de
pozos petroleros y sus conceptos.

Demostrar el origen de algunos factores matemáticos aplicados en las
fórmulas técnicas más usuales en campo.

Investigar el desarrollo e importancia de nuevas tecnologías de los
fluidos de control en perforación de pozos petroleros.
13
CAPÍTULO 1
CONCEPTOS DE LOS FLUIDOS DE CONTROL EN
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS.
14
INDUCCIÓN.
El flujo de fluidos o sistemas de fluidos, a través de conductos circulares y
espacios anulares, es uno de los aspectos comúnmente encontrados en el campo de la
ingeniería; especialmente en la perforación, terminación y reparación de pozos
petroleros. Por lo tanto, las características reológicas o de flujo de los fluidos deberán
de ser bien definidas, a fin de diseñar adecuadamente los requerimientos de potencia
necesaria para circularlos. Además, en el diseño de sistemas de fluidos y en el
comportamiento de flujo a diferentes condiciones; así como el efecto de diversos
contaminantes sobre los fluidos, es posible obtenerlos solamente a partir de un
estudio reológico o de las variaciones en sus propiedades reológicas.
1.1
REOLOGÍA.
Es la ciencia de la deformación y flujo de los materiales. Es la rama de la física
que trata sobre la mecánica de los cuerpos deformables. La mayoría de la teoría sobre
reología trata con casos idealizados, basados en ecuaciones diferenciales de primer
orden y sobre el concepto de que las constantes en esas ecuaciones no varían con los
cambios en las variables involucradas. Sin embargo, existen numerosas excepciones
de los conceptos ideales, las cuales han sido matemáticamente desarrolladas. Por
tanto estos sistemas reológicos, llamados "anómalos", parecen ser aún más comunes
que los sistemas ideales. Además, aun cuando la teoría sobre reología, tanto
cualitativa como cuantitativamente, trata con fenómenos reversibles, a menudo se
encuentra la irreversibilidad.
1.2 DEFORMACIÓN.
La deformación que sufren los materiales puede ser arbitrariamente dividida en dos
tipos generales:
Deformación espontáneamente reversible llamada elasticidad.
Deformación irreversible denominada flujo.
15
1.2.1 Elasticidad.
Esta deformación corresponde a una energía mecánicamente recuperable. Es decir,
el trabajo empleado en deformar un cuerpo perfectamente elástico, es recuperado
cuando el cuerpo es retornado a su forma original indeformada. Por lo que esta
deformación elástica es considerada como una función del esfuerzo.
1.2.2 Flujo.
La deformación llamada flujo corresponde a la conversión de la energía mecánica
en calor. El trabajo empleado en mantener el flujo es disipado en una forma de calor y
no es mecánicamente recuperable. En el flujo, la deformación es una función del corte.
Debido a la similitud que existe entre la resistencia viscosa al flujo y la fricción
entre dos superficies sólidas, la resistencia al flujo de un fluido es, algunas veces,
denominada "fricción interna". El término "viscoso" será utilizado como un término
genérico para describir el fenómeno de flujo y no se refiere a un coeficiente particular
de viscosidad. En términos generales, las ecuaciones que describen los efectos
viscosos y elásticos, en una forma combinada, son establecidos en base a tres términos
principales: Un término elástico que incluye la deformación, uno viscoso que incluye
el ritmo de la deformación y un tercer término de inercia, el cual incluye la
aceleración. Por lo tanto, desde el punto de vista de la reología, las propiedades
mecánicas de todos los materiales pueden ser totalmente descritas en términos de las
contribuciones elásticas, viscosas y de inercia.
1.3 CORTE.
El corte es un tipo de deformación muy importante. En donde el corte simple es un
caso especial de una deformación laminar y puede ser considerado como un proceso,
en el cual planos paralelos infinitamente delgados, se deslizan uno sobre otro; como
en un paquete de naipes. En el corte simple las láminas de fluido son planas, pero el
corte o deformación laminar puede ser encontrada en otras geometrías, como se
16
muestra en la Figura 1, en la cual se observa que los tipos de corte mostrados en b y c
son muy importantes en reología; pues éstos representan el tipo de flujo encontrado
en viscosímetros rotacionales y capilares respectivamente.
Figura 1. Deformación laminar.
1.4 FLUIDO.
Un fluido puede ser definido simplemente como una substancia la cual tiende a fluir
bajo la acción de un esfuerzo, no importando la consistencia de éste. En un fluido, los
esfuerzos entre las partículas adyacentes son proporcionales al ritmo de deformación
y tienden a desaparecer cuando cesa el movimiento. Un fluido ideal (fluido viscoso) no
puede soportar deformaciones por largos períodos de tiempo, debido a que éstos son
aliviados por el flujo. Por supuesto, algunos fluidos pueden exhibir una deformación
elástica por períodos de tiempo considerables (períodos infinitamente cortos con
respecto al tiempo necesario para obtener un flujo apreciable). Por lo tanto, un
material determinado puede ser considerado como un cuerpo elástico ideal para
17
períodos de tiempo relativamente cortos y como un fluido viscoso ideal para períodos
de tiempo relativamente largos.
Fluido es una sustancia capaz de fluir y que se deforma continuamente al ser
sometido a una fuerza externa, adaptándose a la forma del recipiente que lo contenga.
Los fluidos pueden dividirse en líquidos y gases, existiendo entre ellos únicamente dos
diferencias esenciales:
 Los líquidos ocupan un volumen definido y tienen superficies libres, no así
los gases que se expansionan hasta ocupar todas las partes del recipiente
que los contenga.
 Los líquidos son prácticamente incomprensibles y los gases comprensibles.
Los fluidos durante las labores de perforación de un pozo, son denominados como
fluidos de perforación, este término está restringido a los fluidos que son circulados a
través del espacio anular y cumplen con los requisitos mínimos de eficiencia de
limpieza y seguridad durante la perforación de un pozo.
El término “Fluido de perforación” incluye gas, aire, petróleo, agua, suspensión
coloidal a base agua y arcilla. Los fluidos usados en la perforación rotaria que
inicialmente fueron tomados como medio para transportar los recortes de las rocas a
la superficie, son considerados ahora como uno de los factores más importantes para
evitar fallas en las operaciones de perforación. Además de su cualidad de transportar
recortes a la superficie, los fluidos de perforación deben cumplir con otras funciones
de igual importancia y directamente relacionadas con la eficiencia, economía y total
computación de la operación de perforación por esta razón la composición de los
fluidos de perforación y sus propiedades resultantes están sujetas a muchos estudios
y análisis.
Atendiendo a las necesidades, los fluidos de perforación deben poseer la capacidad
de tener propiedades físicas y químicas que le permitan adaptarse a una gran
variedad de condiciones, para satisfacer las funciones más complejas, por ello se ha
requerido que la composición de los fluidos sea más variada y que sus propiedades
estén sujetas a mayor control. Esto ha traído como consecuencia el incremento del
costo de los fluidos de perforación.
18
Independientemente de la geometría del cuerpo y de la deformación, un fluido
siempre fluirá en una forma de corte laminar. Se emplea el término "mezclas
complejas" para referirse a todos los fluidos de una fase que son No-Newtonianos en
su comportamiento; así como a todas las mezclas multifásicas (fluido-fluido, sólidofluido), las cuales son capaces de fluir a través de un conducto. Esta clasificación se
muestra en la Tabla I.
El término mezclas complejas es solamente una conveniencia y se refiere a un
fluido o sistema de fluidos, para los cuales la mecánica de fluidos convencional
(newtonianos - una fase) no se aplica.
19
MEZCLAS DE UNA FASE.
Los fluidos de una fase son verdaderamente homogéneos y aun cuando su
comportamiento de flujo no siempre es simple, este comportamiento no es
complicado por la variación en la concentración de las fases.
MEZCLAS MULTIFÁSICAS.
Estas mezclas pueden ser descritas de acuerdo con las condiciones reales de flujo y
la distribución de cada una de las fases; así, es posible definir:
Dispersión fina.
Pequeñas burbujas de gas, gotas de líquidos inmiscibles o partículas sólidas más o
menos uniformemente dispersas en una fase líquida continua; o bien, partículas
sólidas o gotas de líquidos más o menos uniformemente distribuidas en una fase
gaseosa continúa.
Dispersión gruesa.
Burbujas de gas, gotas de líquido inmiscible o partículas sólidas grandes y
dispersas en una fase continua líquida; o grandes gotas de líquido o partículas sólidas
dispersas en una fase continúa de gas.
Macro-mezclas.
Mezcla altamente turbulenta de gas y líquido o de líquidos inmiscibles bajo
condiciones de flujo en donde ninguna de las fases es continua.
Estratificado.
Mezcla de gas-líquido o dos líquidos inmiscibles, bajo condiciones de flujo donde
ambas fases son continúas.
FLUIDO SEUDOHOMOGÉNEO.
Ya sea que una dispersión fluido-fluido o fluido-sólido se comporte como un fluido
homogéneo o no, dependerá del grado de turbulencia del flujo o de la velocidad de
separación de las fases, la cual a su vez depende del tamaño, forma, densidad y
concentración de las partículas, así como de la densidad y viscosidad del fluido. Los
fluidos de una fase y las mezclas multifásicas que son "estables" en ausencia de
turbulencia, serán referidas únicamente como fluidos.
20
1.5 DESCRIPCIÓN DE LOS FLUIDOS.
Los fluidos pueden ser clasificados de acuerdo con su comportamiento bajo la
acción de un esfuerzo cortante y a la velocidad de corte inducida por dicho esfuerzo
resultante en un flujo laminar y unidireccional, a temperatura constante. Considere un
sistema de dos placas paralelas separadas por un fluido, como el mostrado en la
Figura 2. Las placas son infinitamente grandes con respecto a la separación entre ellas.
Suponga que la placa superior se está moviendo con una velocidad (
tanto que la placa inferior lo hace a una velocidad (
), en
). Así, la velocidad de flujo
adyacente a las placas es la misma que la velocidad de éstas. Por lo tanto, el fluido está
sujeto a una deformación (
tanto que la fuerza cortante
⁄
) la cual es un gradiente de velocidad de corte
por área unitaria
. En
, impuesta sobre el fluido y
tendiente a causar el movimiento del mismo, es denominada esfuerzo cortante
.
Figura 2. Respuesta de un fluido a la acción de un esfuerzo.
21
Así, para todos los fluidos existe una relación entre el esfuerzo cortante impuesto y la
velocidad de corte resultante. Por consiguiente, esta relación es diferente para todos
los fluidos y puede ser distinta para el mismo fluido, bajo condiciones diferentes de
presión y temperatura.
Esta relación funcional entre el esfuerzo y la velocidad de corte es conocida como
la ecuación reológica o constitutiva del fluido. Sin embargo, en el caso general, esta
relación no es tan simple, ya que depende de otros factores tales como interacciones
químicas, cambios de orientación y alineamiento de las partículas o moléculas,
concentración de las fases, etcétera. De esta manera, basados en la forma de las
ecuaciones reológicas o en sus reogramas (representación gráfica de la ecuación
reológica), los fluidos se clasifican en varios tipos. Así, los fluidos se clasifican
principalmente en dos grandes grupos: fluidos puramente viscosos y fluidos que
exhiben propiedades viscosas y elásticas, denominados fluidos viscoelásticos.
1.6 BROTES.
En los pozos petroleros, durante las etapas de perforación, terminación y
mantenimiento de los mismos, existe la probabilidad de que se origine un brote. Esto
se debe al desbalance entre la presión de formación y presión hidrostática del fluido
de control. Un ejemplo se muestra en la Figura 3.
Figura 3. Brote de la formación al pozo.
Fuente:
Petróleos Mexicanos, Brote de la formación al pozo, ca, México, Conceptos generales del control de pozos.
22
Si los brotes son detectados a tiempo, aplicando las medidas inmediatas y correctas
para manejarlo en superficie no causa daños industriales, ecológicos o al personal.
Pero en caso contrario, se incrementan los tiempos y costos de la intervención.
Si el brote no se detecta tiempo, y no se aplican las medidas correctas en superficie
para manejarlo o no se tiene integridad en los sistemas superficiales de control; este
puede manifestarse de forma violeta en superficie, con todo el potencial contenido en
la formación productora y sin poder manejar los fluidos a voluntad. En la industria
petrolera, a esta condición se le conoce como “descontrol de pozo”.
1.7 DESCONTROL.
Se llama descontrol al brote de fluidos que no puede manejarse a voluntad dado un
problema en las conexiones superficiales de control o debido a una respuesta tardía o
alguna técnica mal empleada. Véase Figura 4 y 5.
Figura 4. Descontrol de pozo.
Fuente:
Petróleos Mexicanos, Descontrol de pozo, ca, México, Conceptos generales del control de pozos.
En algunos de los casos un descontrol puede alcanzar la magnitud de siniestro,
causando la pérdida total del equipo, del pozo, daños severos al personal, al entorno
social y ecológico.
23
Figura 5. Siniestro de un descontrol de pozos en plataforma.
Fuente:
Petróleos Mexicanos, Siniestro de un descontrol de pozos en plataforma, ca, México, Conceptos generales del
control de pozos.
Si bien, la ocurrencia de los brotes confirma la presencia de hidrocarburos, es
sumamente importante que durante la intervención en un pozo, cualquiera que sea su
objetivo, se eviten estos eventos mediante la aplicación de sistemas adecuados de:

Fluidos de perforación.

Conexiones superficiales de control.

Equipos superficiales de medición de parámetros.

Prácticas operativas.

Personal debidamente capacitado y entrenado.
1.8 CONTROL DE POZOS.
En el control de pozos, el análisis de los principios básicos permite la solución tanto
de problemas sencillos como complejos.
La definición de control de pozos es, mantener la presión de formación debajo de la
presión ejercida por el gradiente hidrostático generado por un fluido de control.
24
1.9 PRESIÓN HIDROSTÁTICA.
Es la presión ejercida por una columna de fluido, debido a su densidad y altura
vertical. Siendo su fórmula en el sistema métrico decimal:
(
)
Dónde:
P= Presión, (kg/cm2)
= Densidad, (gr/cm3)
h= Profundidad, (m)
1.10 PRESIÓN DE FORMACIÓN.
El agua, el gas y el petróleo que se encuentran en el subsuelo están bajo gran
presión por lo tanto se podría definir la presión de formación como la presión ejercida
por los fluido o gases contenidos en los espacios porosos de las rocas. También es
comúnmente llamada presión de poros o presión del yacimiento.
Las presiones de formación se clasifican en (véa la Figura 6):
a) Normales.
b) Subnormales.
c) Anormales.
Figura 6. Clasificación de las presiones de formación.
Fuente:
Petróleos Mexicanos, Clasificación de las presiones de formación, ca, México, Conceptos generales del control de
pozos.
25
1.10.1 Formaciones con presión normal.
Son aquellas que se pueden controlar con densidades del agua salada. Se dice que
una presión de poros es “normal” cuando es causada solamente por la columna
hidrostática del agua connata contenida en los poros de la formación y existe
comunicación con la superficie. Las densidades del fluido requerido para controlar
estas presiones es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0.108 [(kg/cm 2) / m].
Para conocer la “normalidad” o “anormalidad” de las presiones en cierta área, se
deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región,
conforme el contenido de sales disueltas.
1.10.2 Formaciones con presión subnormal.
Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua
dulce, equivalente a un gradiente menor de 0.100 [(kg / cm 2) /m].
Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones, es
considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del
yacimiento, causando su depresionamiento.
1.10.3 Formaciones con presión anormal.
Son aquellas en que la presión de formación es mayor a la que se considera como
presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones
equivalen a gradientes hasta 0.224 [(kg / cm 2) / m].
Estas presiones se generan usualmente por:
a) La compresión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los
estratos superiores, debido a la baja compactación.
b) La comprensión que sufren los fluidos de la formación debido a la
compresibilidad de la roca, esto se presenta después de la zona de
transición.
26
Las zonas de presión de formación anormales se originaron durante el proceso de
degradación y compactación, formándose una barrera impermeable que impidió la
liberación del agua de la formación por debajo de esta barrara. Esta barrera
impermeable se formó debido a que el proceso de sedimentación y compactación
ocurrió a un ritmo más rápido que el movimiento ascendente del agua.
Consecuentemente, la porosidad de la formación debajo de esta barrera impermeable
difiere de la tendencia normal.
1.11 PRESIÓN DE SOBRECARGA O PRESIÓN TOTAL DE FORMACIÓN.
Es el peso de los materiales que ejerce en un punto determinado en la profundidad
de la tierra.
La fórmula para conocer la presión de sobrecarga; σSC, es:
(
)
En donde los valores empleados son el promedio de la densidad del agua contenida
en los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales.
Esta presión se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen. Es
conveniente su determinación, ya que con frecuencia ocurren variaciones
considerables.
Las rocas dentro del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 [gr / cm3]
1.12 PRESIÓN DE FRACTURA.
Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando
pérdida de lodo hacia la misma, esta puede ser parcial o total.
Aunque los términos presión de fractura y gradientes no son técnicamente iguales,
a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como
27
un gradiente en [(kg / cm2) / m], [psi / pie] ó en [kg / cm2], [psi]. Los gradientes de
fractura usualmente se incrementan con la profundidad.
El método utilizado en campo para determinar el gradiente de fractura, se
denomina “Prueba de Goteo”.
1.13 PRUEBA DE GOTEO.
Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba
denominada “de goteo”, con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el
gradiente de fractura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el
pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo máxima a usarse y el asentamiento de
las subsecuentes tuberías de revestimiento.
La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la
formación inicia a admitir fluido de control sin provocar fracturamiento de la
formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna hidrostática
del fluido empleado más la presión del manómetro al represionar.
La presión a manejar en la superficie dependerá del valor de la columna
hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se
requerirá en la superficie.
La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a
control de pozos. Si ésta se rebasa cuando ocurre un brote puede ocurrir un reventón
subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie por fuera de la TR.
1.14 PRESIÓN DE FONDO EN EL POZO.
Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero y
la mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación. Sin
embargo, la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa
sobre las paredes del agujero. Esta presión a condiciones dinámicas pocas veces
excede los 14 [kg/cm2]. Pero estas presiones adicionales se originan por la
28
contrapresión del lodo del espacio anular por efectos de gravedad o por el
movimiento de tubería causado por suaveo.
1.15 PRESIONES DE CIERRE, PCTP Y PCTR.
Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportado seguirá fluyendo hasta que las
presiones hidrostáticas y de formación se equilibren y estabilicen, lo cual puede llevar
algunos minutos, dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la
roca. Una vez estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la
diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación.
En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en la Tubería de Revestimiento
(PCTR) será más alta que a Presión de Cierre en la Tubería de Perforación (PCTP).
Esto se debe a que los fluido de formación con mayor facilidad fluyen al espacio
anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre
comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el
valor de PCTP como el más confiable para calcular la densidad de control. Sin
embargo, debe señalarse que existen situaciones ocasionales, donde la presión de
cierre de la TP no es muy confiable. Tal caso ocurre cuando se presentó un brote al
estar perforando y no fue detectado oportunamente.
La descompensación de columnas puede ser tan grande que l cerrar el pozo, la
columna de la TP esté parcialmente vacía y no haya presión (PCTP=0).
Posteriormente, al ser rellenada la TP (con el fluido invasor) se tendrá una represión
(PCTP distinta de cero) que al calcular la densidad de control dará un valor erróneo.
Como se observa, este control estará destinado, desde sus inicios, a generar
problemas adicionales.
Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia es desplazado fuera
del pozo, si el brote no es detectado ni corregido a tiempo, el problema se puede
complicar hasta llegar a producir un reventón.
En la detección oportuna del brote, se puede tener hasta un 98% de probabilidad
de controlarlo.
29
1.16 CAUSAS DE LOS BROTES.
Durante las operaciones de perforación, se conserva una presión hidrostática
ligeramente mayor a la de formación. De esta forma se previene el riesgo de que
ocurra un brote. Sin embargo, en ocasiones, la presión de formación excederá la
hidrostática y ocurra un brote, esto se puede originar por diversas causas.

Suaveo del pozo al sacar tubería.

Densidad insuficiente del lodo.

Pérdidas de circulación.

Contaminación del lodo con gas.

Llenado insuficiente durante los viajes.
1.16.1 Suaveo del pozo al sacar la tubería.
El efecto de suaveo o sondeo se refiere a la acción que ejerce la sarta de perforación
dentro del pozo, cuando se mueve hacia arriba a una velocidad mayor que la del lodo.
Esto origina que el efecto sea mucho mayor. Si esta reducción de presión es lo
suficientemente grande como para disminuir la presión hidrostática efectiva a un
valor por debajo del de la formación, dará origen a un desequilibrio que causará un
brote. Observe la Figura 7.
Figura 7. Efecto de suaveo en la tubería.
Fuente:
PEMEX, Efecto de sondeo, ca, México, Well Cap; conceptos y cálculos de presión.
30
1.16.2 Densidad insuficiente del lodo.
Esta es una de las causas más predominantes que origina los brotes. En la
actualidad ha enfatizado en perforar con densidades de lodos mínimas necesarias de
control de presión de formación, con el objetivo de optimizar las velocidades de
perforación. Pero se deberá tener un especial cuidado cuando se perforen zonas
permeables ya que, los fluidos pueden dar alcance al pozo y producir un brote.
Los brotes causados por densidades insuficientes de lodo pudieran ser fáciles de
controlar con solo incrementar la densidad del lodo de perforación, pero a
continuación se mencionan las razones por las cuales no es lo más adecuado.

Se puede exceder el gradiente de fractura.

Se incrementa el riesgo de pegaduras por presión diferencial.

Se reduce significativamente la velocidad de penetración.
Las variables que influyen en el efecto de suaveo son:

Velocidad de extracción de la tubería.

Reología del lodo.

Geometría del pozo.

Estabilizadores de la sarta.
1.16.3 Pérdidas de circulación.
Son uno de los problemas más comunes durante la perforación. Si la pérdida de
circulación se presenta durante el proceso de perforación, se corre el riesgo de tener
un brote y este se incrementa al estar en zonas de alta presión o en el yacimiento, en
pozos delimitados y exploratorios. Al perder la columna de lodo, la presión
hidrostática disminuye al punto de permitir la entrada de fluidos de la formación al
pozo, ocasionando un brote. Véase Figura 8.
31
La pérdida de circulación es la reducción o ausencia total de flujo de fluido por el
espacio anular comprendido entre la formación y la tubería de revestimiento, o entre
la tubería de revestimiento y la tubería de producción, cuando se bombea fluido en
sentido descendente por las columnas de perforación o la tubería de revestimiento.
La pérdida de circulación de fluido constituye un problema conocido durante las
operaciones de perforación efectuadas en yacimientos de alta permeabilidad, en zonas
agotadas, y en formaciones débiles o naturales fracturadas. La circulación puede
deteriorarse incluso cuando las densidades de los fluidos se mantengan dentro de los
márgenes de seguridad habituales; gradiente menor que el gradiente de
fracturamiento de la formación.
ARENA CONSOLIDADA Y
FORMACIÓN DE ALTA
PERMEABILIDAD.
FRACTURAS POR EXCESO
DE PRESIÓN.
ZONA CAVERNOZA O
FISURAS EN CARBONATOS.
ARENA SIN CONSOLIDAR.
FRACTURAS INDUCIDAS
POR EXCESO DE PRESIÓN.
FRACTURAS NATURALES,
FALLAS Y ZONAS DE
TRANSICIÓN EN CARBONATOS
O LUTITAS DURAS.
Figura 8. Zonas potenciales donde pueden ocurrir pérdidas de circulación.
Fuente:
Petroleos Mexicanos, Zonas potenciales donde pueden ocurrir pérdidas de circulación, ca, México, Conceptos
generales del control de pozos.
32
Durante la pérdida de circulación total, no sale ningún fluido del espacio anular. En
este caso extremadamente severo, el pozo quizá no retenga una columna de fluido
aunque se detengan las bombas de circulación.
Si el pozo no permanece lleno de fluido, la altura vertical de la columna de fluido se
reduce y la presión ejercida sobre la formación expuesta disminuye. En consecuencia,
otra zona puede fluir dentro del pozo mientras la zona de pérdida primaria está
admitiendo fluido. En casos extremos, puede producirse la pérdida del control del
pozo, con consecuencias catastróficas.
1.16.4 Contaminación del lodo con gas.
Los influjos también se pueden originar por la reducción en la densidad del lodo en
la presencia del gas de la roca cortada con la barrena. Al perforar demasiado rápido, el
gas contenido en los recortes, se libera ocasionando la reducción en la densidad del
lodo. Eso reduce la presión hidrostática en el pozo, permitiendo que una cantidad
considerable de gas entre al pozo.
El gas se detecta en la superficie bajo la forma de lodo “cortado” y una pequeña
cantidad de gas en el fondo representa un gran volumen en la superficie. Los brotes
que ocurren por esta causa terminan transformándose en un descontrol por lo que al
detectar este brote se recomienda.

Reducir el ritmo de penetración.

Aumentar el gasto de circulación.

Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo.
1.16.5 Llenado insuficiente durante los viajes.
A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel del lodo disminuye por el
volumen que desplaza el acero en el interior del pozo. Conforme se extrae la tubería y
el pozo no se llena con lodo, el nivel del mismo decrece y por consecuencia también la
presión hidrostática. Esto se torna crítico cuando se saca herramienta de mayor
33
desplazamiento como lo son: los lastrabarrenas y la tubería pesada de perforación
(Drill collar).
De acuerdo con las normas API-16D y API-RP59, al estar sacando la tubería, debe
llenarse el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de columna de
lodo cause una disminución de 5 kg/cm 2, en términos prácticos cada cinco lingadas de
la tubería de perforación.
1.17 INDICADORES DE LOS BROTES.
Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo. Los
indicadores definidos de que el lodo está fluyendo fuera del pozo son:

El pozo acepta menos lodo o desplaza más en los viajes.

Flujo sin circulación.

Aumento de volumen en presas.

Aumento en el gasto de salida.
1.17.1 El pozo acepta menos lodo o desplaza en los viajes.
Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más dificil
detectar un brote. En cualquiera de los casos, para poder detectar un brote en sus
inicios, es necesario llevar un control de la cantidadde tubería introducida o sacada
del pozo y el correspondiente volumen de lodo desplazado o requerido para su
llenado correspondiente.
Al meter tubería dentro del pozo, se desplaza lodo hacia fuera. El volumen de lodo
desplazado deberá ser igual al volumen de acero de la tubería introducida. Si el
volumen desplazado es mayor que el volumen de acero, entonces fluidos de la
formación estarán entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera, es decir estará
ocurriendo un brote. Si el volumen del lodo desplazado es menor que el volumen de
acero de la tubería introducida, entonces se tendrá pérdida de circulación. En caso de
que esté sacando tubería del pozo, se debe añadir lodo para que vaya ocupando el
espacio previamente ocupado por la tubería que ya se sacó. Ahora bien si la cantidad
34
de lodo necesaria para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero extraído,
entonces se tendrá una pérdida de lodo.
La extracción de tubería es una operación más crítica que su introducción, debido a
los efectos de suaveo y de llenado del pozo. En otras palabras, tanto el efecto de
suaveo como el llenado ocasional del pozo, reduce la presión en el fondo y esto puede
originar que ocurra un brote. El método que se prefiere para su cálculo es a partir de
las tablas de desplazamiento, para el tamaño y peso de la tubería en particular que se
va a sacar o meter.
El volumen real requerido para llenar al pozo puede medirse mediante:
1) Tanque de viajes.
2) Medidor de gasto.
3) El cambio de nivel de las presas.
4) El contador de emboladas.
Cuando se mete tubería, el tanque de viajes deberá utilizarse, para medir el
volumen de lodo desplazado del pozo, dependiendo de la forma en que estén hechas
las conexiones. Es aconsejable que el tanque de viajes esté dispuesto de tal manera
que se pueda utilizar para medir el volumen de lodo llenado o desplazado del pozo.
Pueden instalarse medidores de gastos de tal manera que midan el volumen
bombeado dentro del pozo o el volumen de lodo desplazado. El nivel de las presas de
lodos debe ser sensible a los cambios en el volumen de lodo, sin embargo debe
recalcarse que se necesita un volumen grande de lodo para que el cambio pueda ser
notorio, especialmente en presas con un área bastante grande. El determinar el
volumen de lodo contando el número de emboladas puede hacerse solamente cuando
se está llenando el pozo. No puede utilizarse cuando se está metiendo tubería y ésta
desplaza lodo del pozo, puesto que este lodo no pasa a través de la bomba.
35
1.17.2 Flujo sin circulación
La indicación más definida de un brote, es un pozo fluyendo teniendo las bombas
paradas. Si el indicador así se manifiesta, es seguro que un brote está en camino;
atender un pozo de esta manera se le conoce como “observar el pozo”. Las bombas de
lodo son detenidas y el espacio anular es observado para determinar si el pozo fluye.
Cuando se observa el pozo, la práctica normal consiste en subir la sarta de perforación
de manera que la flecha se encuentra arriba de la mesa rotaria. Antes de poder
observar si existe flujo, debe llenarse con lodo el espacio anular, en caso de que no
esté lleno.
1.17.3 Aumento de volúmen en presas
Suponiendo que no se añada fluido ni a los tanques ni a las presas de lodo, una
ganancia en el volumen de calquiera de estos, al estar perforando, es un signo seguro
de que se tiene un brote. Existe equipo de medición de volumen que debe tenerse en
las presas y los tanques de lodo y que hace sonar una alarma indicadora si el nivel de
lodo aumenta o disminuye una cantidad prefijada. También hay disponible, accesorios
que mantienen un registro constante del volumen en presas. A estos se les conoce
como totalizadores de volumen en presas y los hay en diferentes marcas y modelos.
1.17.4 Aumento en el gasto de salida
Un aumento en el gasto normal de salida es también una indicación de que está
ocurriendo un brote, que a su vez está empujando lodo adicional fuera del pozo. Esta
situación puede ser detectada observando el flujo del lodo a través de la temblorina y
cualquier cambio fuera de lo normal; existen equipos medidres de gastos, que pueden
detectar esas variaciones en forma automática.
36
CAPÍTULO 2
2
PROPIEDADES Y CLASIFICACIÓN Y DE LOS
FLUIDOS DE CONTROL EN PERFORACIÓN DE
POZOS PETROLEROS.
37
2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
En las operaciones de perforación, se usan muchos tipos diferentes de sistemas de
fluido de perforación base agua (lodos). Los sistemas básicos de fluido de perforación
son generalmente convertidos en sistemas más complejos a medida que la
profundidad y la temperatura y/o presión del pozo aumentan. Típicamente se usan
varios tipos de sistemas de fluido de perforación en cada pozo. Varios factores claves
afectan la selección del sistema o de los sistemas de fluido de perforación para un
pozo específico. El fluido de perforación más rentable para un pozo o intervalo
debería estar basado en los siguientes criterios:
Aplicación.
• Intervalo superficial.
• Intervalo intermedio.
• Intervalo productivo.
• Método de completación.
• Tipo de producción.
Geología.
• Tipo de lutita.
• Tipo de arena.
• Permeabilidad.
• Otros tipos de formación.
Agua de preparación.
• Tipo de agua.
• Concentración de cloruro.
• Concentración de dureza.
Problemas potenciales.
• Problemas relacionados con la lutita.
• Embolamiento de la Barrena.
• Tubería pegada.
• Pérdida de circulación.
• Arenas agotadas.
• Capacidades de mezcla.
• Bombas de lodo.
• Equipo de control de sólidos.
Contaminación.
• Sólidos.
• Cemento.
• Sal.
• Anhidrita/yeso.
• Gases ácidos (CO2, H2S).
Datos de perforación.
• Profundidad de agua.
• Tamaño del pozo.
• Ángulo del pozo.
• Torque/arrastre.
• Velocidad de perforación.
• Peso del lodo.
• Temperatura máxima.
Plataforma/equipo de perforación
• Locación remota.
• Capacidad limitada en la superficie.
38
En cada etapa de la perforación del pozo, la selección del lodo que se utilizará, tiene
como antecedente el pronóstico de las condiciones que se encontrarán antes, como
durante la perforación de las formaciones que serán atravesadas; las zonas previstas
con geopresiones; los problemas de estabilidad de las paredes del agujero; los costos
que serán erogados por este concepto y los cuidados al medio ambiente.
En la Tabla 2 se muestra la clasificación de los fluidos de control y a continuación se
describe su clasificación general, sin que se pretenda alterar la importancia de cada
uno en función de cuánto y en dónde vaya a ser utilizada.
-FLUIDOS PARA INICIAR A PERFORAR.
-FLUIDOS BENTONÍTICOS.
-FLUIDOS CON DISPERSANTES.
FLUIDOS
BASE AGUA.
-FLUIDOS CON LIGNITOS Y
LIGNOSULFONATOS.
-FLUIDOS CÁLCICOS.
-FLUIDOS POLIMÉRICOS.
-FLUIDOS SALADOS.
LÍQUIDOS.
FLUIDOS
BASE ACEITE.
-FLUIDOS BASE ACEITE VERDADERA.
-FLUIDOS DE EMULSIÓN INVERSA.
FLUIDOS DE
PERFORACIÓN.
FLUIDOS A BASE DE AIRE SECO.
GASES.
FLUIDOS A BASE DE GAS.
FLUIDOS DE NIEBLA.
MEZCLAS GAS
LÍQUIDO.
FLUIDOS ESPUMOSOS.
FLUIDOS AEREADOS.
Tabla 2: Clasificación de los fluidos de perforación.
39
2.1.1 Fluidos base agua.
2.1.1.1.1 Fluidos para iniciar a perforar.
Los fluidos para iniciar a perforar se utilizan en la perforación del tubo conductor del
pozo. Generalmente consisten de una mezcla sencilla de agua y bentonita o atapulgita,
a fin de proporcionar viscosidad al fluido y ayudar en el levantamiento y sustentación
de recortes perforados. Estos fluidos generalmente se desechan luego de perforar la
longitud del conductor. Por esta razón debe hacerse hincapié en que no deben ser
contaminantes.
2.1.1.2 Fluidos bentoníticos.
Los fluidos bentoníticos, de los más populares, es una mezcla de agua y bentonita. Son
los más sencillos, después de los fluidos para iniciar. De hecho, pueden ser los mismos.
Estos fluidos son excelentes para perforar zonas en las que no se tengan pronósticos
de problemas, en las que la tendencia de las presiones de formación sea normal.
Este tipo de fluidos tiene como característica principal alto poder de arrastre y
suspensión a bajo costo, de fácil preparación y buen control de filtrado.
2.1.1.3 Fluidos con dispersantes.
Los fluidos tratados con dispersantes se utilizan para reducir la viscosidad de los
fluidos bentoníticos que han sido contaminados con sólidos de la formación o con
cemento. Los sólidos de la formación pueden ser, en este caso, en su mayoría arcillas
hidratables que aumentan la viscosidad del fluido original. También se utilizan en la
molienda de cemento. Los dispersantes más utilizados son los fosfatos. No controlan
el filtrado y son inestables a más de 65 ºC. Aun así, los fosfatos son los dispersantes
más económicos y sólo se requieren en pequeñas cantidades. Se pueden utilizar en la
parte superior del pozo, siempre y cuando no haya gradientes anormales de
temperatura. Sin embargo, para pozos más profundos y por supuesto con mayor
temperatura de fondo, se puede utilizar un fluido gelatinoso químico, el cual es una
mezcla de bentonita y lignosulfonato.
40
2.1.1.4 Fluidos con lignitos y lignosulfonatos.
Los fluidos con lignito y lignosulfonato se utilizan en pozos en los que el contenido
de sólidos aumenta. Esto es una doble ventaja. Por un lado, el uso de estas sustancias
en los fluidos ayudan a mantener las propiedades reológicas (punto de cedencia y
gelatinosidad) aún con alto contenido de sólidos perforados. Esto se aprovecha para
mejorar o aumentar las velocidades de penetración en las etapas que así lo ameritan,
como por ejemplo ciertas zonas de lutitas arcillosas. La segunda ventaja importante es
que dado que controlan la reología con alto contenido de sólidos, es utilizada para
incrementar la densidad del fluido. Por otro lado, los fluidos con lignosulfonatos son
resistentes a la contaminación con calcio o con cloruros. Esto los hace ideales para
perforar zonas de carbonatos o con flujos de agua salada, hasta cierto límite. También
resisten la contaminación con cemento en pequeña escala.
Otra característica importante de los fluidos con lignosulfonatos es que resisten
mayor temperatura, del orden de los 200 ºC.
2.1.1.5 Fluidos cálcicos.
Los fluidos cálcicos están saturados con cloruro de calcio (CaCl 2) o sulfato de calcio
(CaSO4). Se utilizan para perforar zonas de anhidrita (sulfatos), zonas de flujos de
agua salada (cloruros) o zonas de lutitas deleznables, sean estas arcillas sódicas, como
la bentonita, o cálcicas. En un fluido cálcico, las arcillas sódicas se convierten en
arcillas cálcicas mediante la adición de cloruro de calcio o de sulfato de calcio. Los
fluidos cálcicos preparados con cloruro de calcio se preparan mediante la adición de
hidróxido de amonio, adelgazantes orgánicos y cal hidratada a un fluido bentonítico.
Estos fluidos resisten contaminaciones de sal de hasta 50,000 ppm, equivalentes a
unos 30,000 ppm de cloruros. Sin embargo, tienen la desventaja de que a altas
temperaturas tienden a solidificarse o a desarrollar altos valores de gel. Los fluidos
cálcicos preparados con sulfato de calcio se pueden utilizar en la perforación de zonas
de anhidrita y yeso o con intercalaciones de sal y lutita.
41
2.1.1.6 Fluidos poliméricos.
Los fluidos poliméricos de bajo contenido de sólidos no dispersos se preparan con
agua, bentonita y polímeros. El contenido de sólidos de arcilla en estos fluidos se
reduce de dos maneras. Los polímeros mejoran el comportamiento de la bentonita de
tal manera que se requiere sólo la mitad aproximadamente de bentonita para obtener
las propiedades reológicas deseadas. Los polímeros floculan y cubren los sólidos
perforados de tal manera que puedan ser removidos mecánicamente. El motivo
principal de utilizar estos fluidos es reducir el contenido total de sólidos de arcilla por
medios mecánicos y químicos cuyo resultado sea una mayor velocidad de penetración.
Por otro lado, los sistemas dispersos se diseñan para tolerar mayores concentraciones
de sólidos de arcilla mediante la desintegración química en partículas más que finas
generalmente mantienen o elevan la viscosidad pero que resulta en menores
velocidades de penetración. Los fluidos poliméricos son estables a altas temperaturas
(200º C), se pueden densificar hasta 2.16 g/cm 3 y tienen buenas propiedades de
filtración. Sin embargo, no son resistentes a la contaminación de sal en
concentraciones mayores de 10,000 ppm ni a la de calcio en concentraciones mayores
de 100 ppm.
2.1.1.7 Fluidos salados.
La salinidad de los fluidos salados puede variar desde 10,000 ppm hasta un valor
de saturación, el cual puede ser del orden de 315,000 ppm a 20 ºC. La salinidad del
fluido puede provenir del agua de tratamiento, de sal adicionada en superficie o de sal
de las formaciones perforadas. Se pueden utilizar diversas sales para propósitos
específicos. Entre ellas están el cloruro de sodio NaCl, el cloruro de calcio CaCl 2,
cloruro de magnesio MgCl o cloruro de potasio KCl. El componente básico para
preparar los fluidos salados es la atapulgita o la bentonita prehidratada. Los fluidos
salados tienen altos valores de filtración y enjarres gruesos. Para control del filtrado
se utilizan compuestos de almidón o carboximetil celulosa CMC. El pH generalmente
es mayor de 8. La suspensión de recortes es difícil, debido a la floculación de la arcilla.
42
Estos fluidos se utilizan para perforar zonas de sal, anhidrita, yeso y algunas lutitas
problemáticas. También se utilizan para operaciones de reparación de pozos,
perforación marina y en áreas de lutitas en las que no se requieran altas densidades.
En estos casos se utilizan polímeros para aumentar la viscosidad.
2.1.2 Fluidos base aceite.
2.1.2.1 Fluidos base aceite verdadera.
Los fluidos base aceite verdadera contienen menos del 5% de agua y son mezclas de
aceite estabilizado, la cual puede ser de asfalto oxidado, ácidos orgánicos, alcalinos,
agentes estabilizadores y diesel o aceites minerales no tóxicos. La principal aplicación
de los fluidos base aceite es evitar la contaminación de agua de las zonas productoras,
aunque también se utilizan para perforar ciertas zonas de lutitas problema. Los
fluidos base aceite son inertes a muchos contaminantes, tales como H2S, sal y
anhidrita y son resistentes a altas temperaturas.
2.1.2.2 Fluidos base aceite de emulsión inversa.
Los fluidos base aceite de emulsión inversa contienen al agua como fase dispersa y al
aceite como fase continua. Pueden contener hasta un 40% de agua en forma dispersa
y emulsificada dentro de una película de aceite continua mediante el uso de
emulsificantes. Se pueden utilizar diversos aditivos para estabilizar la emulsión, una
vez que esta se ha formado. Las emulsiones inversas tienen las mismas características
que los fluidos base aceite verdadera, debido a que la fase continua es aceite y el
filtrado es aceite. Esto es cierto si la emulsión es estable. Los fluidos de emulsión
inversa son estables a las altas temperaturas, son inertes a muchos contaminantes y
se pueden densificar sin mayor problema. El uso de los fluidos base aceite, tanto los
base aceite verdadera, como los de emulsión inversa, requieren de cuidados
especiales para protección del medio ambiente.
43
2.1.3 Fluidos gaseosos.
2.1.3.1 Fluidos aire seco.
La perforación con aire seco permite obtener velocidades de penetración altas. De
hecho se obtienen las velocidades más altas de cualquier fluido conocido. Los recortes
generalmente se reducen a polvo al momento de llegar a la superficie debido a la
pulverización y choque a alta velocidad contra la tubería y las paredes del pozo. El
transporte de recortes depende de la velocidad en el espacio anular dado que el aire
no tiene un soporte estructural para transportarlos.
La perforación con aire o gas está restringida por la estabilidad del agujero,
formaciones con producción de agua o altas presiones de formación y por factores
económicos. Aun cuando se puede perforar con aire en presencia de flujos de gas,
existe la posibilidad de explosiones internas y externas. Sin embargo, la perforación
con aire permite velocidades de penetración altas, mejor desempeño de las barrenas,
agujeros más uniformes, pruebas de formación continuas, núcleos y recortes más
limpios, mejores trabajos de cementación y mejores terminaciones.
2.1.4 Fluidos de mezcla gas líquido.
2.1.4.1 Fluidos de niebla.
Como se mencionó, cuando se encuentran zonas productoras de agua, los fluidos a
base de aire seco o gas no tienen buen desempeño. En este caso, se pueden utilizan los
fluidos de niebla, donde se inyecta una pequeña cantidad de agua y agentes
espumantes a la corriente de aire. Los agentes espumantes reducen la tensión
interfacial de las gotas de agua.
2.1.4.2 Fluidos espumosos.
Los fluidos espumosos son más viscosos que los fluidos de niebla porque contienen
mayor porcentaje de agua. Las velocidades de penetración con estos fluidos son
bastante grandes. El fluido se forma con la inyección de agua y surfactantes
espumosos a la corriente de aire. También se pueden formar espumas estables
44
inyectando fluidos de perforación con surfactantes a una corriente de aire. En los
fluidos espumosos, la capacidad de acarreo depende más de la viscosidad del fluido
que de la velocidad del fluido, a diferencia de los fluidos a base de aire seco o con
niebla.
2.1.4.3 Fluidos aerados.
Estos fluidos se utilizan en zonas depresionadas o de baja presión de formación,
con el fin de evitar las pérdidas de circulación que impiden un proceso correcto de
perforación. Se preparan inyectando aire y gelatina. Su uso no está muy generalizado.
2.2 FUNCIONES DE LOS ADITIVOS.
La clasificación de las funciones de cada aditivo son aquellas que han sido
aceptadas por el Subcomité de la Asociación Internacional de Contratistas de
Perforación (IADC) relacionados a los Fluidos de Perforación. Algunos aditivos tienen
múltiples usos cuyas funciones son listadas en una primera y segunda categoría.
2.2.1 Aditivos para control de pH, Alcalinidad.
Productos diseñados para controlar el grado de acidez o alcalinidad de un fluido,
puede incluir cal, sosa cáustica y bicarbonato de sodio.
2.2.2 Bactericidas.
Productos usados para reducir la cantidad de bacterias paraformaldeido, sosa
cáustica, cal, almidón, preservativos son comúnmente usados.
2.2.3 Removedores de Calcio.
La sosa cáustica, ceniza, bicarbonato de sosa y ciertos polifosfatos mejoran la
mayoría de los químicos diseñados para prevenir y vencer los efectos contaminantes
de la anhidrita, yeso o ambas formas de sulfato de calcio.
45
2.2.4 Inhibidores de corrosión.
La cal hidratada y sales de aminas son frecuentemente adicionadas a los sistemas
para monitorear la corrosión. Un buen fluido conteniendo un adecuado porcentaje de
coloides, ciertos lodos emulsionados, y lodos de aceite exhiben excelentes
propiedades de inhibir la corrosión.
2.2.5 Desespumantes.
Son productos diseñados para reducir la acción espumante particularmente en
lodos salados y salmueras saturadas.
2.2.6 Emulsificantes.
Son productos para crear una mezcla heterogénea de dos líquidos. Estos incluyen
lignosulfonato emulsionados, ciertos agentes activos de superficie cargados de
manera aniónica o no iónica (cargados negativamente o sin carga).
2.2.7 Reductores de filtrado.
El filtrado o reductores de pérdida tales como la bentonita, CMC y almidones
pregelatinizados sirven para cortar la pérdida de filtrado, que es una medición de la
tendencia de la fase líquida del fluido de perforación de pasar dentro de la formación.
2.2.8 Floculante.
Estos son algunas veces usados para incrementar el esfuerzo del gel, salmueras, cal
hidratada, yeso y tetrafosfatos de sodio pueden ser usados para causar partículas
46
coloidales en suspensión, para agrupar dentro de racimos, causando sólidos libres de
asentamiento.
2.2.9 Agentes espumantes.
Estos son químicos usados con frecuencia y actúan como surfactantes (agentes
activos de superficie) para generar espuma en presencia de agua. Estos agentes
espumantes permiten al aire o gas incorporarse al fluido.
2.2.10 Materiales para pérdidas.
La primera función de los aditivos de pérdida de circulación es para obturar la zona
de pérdida en la formación frente a la cara expuesta del agujero, a fin de que las
subsecuentes operaciones no provoquen pérdida de fluidos de perforación.
2.2.11 Agentes lubricantes.
Se elaboran para presiones extremas y son diseñados para reducir el torque e
incrementar la potencia sobre la barrena por la reducción del coeficiente de fricción.
Ciertos aceites, polvo de grafito y jabones son usados para este propósito.
2.2.12 Agentes liberadores de tubería.
Consisten principalmente en detergentes, jabones, aceites, surfactantes y otros
químicos; estos agentes intentan ser expuestos en un área con tendencias de pegadura
de tubería para reducir fricción, incrementando la lubricidad e inhibiendo el
hinchamiento de la formación.
47
2.2.13 Control de inhibidores de lutitas.
El yeso, silicato de sodio, lignosulfonatos de calcio, tales como la cal y la sal, son
usados para el control de hidratación o desintegración de ciertas lutitas.
2.2.14 Agentes activos de superficie.
Se conocen como surfactantes porque reducen la tensión interfacial entre las
superficies en contacto (agua/aceite, agua/sólido, agua/aire, etcétera). Estos algunas
veces pueden ser emulsificadores, desemulsificantes, floculantes o defloculantes.
Dependiendo sobre la acción en la superficie.
2.3 PROPIEDADES FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
Debido a que el lodo de perforación es uno de los componentes más importante
durante la perforación de un pozo, es de suma importancia el control de sus
propiedades físicas y químicas, de tal forma que el fluido proporcione un trabajo
eficiente durante la etapa de perforación. Por esta razón, el ingeniero de fluidos debe
de conocer las características reológicas de los fluidos de perforación, refiriéndose a
los análisis necesarios que hay que efectuar al lodo para conocer las condiciones del
mismo. Dichas condiciones son propuestas de antemano en el programa de
perforación de cada pozo dependiendo del tipo de roca que se va a perforar y de las
posibles presiones del yacimiento que pudiera cortarse con la barrena.
De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del
fluido a mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas.
48
2.3.1 Propiedades físicas.
2.3.1.1 Densidad o peso.
Una de las principales propiedades del lodo es la densidad, cuya función es
mantener los fluidos contenidos dentro del hoyo en el yacimiento durante la
perforación. Adicionalmente, mantiene las paredes del pozo al transmitir la presión
requerida por las mismas. La densidad máxima del lodo que se requiere en la
perforación de un pozo, está determinada por el gradiente de presión. Se define como
la relación de masa dividida por unidad de volumen. Es la propiedad del fluido que
tiene por función principal mantener en sitio los fluidos de la formación. La densidad
se expresa por lo general en lbs/gal, y es uno de los dos factores, de los cuales
depende la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido. Durante la
perforación de un pozo se trata de mantener una presión hidrostática ligeramente
mayor a la presión de la formación, para evitar en lo posible una arremetida, lo cual
dependerá de las características de la formación.
La capacidad de sostener y transportar los ripios en un lodo aumenta con la
densidad. En el pasado, una gran cantidad de materiales fueron utilizados como
agentes densificantes para el lodo, tales como barita, óxido de hierro, sílica amorfa,
carbonato de calcio y arcillas nativas. De todos estos materiales en la actualidad es la
barita la más utilizada debido a su bajo costo, alta gravedad específica y por ser
inherente.
Las unidades comunes de densidad son las libras por galón (lb/gal), libras por pie
cúbico (lb/ft3), kilogramos por centímetro cúbico (kg/cm 3) y gramos por centímetro
cúbico (gr/cm3); siendo esta última la más utilizada en el campo.
Los lodos de perforación pueden tener un rango de densidades de 1.07 a 2.50
gr/cm3 lo que permite una óptima velocidad de penetración al contrarrestar la
presión de formación, sin provocar pérdidas de circulación.
49
2.3.1.2 Viscosidad API.
Es una medida de resistencia interna que presenta un fluido al desplazarse en
función directa a la presión y temperatura del yacimiento. Los lodos de perforación
tienen características de flujos no lineales (tixotrópicos) y requieren de más de un
término de viscosidad para definir su comportamiento viscoso. La viscosidad se
expresa en medidas relativas (viscosidad aparente o de embudo), o en medidas
absolutas (viscosidad plástica, punto cedente y gelatinosidad). Para un fluido de
perforación, las propiedades deseadas de viscosidad efectiva proporcionan a la
barrena una óptima potencia hidráulica, manteniendo el agujero limpio en el espacio
anular. Así mismo, se requiere de una baja viscosidad efectiva para que el lodo
desprenda los cortes al llegar a la superficie también debe tener suficiente
gelatinosidad para mantener a los cortes sólidos en suspensión cuando el fluido no
esté en movimiento.
La medida de viscosidad utilizada es con el embudo (viscosímetro Marsh) que se
determina en segundos y en un rango normal puede ser de 45 a 75 segundos para los
lodos base agua y de hasta 160 segundos para lodos de emulsión inversa. Esta
viscosidad aumenta a medida que los contaminantes son introducidos y/o que el
contenido de sólidos se incrementa, por lo que la viscosidad aparente también
aumenta. Por el contrario, la viscosidad suele decrecer al aumentar la temperatura y
por lo tanto la viscosidad aparente también disminuye.
2.3.1.3 Viscosidad Plástica.
Es la parte de la resistencia del fluido en movimiento causada por fricción
mecánica. Esta fricción se produce entre los sólidos contenidos en el lodo y el líquido
que lo rodea y por el esfuerzo cortante del propio líquido. En general, al incrementar
el porcentaje de sólidos en el sistema, se aumenta la viscosidad plástica. El control en
lodos de bajo y alto peso es indispensable para mejorar la reología y alcanzar
promedios altos de penetración de la formación.
50
2.3.1.4 Punto cedente.
Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones
dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en
movimiento. El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido
en condiciones dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de los
contaminantes solubles como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de
formación.
Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente. La floculación se controla
de acuerdo al causante que lo origina. Se usan adelgazantes químicos cuando es
causada por excesos de sólidos arcillosos y agua cuando el fluido se deshidrata por
altas temperaturas.
Es la resistencia que presenta el lodo a fluir a causa de las fuerzas electroquímicas
de atracción entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas
negativas y positivas localizadas cerca de la superficie de las partículas. Bajo
condiciones de flujo, el punto cedente depende de las propiedades de los sólidos en el
lodo en la superficie, de la concentración de los sólidos en el volumen del lodo y de la
concentración y tipos de iones en la fase liquida del lodo. Cuando el punto cedente es
alto, debido a los contaminantes solubles como el calcio, carbonatos y por los sólidos
arcillosos de las formaciones, se provoca la floculación del lodo que debe de
controlarse con dispersantes. El punto cedente y los esfuerzos de gelatinización son
considerados medidas de la hidratación y de la floculación de las arcillas.
2.3.1.5 Resistencia o fuerza de gel.
Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y
electroquímica bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de
suspensión del fluido y se controla, en la misma forma, como se controla el punto
cedente, puesto que la origina el mismo tipo de sólido (reactivo). Las mediciones
comunes de esta propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero
pueden ser medidas para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta fuerza debe ser lo
suficientemente baja para: Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de
51
superficie, principalmente en la trampa de arena. Permitir buen rendimiento de las
bombas y una adecuada velocidad de circulación. Minimizar el efecto de succión
cuando se saca la tubería Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido,
para facilitar el funcionamiento del desgasificador.
Es una medida del esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel
formado que muestra la fuerza de la floculación del lodo bajo condiciones estáticas. La
tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. Si la
gelatinización se forma lentamente después de que el lodo está en reposo, se dice que
ésta es baja, siendo alta en caso contrario. Un lodo que presenta esta propiedad se le
denomina tixotrópico y su grado se determina midiendo la fuerza de gel. El
conocimiento de esta propiedad es importante para prever dificultades durante la
circulación del fluido cuya resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja
para permitir que la arena y el recorte sean depositados en el tanque de decantación.
2.3.1.6 Filtrado API.
También conocido como pérdida de agua, es la cantidad de agua proveniente del
lodo que se filtra hacia la formación en las formaciones permeables, y que debe
mantenerse lo más bajo posible para tener una buena estabilidad del agujero y evitar
daños a la formación. Básicamente hay dos tipos de filtración: estática y dinámica. La
estática ocurre cuando el fluido no está en movimiento, mientras que la dinámica
ocurre cuando el lodo fluye a lo largo de la superficie filtrante; Durante el proceso de
filtración estática, el revoque (embarrado) aumenta de espesor con el tiempo
mientras que la velocidad de filtración disminuye, por lo que el control de este tipo de
filtración consiste en prevenir la formación de revoques muy gruesos. Por otro lado, la
filtración dinámica se diferencia de la anterior debido a que el flujo de lodo a medida
que pasa por la pared del pozo tiende a raspar el revoque a la vez que se va formando,
hasta que el grosor se estabiliza con el tiempo y la velocidad de filtración se vuelve
constante. El control de este tipo de filtración consiste en prevenir una pérdida
excesiva de filtrado a la formación. Ver Figura 9.
52
La temperatura, el tipo y tamaño de las partículas suspendidas en el lodo y la
presión de formación, son algunos de los factores que afectan en la pérdida de agua
del fluido de perforación, teniendo una relación directa en el ritmo de penetración y
en la concentración de gas en el lodo al momento de la perforación. La medida del
filtrado se realiza mediante la prensa de filtrado a temperatura ambiente, colocando el
lodo dentro de la prensa con una presión de 100 psi durante 30 minutos. El líquido
filtrado resultante se mide en centímetros cúbicos.
El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque
hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión
diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores: Presión,
dispersión, temperatura y tiempo.
Se mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los fluidos base
agua y a alta presión (HP) y alta temperatura (HT) para los fluidos base aceite.
FIGURA 9. Características de la filtración.
Su control depende del tipo de formación. En formaciones permeables no
productoras se controla desarrollando un revoque de calidad, lo cual es posible, si se
tiene alta concentración y dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos
53
aditivos de control de filtración. Por ello, es práctica efectiva usar bentonita
prehidratada para controlar el filtrado API.
2.3.1.7 Porcentaje de arena.
La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica. El
porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo
posible para evitar daños a los equipos de perforación. La arena es completamente
abrasiva y causa daño considerable a las camisas de las bombas de lodo.
2.3.1.8 Porcentaje Sólidos y líquidos.
El porcentaje de sólidos y líquidos se determina con una prueba de retorta. Los
resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el
porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad especifica. En los fluidos base agua, se
pueden conocer los porcentajes de bentonita, arcilla de formación y sólidos no
reactivos de formación.
2.3.1.9 Enjarre.
Es una capa o película delgada de lodo que se forma en las paredes del agujero. Se
presenta principalmente en aquellas formaciones permeables; el espesor de la capa
puede variar de 1 a 4 mm. Cuando el enjarre no se forma, el lodo invade las
formaciones permeables. Para la formación de enjarre, es esencialmente necesario
que el lodo contenga algunas partículas de un tamaño muy pequeño para el cierre de
los poros de la formación. Los enjarres pueden ser compresibles o incompresibles,
dependiendo de la presión a la que sean sometidos. La formación del enjarre va a
depender principalmente de la pérdida de agua y de la permeabilidad de la roca.
54
2.3.2 Propiedades químicas.
2.3.2.1 Dureza.
Es causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua o en el
filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos base agua.
2.3.2.2 Cloruros.
Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta
concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua.
Los cloruros son compuestos que llevan un átomo de cloro en estado de oxidación
formal -1, y se pueden obtener por la reacción de una base (óxido, hidróxido,
carbonato, etc.), y del ácido clorhídrico. El cloruro más conocido es la sal marina que
está presente en el agua de mar con una concentración del 3 a 3.5 %
aproximadamente. La concentración de cloruros es de suma importancia en los lodos
de perforación, ya que al incrementarse su salinidad, la solubilidad de las sales y
aditivos generalmente aumenta provocando reacciones químicas tales como la
precipitación.
El ion cloruro proviene de la disociación electrolítica del cloruro de sodio (NaCl) al
estar en solución acuosa. La contaminación del lodo por los cloruros puede provenir
de las siguientes tres fuentes:
1. Del agua de alimentación al lodo cuya salinidad puede alcanzar hasta 20 ppm.
2. Del flujo de agua salada de la formación.
3. De las sales agregadas al lodo por los estratos de sal perforados.
2.3.2.3 Potencial hidrógeno (PH).
El pH indica si el lodo es ácido o básico. La mayoría de los fluidos base acuosa son
alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7.5 a 11.5. Cuando el pH varía de 7.5 a
9.5, el fluido es de bajo pH y cuando varía de 9.5 a 11.5, es de alto pH.
Es el grado de acidez o de alcalinidad en el lodo. Se define como el logaritmo
negativo de la concentración de iones o cationes de hidrógeno [H+], y es una medida
55
que se usa para describir el carácter ácido (acidez) o básico (basicidad) relativo a una
solución (lodo); donde los valores bajos de pH corresponden a una acidez creciente y
los altos valores de pH a una alta basicidad. Un cambio de una unidad de pH
corresponde a un aumento de diez veces la concentración de iones de hidrógeno.
Los valores del pH van de 1 a 14, cuya solución neutra es el agua destilada con un
pH de 7. El valor propio del pH para un fluido de perforación depende de su tipo, pero
normalmente deben de ser de 8.5 a 10.5 para obtener un pH estable y duradero; para
esto se utiliza sosa cáustica o hidróxido del potasio. La medida del pH en el campo en
general se determina colorimétricamente por medio del papel indicador de pH
(tornasol) que muestra la variación del color al mojarlo con la solución. En el caso del
lodo, se utiliza el líquido del filtrado resultado del mismo.
Los ácidos se pueden describir como sustancias que tienen un sabor agrio. Estos
producen efervescencia al entrar en contacto con carbonatos, cambian a rojo el color
azul del papel tornasol y reaccionan con bases, álcalis y ciertos metales para formar
sales; todos los ácidos contienen hidrógeno. Los ácidos son calificados de fuertes o
débiles según la concentración de iones hidrógeno (H+) resultante de la ionización.
Las bases pueden ser descritas como substancias que tienen un sabor amargo, una
textura resbaladiza en solución, la capacidad de cambiar a azul el papel de tornasol
rojo, y la habilidad de reaccionar con ácidos para formar sales. Las bases no producen
ninguna efervescencia al entrar en contacto con carbonatos; los ácidos reaccionan con
las bases para formar sales. Una base es calificada de fuerte o débil según la cantidad
de la molécula que se disocia en iones hidroxilo (OH-) en la solución.
2.3.2.4 Alcalinidad.
La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de iones
solubles en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba
de alcalinidad se pueden estimar la concentración de iones.
56
2.4 INTERPRETACIÓN DEL ANÁLISIS DEL FLUIDO DE CONTROL.
La interpretación de los análisis de las propiedades del lodo, nos permite
conocer sus condiciones, y cualquiera que sea su variación dentro del rango
permitido, identificar y solucionar el problema que nos manifieste el pozo durante su
perforación o mantenimiento del mismo.
Por lo que al interpretar el análisis del lodo, de inmediato se identificarían que
propiedades están fuera del rango recomendado, y así proceder a solucionar el
problema que las afecte.
En general los lodos de perforación, tendrán muchas propiedades que son
benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables. Es de
vital importancia seleccionar el lodo de perforación tomando en cuenta las
Propiedades Fisicoquímicas del fluido encontrado en el yacimiento ya que de ello
depende gran parte del éxito en la perforación.
57
CAPÍTULO 3
3
IMPORTANCIA Y DESARROLLO DE LOS FLUIDOS
DE CONTROL EN PERFORACIÓN DE POZOS
PETROLEROS.
58
3.1 IMPORTANCIA DE LOS FLUIDOS DE CONTROL EN PERFORACIÓN.
El fluido utilizado durante las labores de perforación de un pozo es llamado
también lodo de perforación; siendo éste, el componente más importante que existe
durante este proceso. El lodo es un fluido preparado con materiales químicos, y es
circulando en circuito dentro del agujero por el interior de la tubería, impulsado por
bombas y finalmente, devuelto a la superficie por el espacio anular.
Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al
logro de dicho objetivo. La responsabilidad de la ejecución de estas funciones es
asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo y las personas que dirigen la
operación de perforación. El deber de las personas encargadas de perforar el agujero
incluyendo el representante de la compañía operadora, el contratista de perforación y
la cuadrilla del equipo de perforación es asegurar la aplicación de los procedimientos
correctos de perforación. La obligación principal del ingeniero de lodo es asegurarse
que las propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación
específico. El ingeniero de lodo también debe recomendar modificaciones de las
prácticas de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación, siempre
cumpliendo con calidad en el trabajo, seguridad del personal y protección ambiental.
3.2 NUEVAS TECNOLOGÍAS EN FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
La concientización de las cuestiones relacionadas con la salud, la seguridad y el
medio ambiente ha sido fundamental para el desarrollo de nuevas y mejores
tecnologías en el ámbito petrolero, y el caso de los fluidos de control es una de las
áreas que se ha beneficiado aún más.
La perforación y la conservación del medio ambiente no son consideradas
actividades contradictorias. Se ha desafiado al ingenio humano para cumplir con
ambas y el reto ha sido aceptado. Se han logrado avances significativos y se sigue
buscando mejoras continuas.
59
3.2.1 Sistemas de fluido de perforación de propiedad exclusiva newpark
drilling fluids.
A la vanguardia de la innovación de fluidos de perforación, Newpark Drilling
Fluids ha introducido un grupo eficaz de exclusivos productos y sistemas de fluidos
que incorporan novedosos componentes diseñados para adelantarse a la ciencia de
perforar pozos exigentes en condiciones difíciles.
Este método es dual: Lograr nuevas sinergias de rendimiento combinando en un
paquete único las tecnologías existentes y desarrollando enfoques completamente
nuevos en la química de los fluidos de perforación. Como resultado de lo anterior,
Newpark ha introducido una cantidad creciente de productos nuevos y rentables que
maximizan el rendimiento de perforación.
Los expertos en tecnología satisfacen las demandas de rendimiento mediante el uso
de herramientas rentables, el perfeccionamiento y el refinamiento de las técnicas de
aplicación con el fin de ofrecer soluciones para una amplia variedad de inconvenientes
geológicos.
Algo primordial para este desarrollo es el respeto por el medio ambiente, lo cual
constituye una fuerza motriz continua de los avances tecnológicos de Newpark.
Fluidos de perforación con base acuosa; DeepDrill® (una alternativa para invertir los
sistemas de emulsión), el versátil sistema FlexDrill™ (el cual puede personalizarse
para una amplia gama de entornos de perforación).
El desarrollo de nuevas tecnologías en los fluidos ha introducido una variedad de
productos de propiedad exclusiva para ofrecer soluciones a viejos desafíos de
perforación, como la estabilización, la inhibición y los ritmos de penetración. Dando
así a la industria petrolera mejores y novedosas herramientas.
3.2.2 Sistema flexdrill™.
El sistema FlexDrill de Newpark ha sido utilizado con éxito para prestar servicio a
cientos de pozos en una amplia variedad de condiciones de perforación y
localizaciones. Es el sistema acuoso más popular y versátil de Newpark. Este sistema
se apoya en el proceso de investigación y desarrollo de DeepDrill® para brindar una
60
versatilidad rentable en la formulación de fluidos de perforación, que no se obtiene en
sistemas de alto rendimiento desarrollados por la competencia.
Esto significa para los operadores un rendimiento y economía sin paralelos.
FlexDrill combina los aditivos de Newpark para el mejoramiento del rendimiento con
el fin de satisfacer las exigencias individuales de pozos específicos. Su química de base
acuosa y sus componentes ecológicos lo convierten en una alternativa viable de alto
rendimiento a los fluidos oleosos o con base sintética.
Los sistemas FlexDrill generalmente difieren del sistema DeepDrill® de Newpark
en las concentraciones de productos y en la mezcla final, lo cual produce un fluido
muy adecuado para prospectos de plataforma profunda/gas profundo. El sistema
ofrece una economía operacional porque se formula en el pozo, lo que elimina los
costes de transportación de lodos líquidos y los desplazamientos de plataformas de
petróleo. Puesto que el sistema satisface los requisitos de EPA (Agencia de Protección
Ambiental de los Estados Unidos (por su nombre oficial, en inglés, Environmental
Protection Agency), los cortes de perforación pueden descargarse en aguas OCS
federales, lo que constituye otra fuente de ahorros para el operador y una fiabilidad
medioambiental.
3.2.3 Sistema deepdrill®.
Originalmente introducido como una alternativa ecológicamente apropiada a
los sistemas con base sintética, para ofrecer altos ritmos de penetración, lubricidad,
inhibición de perforación y protección de zona de producción, este sistema de fluido
de alto rendimiento logra estabilización de orificio de perforación y otras
posibilidades de rendimiento mediante la incorporación de sus dos ingredientes
primordiales. El metilglucósido y los poligliceroles químicamente activos se adhieren
a las superficies de arcilla/yacimiento, impidiendo así el movimiento del agua dentro
del yacimiento en el fondo del pozo. Estos complejos polioles representan un paso de
avance con respecto a la tradicional química de glicol de los fluidos de perforación.
Los ventajosos grupos de hidroxilo contenidos en el poliglicerol y el
metilglucósido son más numerosos que aquellos que proporcionan los poliglicoles.
61
Además,
la
naturaleza
compleja
de
la
molécula
de
metilglucósido
es
considerablemente más efectiva para sellar poros que los polioles simples. Esta
configuración molecular también tiende a evitar la penetración perjudicial del
material en los yacimientos adyacentes al orificio de perforación.
La aumentada disponibilidad de hidroxilos fomenta el desarrollo de una fuerte
unión con las superficies del yacimiento y las gargantas de poros. Este mecanismo,
logrado en la formulación del sistema mediante el acoplamiento de varios
poligliceroles y metilglucósido, produce una distribución de tamaño de partícula
molecular que reviste o cubre con un película el orificio de perforación, impidiendo la
migración de agua hacia el interior del yacimiento, al tiempo que también impide el
humedecimiento y la migración de partículas de arcilla.
El sistema también exhibe tolerancia a comunes contaminantes de perforación
como sal, anhidro y flujos de agua. Sus características inherentes lo convierten en una
opción para la perforación en arenas de poca consolidación o en entornos sub salinos.
Además, su formulación con base acuosa facilita una interpretación superior de
registro eléctrico, por otra parte, los resultados de las pruebas de permeabilidad
indican que el sistema es protector de las zonas de producción.
3.2.4 Nuevos fluidos de perforación desarrollados por el Intevep y PDVSA.
Especialistas del Intevep (Instituto de Tecnología Venezolana para el Petróleo) y
PDVSA (Petróleos de Venezuela, S.A.) desarrollaron, con resultados muy positivos, un
aceite para formular fluidos de perforación, a partir de derivados de aceite vegetal,
que permitirán explotar los inmensos yacimientos de gas costa afuera con los cuales
cuenta Venezuela, reduciendo al mínimo el impacto ambiental.
Los expertos en el área de Fluidos de Perforación del brazo tecnológico de PDVSA,
aseguran que el fluido no es tóxico y es biodegradable. Además, a diferencia de otros
sistemas convencionales, los ripios o recortes de perforación pueden ser descargados
al mar, lo cual se traduce en un significativo ahorro por concepto de transporte y
tratamiento de los mismos, pues no hace falta llevarlos a tierra para su posterior
disposición.
62
Una nota informativa de Intevep indica que se trata de un desarrollo tecnológico
que apunta hacia la formación de capital nacional, pues, aunque actualmente la
materia prima es importada, la idea es, en un futuro inmediato, emplear recursos
netamente venezolanos, lo cual reducirá los costos entre 30 y 50%. Cabe destacar
que el empleo de la soya, como elemento predominante en la elaboración del fluido,
podría dar paso al uso de otros insumos, tales como aceites de maíz o de ajonjolí e,
incluso, aceites de ceje o estropajo, las cuales son plantas de cultivo común en el país.
A tal efecto, ya se entablaron conversaciones con empresas nacionales que se
encuentren en capacidad de suministrar la materia prima.
Estos fluidos serían
aplicados, fundamentalmente, en la perforación de pozos de los proyectos Mariscal
Sucre y Plataforma Deltana y, posteriormente, en otros desarrollos costa afuera como
La Blanquilla, Costa Oeste de Falcón y el Golfo de Venezuela. Además, también podrían
emplearse en zonas de difícil acceso pero ecológicamente sensibles, tales como
pantanos y ciénagas.
3.3 FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE EMULSIÓN REVERSIBLE PARA UN MEJOR
DESEMPEÑO DEL POZO.
La perforación de trayectorias dificultosas a través de las lutitas reactivas ha
obligado a los perforadores a optar entre utilizar un lodo a base de petróleo para
estabilizar las lutitas del pozo, con el riesgo de deteriorar la terminación, o perforar
con un lodo a base de agua que resulta fácil de limpiar y aumenta sustancialmente los
riesgos al perforar. Los avances registrados en la química de los lodos de perforación
ahora permiten que los perforadores elijan el mejor de los dos tipos de lodos.
La utilización de fluidos a base de petróleo para las operaciones de perforación
pude traer aparejada una compensación asociada de ventajas y desventajas en lo que
respecta al daño de la formación. Las pruebas de laboratorio demuestran niveles
variables de daño de la formación y un deterioro de la terminación de pozos asociado
con el empleo de fluidos a base de petróleo para la perforación de yacimientos. Estos
resultados de laboratorio son sustentados por datos de campo. Para un perforador, los
lodos a base de petróleo controlan las lutitas reactivas, mejoran la velocidad de
63
penetración y aumentan la eficiencia general de la perforación. Para un ingeniero de
terminación de pozos, las paredes del pozo, los sólidos perforados y el revoque de
filtración humedecido con petróleo plantean desafíos en lo que respecta a las
operaciones de terminación de pozos.
Idealmente, un lodo que posea tanto las propiedades externas del petróleo para
perforación como las características externas del agua para los procesos de
terminación de pozos proporcionaría la solución definitiva en lo que respecta a
eficiencia de perforación y desempeño del pozo. Los avances registrados en la química
de los lodos de perforación ahora permiten a los perforadores elegir la mejor de las
alternativas: utilizar un fluido o lodo base petróleo durante la perforación para
aumentar la eficiencia, reducir el riesgo y estabilizar el pozo, posteriormente convertir
el lodo a base agua para mejorar la limpieza y minimizar el deterioro de la
terminación.
3.3.1 Deterioro del desempeño del pozo petrolero.
El deterioro de la productividad de un pozo como resultado del empleo de un fluido
de perforación a base de petróleo se manifiesta de diversas formas. Puede ocurrir
dentro de la roca yacimiento o en la pared del pozo o puede estar relacionado con el
taponamiento del equipo de terminación y los empaques de grava como consecuencia
del desplazamiento deficiente del lodo a base de petróleo y del revoque de filtración
humedecido con petróleo.
Las partículas de sólidos grandes presentes en el lodo forman un revoque de
filtración en la cara de la roca yacimiento cuando el filtrado de lodo invade la matriz
de la roca. Las partículas más pequeñas existentes en el filtrado pueden agregarse y
bloquear las gargantas de poro, formando un revoque de filtración interno. Los
revoques de filtración humedecidos con petróleo, particularmente aquellos que se
desarrollan dentro de la formación, suelen ser resistentes a la interacción química y
tienen superficies pequeñas expuestas, lo que limita aún más la eliminación mecánica
de los químicos.
64
Las pruebas han demostrado que una garganta de poro humedecida con petróleo
no solo restringe el flujo de hidrocarburos sino que puede aumentar la movilidad de
las partículas finas, las arcillas u otras partículas de rocas finas. Una vez que adquieren
movilidad, estas partículas pueden obturar las gargantas de poro reduciendo aún más
la permeabilidad.
El daño de la formación que resulta de la deposición del revoque de filtración
humedecido con petróleo externo o interno, los efectos de los surfactantes, la
obturación o la movilización de ripio fino, y el taponamiento del equipo de
terminación de pozos y los empaques de grava, pueden deteriorar sustancialmente el
desempeño del pozo, independientemente de que el mismo haya sido destinado a
producción o a inyección. La solución más obvia para evitar el deterioro de la
productividad relacionado con el lodo base de petróleo consistiría en perforar el
yacimiento con lodo a base de agua. Sin embargo, los ingenieros a menudo utilizan
fluidos de perforación a base de petróleo para minimizar el riesgo y alcanzar en forma
eficaz los objetivos de la perforación extendida.
3.3.2 Sistema de fluido de perforación de emulsión inversa: FazePro.
A mediados de la década de 1990, los problemas asociados con la limpieza del lodo
a base de petróleo durante las operaciones de terminación de pozos indujeron a los
investigadores e ingenieros de M-I SWACO a investigar la posibilidad de desarrollar
un lodo a base de petróleo con una emulsión reversible.
Una emulsión se forma entre dos líquidos cuando se reduce la tensión interfacial
de los mismos, lo que permite que se forme una dispersión estable de gotitas finas
fase interna, fase continua o externa. La reducción de la tensión interfacial entre
fluidos disímiles a menudo requiere la presencia de un material bipolar; es decir, una
molécula que tenga solubilidad parcial en ambas fases.
En aplicaciones de perforación, el petróleo se puede emulsionar en la fase acuosa
fluido base agua, formando lo que se denomina una emulsión directa. En el fluido base
petróleo, la fase acuosa está emulsionada en petróleo, lo que se conoce comúnmente
como emulsión inversa.
65
Para formar una emulsión, las moléculas bipolares se acomodan en la interfase de
las fases agua y petróleo. La orientación de los compuestos bipolares en la interfase de
agua en petróleo determina el tipo de emulsión. La química y la resistencia del grupo
polar lipofílico, determinan si la emulsión se forma como petróleo en agua o como
agua en petróleo. Con cierto surfactantes, la variación de la alcalinidad del fluido
puede modificar la resistencia del grupo polar hidrofílico, cambiando así la naturaleza
de la emulsión. Este hallazgo condujo a los investigadores a desarrollar el sistema de
fluido de perforación de emulsión inversa FazePro. Mediante el ajuste de la alcalinidad
del fluido de perforación, los ingenieros pueden invertir la emulsión haciendo que
pase de agua/aceite a aceite/agua y nuevamente a su estado mojable por aceite
original. Durante la perforación, el sistema FazePro es mojable por aceite pero,
durante la terminación, la adición de ácidos invierte la emulsión, convirtiendo el lodo
residual y el revoque de filtración de humedecido con aceite a humedecido con agua.
La inversión de la emulsión modifica las características de superficie mojable de los
sólidos, haciendo que pase de estar humedecidos con aceite a estar humedecidos con
agua. Esto es importante porque la inversión modifica las partículas sólidas presentes
en el revoque de filtración, haciendo que pase a un estado mojable por agua, lo que
permite que se disuelvan los aditivos de control de pérdidas de fluidos solubles en
ácido, tales como el carbonato de calcio. La integridad del revoque de filtración se
destruye, lo que facilita una limpieza rápida y completa.
El sistema de fluidos de perforación FazePro proporciona el desempeño de
perforación y el control de formación de un fluido a base de aceite con la eficiencia de
eliminación del revoque de filtración y las características no dañinas de un fluido a
base agua. Mediante la utilización de este sistema, los ingenieros logran optimizar
tanto las operaciones de perforación como las operaciones de terminación de pozos 3.
Los investigadores de M-I SWACO llevaron a cabo pruebas comparativas
adicionales para estudiar el sistema. Utilizaron un simulador de perforación y
terminación de pozos de laboratorio para depositar el revoque de filtración sobre un
núcleo. Para desagregar el revoque de filtrado se aplicó un tratamiento con químicos
66
de limpieza. El flujo del fluido en la dirección de la producción extrajo el revoque de la
superficie de la roca y transportó a través de un filtro preempacado de malla 40/60.
Las mediciones de caída de presión obtenidas a través del filtro indicaron el
taponamiento del mismo con revoque de filtración a base de aceite pero el revoque de
filtración depositado por el sistema FazePro se desagregó y circuló a través del filtro
con una pérdida de flujo mínima.
Los ingenieros de M-I SWACO continúan adaptando el sistema FazePro para
satisfacer los exigentes requisitos de las operaciones de perforación y terminación de
pozos.
3.3.3 AVANCES CON BASE AL ÉXITO.
Las compañías de servicios desarrollan y aplican tecnologías novedosas para
mejorar la eficiencia de perforación y maximizar la recuperación de hidrocarburos.
Mientras las operaciones de perforación extienden los límites de la profundidad, la
temperatura, la fricción mecánica y la tecnología de terminación de pozos, los fluidos
de perforación a base de petróleo evolucionan para satisfacer ese desafío. Mediante la
integración de ingeniería de perforación, petrofísica y terminación de pozos, así como
la adopción de enfoques holísticos en lo que respecta a la construcción de pozos. Los
pozos de petróleo y gas hoy pueden perforarse y terminarse en forma más eficiente y
eficaz desde el punto de vista de sus costos. Además se optimiza la recuperación de
reservas y se mejora el rendimiento de los pozos individuales y de los campos
petroleros en general.
Con el desarrollo de fluidos de perforación tal como el sistema FazePro, los
perforadores ya no tienen que optar entre mejorar el desempeño de la perforación y
reducir el riesgo de deteriorar la perforación o terminación sino que pueden contar
con ambos beneficios. Dado que los operadores y las compañías de servicios trabajan
en conjunto integrando los procesos de perforación, terminación y estimulación, el
futuro promete aún más incrementos en lo que respecta a eficiencia de perforación y
productividad de pozos.
67
3.4 IMPORTANCIA DEL SISTEMA DE CIRCULACIÓN DEL FLUIDO DE CONTROL.
El fluido de perforación es bombeado desde las presas de lodo, desciende por la
sarta de perforación, desciende por la sarta de perforación, asciende por el espacio
anular, y luego retorna a las presas.
El sistema de circulación del fluido de perforación es parte esencial del taladro. Sus
dos componentes principales son: el equipo que forma el circuito de circulación y el
fluido propiamente.
El fluido de perforación que retorna a superficie del pozo contiene generalmente:
recortes, sólidos de la formación, otras partículas y algunas veces hidrocarburos.
Todos estos contaminantes deben ser removidos del lodo antes de ser recirculado.
También deben añadirse aditivos químicos y arcillas para mantener las propiedades
requeridas.
En lo que se refiere a la descripción de un sistema de circulación de lodo, resulta
lógico comenzar con las bombas de lodo. Estas bombas y los motores que las accionan
representan el “corazón” del sistema de lodo, de la misma manera que el lodo en
circulación constituye el alma de la operación de perforación. Las bombas de lodo son
bombas de desplazamiento positivo, algunas de las cuales producen hasta 5.000 psi
(lb/in2). Estas bombas son accionadas por motores diesel o eléctricos. Para producir
la presión y el caudal requeridos para un conjunto específico de condiciones de
perforación, será necesario seleccionar los tamaños correctos de émbolo y camisa
para las bombas, y especificar los tamaños apropiados de tobera para la barrena. Este
proceso se llama optimización de la hidráulica y constituye un factor clave en la
perforación eficaz. Después de salir de la bomba de lodo a alta presión, el fluido de
perforación sube por el tubo vertical, un largo tubo vertical atado al pie de la torre de
perforación, pasa a través de la manguera del kelly (manguera de perforación) (cuello
de cisne) y luego fluye hacia abajo dentro del kelly. Después, el lodo viaja a través de la
columna de perforación hasta alcanzar la barrena. En general, una barrena tiene dos o
más toberas (chorros) que aceleran el lodo para obtener un chorro de gran velocidad.
Este chorro de lodo de gran velocidad lava el fondo del pozo para mantener limpios
los cortadores de la barrena y proporcionar una nueva superficie de roca a la barrena.
68
A partir del fondo del pozo, el lodo sube por el espacio anular que existe entre la
columna de perforación y el pozo, transportando los recortes generados por la
barrena. El lodo y su carga de recortes fluyen fuera del “niple de campana”, pasando a
través de una tubería inclinada de gran diámetro (línea de flujo) hasta llegar sobre
una o varias mallas vibratorias de tela metálica montadas sobre la zaranda. Este
concepto consiste en hacer caer el lodo a través de las mallas, separando la mayoría de
los recortes (de tamaño más grande que la apertura de la tela metálica de la malla) del
sistema de circulación. Después de pasar a través de la malla, el lodo cae dentro de un
tanque de asentamiento. Éstos son tanques metálicos rectangulares de gran tamaño,
conectados por tuberías o canales. El tanque de asentamiento (trampa de arena) no es
agitado, de manera que los sólidos residuales de gran tamaño puedan sedimentarse
por separado del lodo. A partir del tanque de asentamiento, el lodo pasa dentro de
fosos de lodo agitados, ubicados corriente abajo, donde se separa el gas, la arena y el
limo. Después de eso, el lodo entra en el tanque de succión, donde las bombas lo
extraen para hacerlo circular de nuevo dentro del agujero. El tanque de succión
también se usa para agregar productos químicos de tratamiento y aditivos
acondicionadores del lodo. En este tanque se usa una tolva de lodo provista de un
medidor venturi para agregar aditivos secos tales como las arcillas y los agentes
densificantes. Ver Figura 10.
Figura 10.Sistema de circulación.
Fuente:
Sistema de circulación del lodo, 14 de febrero de 2001, Manual de fluidos de perforación (Rev. A-1).
69
3.4.1 Bomba de lodos.
La bomba de lodo es un tipo de maquinaria especializada utilizados para el drenaje
del fluido. Durante el proceso de perforación, la bomba de lodo trabaja para la
transferencia de fluidos como el barro o el agua en el orificio de perforación. Por lo
tanto, es una parte importante del equipo de perforación.
La bomba viene en una variedad de tamaños y configuraciones, mientras que la
plataforma de perforación de petróleo típica generalmente utiliza el diseño triple (tres
pistón / émbolo).
Clasificación
Por tipo: el tipo de uso común es bomba de lodo de tipo pistón o el tipo de
émbolo. Por cilindro: De acuerdo con el número de cilindros, hay de bomba de lodo de
tipo de un solo cilindro, tipo de doble cilindro, y de tipo de triple cilindro. Por el modo
de acción: En términos de acción, hay varios tipos de acción simple y doble efecto. La
bomba de lodo de simple efecto lleva a cabo de bombeo y drenaje, una vez dentro de
un ciclo de movimiento alternativo del pistón, y el tipo de doble efecto, hace el
bombeo y drenaje dos veces en un ciclo.
Características
1. La bomba de lodo es conveniente para la lechada con un alto espesor y alta
viscosidad.
2. La bomba proporciona un flujo de líquido estable, sin desbordarse, sin pulsaciones
o agitación y corte de la mezcla.
3. La presión de descarga no está relacionada con la velocidad de rotación. La bomba
puede mantener la presión de descarga alta aunque haya bajo flujo de líquido.
4. El flujo es directamente proporcional a la velocidad de rotación, y pueden ser
regulados por el mecanismo de los cambios de velocidades y el motor de velocidad
variable.
70
5. Con elevada capacidad de aspiración, la bomba de lodo puede ser utilizada
directamente para el bombeo de líquido sin el uso de la válvula de fondo.
6. La bomba de lodo es reversible, y por lo tanto la dirección del flujo se puede ajustar
cambiando la dirección de la bomba. Por lo tanto, la bomba es adecuada para los tubos
que deben lavarse en dos direcciones opuestas.
7. Operación estable con bajo ruido de la vibración.
8. Estructura simple, fácil montaje y mantenimiento.
Análisis de problemas más frecuentes en los sistemas circulatorios:
Succión saturada (precipitación de material químico y
Sólidos.
Pistones dañados.
Bombas
Camisas ralladas.
Elementos de válvulas dañadas.
Empaques de camisa y tapas dañados.
Junta lavada por presión (por falta de apriete adecuado).
Sarta de
Tubo rajado (dañado por mal uso de las cuñas).
Trabajo
Toberas lavadas.
Toberas desprendidas.
Toberas Tapadas.
3.4.2 Etapas del flujo.
El fluido de perforación está sometido a una variedad de configuraciones del flujo
durante el proceso de perforación de un pozo. Estas configuraciones del flujo pueden
definirse como diferentes etapas de flujo, de la manera ilustrada en la Figura 11.
Etapa 1 – Ningún flujo. . La mayoría de los fluidos de perforación resisten con
fuerza suficiente al flujo, de manera que es necesario aplicar una presión para
71
iniciarlo. El valor máximo de esta fuerza constituye el esfuerzo de cedencia verdadero
del fluido. En un pozo, el esfuerzo de cedencia verdadero está relacionado con la
fuerza necesaria para “romper la circulación”.
Etapa 2 – Flujo tapón. Cuando se excede el esfuerzo de cedencia verdadero, el flujo
comienza en la forma de un tapón sólido. En el flujo tapón, la velocidad es la misma a
través del diámetro de la tubería o del espacio anular, excepto para la capa de fluido
que está contra la pared del conducto. Muchas veces se hace referencia al flujo de la
pasta dentífrica dentro del tubo para describir un ejemplo de flujo tapón. El perfil de
velocidad del flujo tapón es plano.
Etapa 3 – Transición de flujo tapón a flujo laminar. A medida que el caudal
aumenta, los efectos de corte comenzarán a afectar las capas dentro del fluido y a
reducir el tamaño del tapón en el centro del flujo. La velocidad aumentará desde el
pozo hasta el borde del tapón central. El perfil de velocidad es plano a través del tapón
que tiene la mayor velocidad, y decae o disminuye a cero en la pared del conducto.
Etapa 4 – Flujo laminar. A medida que se aumenta el caudal, los efectos del caudal y
de la pared sobre el fluido siguen aumentando. A cierto punto, el tapón central dejará
de existir. A este punto, la velocidad alcanzará su nivel más alto en el centro del flujo y
disminuirá a cero en la pared del conducto. El perfil de velocidad tiene la forma de una
parábola. La velocidad del fluido está relacionada con la distancia a partir del espacio
anular o de la pared de la tubería. Dentro de una tubería, se puede describir al flujo
como una serie de capas telescópicas cuya velocidad aumenta de capa en capa hacia el
centro. Todo el fluido a través de la tubería o del espacio anular se moverá en la
dirección de flujo, pero a diferentes velocidades. Esta etapa de flujo regular se llama
laminar debido a las capas o láminas formadas por las diferentes velocidades.
Etapa 5 – Transición de flujo laminar a flujo turbulento. A medida que el caudal
aumenta, el flujo regular comienza a descomponerse.
Etapa 6 – Flujo turbulento. Cuando el caudal sigue aumentando, el flujo regular se
descompone totalmente y el fluido tiene un flujo vertical y turbulento. El movimiento
del fluido total sigue siendo a lo largo del espacio anular o de la tubería en una
dirección, pero la dirección del movimiento será imprevisible en cualquier punto
72
dentro de la masa del fluido. Bajo estas condiciones, el flujo es turbulento. Una vez que
estas condiciones han sido alcanzadas, cualquier aumento del caudal producirá
simplemente un aumento de la turbulencia.
Figura 11. Etapas del flujo en la TP.
Fuente:
Etapas del flujo, 14 de febrero de 2001, Manual de fluidos de perforación (Rev. A-1).
3.5 IMPORTANCIA DE LA INGENIERÍA EN LOS FLUIDOS DE CONTROL PARA LA
PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS.
A lo largo del tiempo, los seres humanos atravesamos un desarrollo permanente
que nos lleva a ser seres modernos e ir superando nuestras propias tecnologías. En el
ciclo de tiempo que atravesamos el mundo ha creado cierta dependencia, sobre, lo que
abarca los avances de la ingeniería, no siendo esto un problema de estructura si no de
uso. Nuestra época está marcada por los conocimientos y técnicas científicas que
llevan a las personas a aplicarlas por medio de métodos para la resolución de
problemas de la vida cotidiana. Al ser el ingenio una facultad que tenemos los seres
humanos de inventar e innovar con prontitud y facilidad, buscamos en la ingeniería
73
estos elementos aplicados a solucionar problemas y fomentar organizaciones basadas
en proyectos.
La ingeniería es de suma importancia desde el pasado y en nuestra actualidad ya que
con la ayuda de esta podemos avanzar y así atender a todas las necesidades de
nuestra sociedad teniendo un mejor futuro. La ingeniería facilita el poder crear con
perfección todo aquello que nos brinda un mejor vivir como lo son las máquinas
automáticas y semiautomática capaces de producir con muy poca ayuda de la
humanidad una gran cantidad de bienes como lo son el alimento, automóviles,
electrodomésticos, entre otros.
En el área de los fluidos de control para perforación, tanto la ingeniería como las
matemáticas aplicadas han sido cada vez más utilizadas. Los ingenieros de lodo deben
ser capaces de realizar varios cálculos, incluyendo: capacidades y volúmenes de las
presas, tanques, tuberías y pozos; tiempos de circulación; velocidades del lodo en el
espacio anular y en la tubería; y varios otros cálculos importantes. La ingeniería de
lodos también requiere la capacidad de calcular formulaciones de lodo y varias
perspectivas de dilución mediante la adición de componentes sólidos y líquidos a un
lodo. Por lo tanto, la importancia de las matemáticas reside en su insustituible utilidad
para la definición de las relaciones que vinculan objetos de razón, como los números y
los puntos. La utilización de las matemáticas resulta una herramienta esencial en las
operaciones de perforación.
3.6 CÁLCULOS HABITUALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
3.6.1 Capacidad, volumen y desplazamiento
La capacidad de un tanque de lodo, pozo, espacio anular, espacio interior de una
tubería o cualquier otro “recipiente” es el volumen que dicho recipiente podría
contener si estuviera lleno. La capacidad de las presas y tanques del campo petrolífero
se mide generalmente en bbl, gal o m 3. La capacidad también puede estar indicada en
incrementos de altura, tales como bbl/ft, bbl/in., gal/ft, gal/in o m3/m.
74
El volumen se refiere a la cantidad de lodo que está realmente dentro de un tanque
de lodo, pozo o espacio anular, o dentro de una tubería o cualquier otro recipiente. Si
se conoce la capacidad vertical (bbl/ft o m3/m) y la profundidad del nivel de lodo (ft o
m), entonces la profundidad del lodo multiplicada por la capacidad vertical resulta en
el volumen real (bbl o m3) de lodo dentro del recipiente.
El desplazamiento es el volumen de lodo expulsado del pozo al introducir la
columna de perforación o la tubería de revestimiento dentro del pozo. Igualmente, se
trata del volumen de lodo requerido para llenar el pozo cuando se saca la tubería del
pozo. Normalmente, el desplazamiento representa solamente el volumen de la tubería.
El lodo dentro de la tubería constituye una capacidad, ya que la tubería se llena de
lodo al ser introducida en el pozo o durante la circulación. Para situaciones especiales
como cuando la barrena está taponada o durante la “flotación” de la tubería de
revestimiento dentro del pozo, se debe añadir la capacidad al desplazamiento de la
tubería.
3.6.2 Cálculo de Volumen de los cilindros y tanques.
Los cálculos de capacidad, volumen y desplazamiento usan relaciones volumétricas
simples para rectángulos, cilindros, cilindros concéntricos y otras formas, con los
factores apropiados de conversión de unidades. Los tanques de los equipos de
perforación pueden tener una variedad de formas, pero la mayoría son rectangulares
o cilíndricos. Esta sección cubre tres formas de tanques:
1. rectangular.
2. cilíndrico, horizontal.
3. cilíndrico, vertical.
TANQUES RECTANGULARES.
Los tanques de lodo (también llamadas presas de trabajo y auxiliares) son
generalmente rectangulares con lados paralelos y extremos perpendiculares al fondo.
75
Para el tanque rectangular típico ilustrado en la Figura 12, la capacidad puede ser
calculada a partir de la altura, anchura y longitud.
Figura 12: Tanque rectangular.
Fuente:
Tanque de lodo rectangular, 14 de febrero de 2001, Manual de fluidos de perforación (Rev. A-1).
(
)
Donde:
(
( )
( )
( )
)
( )
Para calcular el volumen del líquido sustituir H por M.
TANQUES CILÍNDRICOS VERTICALES.
Los tanques cilíndricos montados en posición vertical, de la manera ilustrada en la
Figura 13, se usan para el almacenamiento de lodo líquido y barita seca.
Figura 13: Tanque cilíndrico vertical.
Fuente:
Tanque cilíndrico vertical, 14 de febrero de 2001, Manual de fluidos de perforación (Rev. A-1).
76
(
)
Donde:
(
( )
( )
)
( )
Para calcular el volumen del líquido sustituir H por M.
TANQUES CILÍNDRICOS HORIZONTALES.
Los tanques cilíndricos montados en posición horizontal, de la manera ilustrada en la
Figura 14, se usan principalmente para almacenar diesel, otros líquidos y barita. La
capacidad y el volumen vertical de un tanque cilíndrico horizontal varían con el área
de la sección transversal horizontal y no constituyen una función lineal de la altura.
Figura 14: Tanque cilíndrico horizontal.
Fuente:
Tanque cilíndrico horizontal, 14 de febrero de 2001, Manual de fluidos de perforación (Rev. A-1).
[
(
)
(
) √(
)
]
(
)
Donde:
(
( )
( )
)
( )
77
3.7 CÁLCULOS FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
Aunque los volúmenes del pozo sean generalmente calculados con la tubería dentro
del pozo, ocasionalmente necesitamos conocer la capacidad del pozo sin la tubería. La
capacidad vertical de un intervalo de pozo puede ser calculada usando la ecuación
para un recipiente cilíndrico vertical. Un pozo se compone generalmente de varios
intervalos, con los diámetros más grandes cerca de la superficie, pasando
progresivamente a secciones más pequeñas a medida que la profundidad aumenta.
Para obtener la capacidad de todo el pozo, cada intervalo debe ser calculado
individualmente, luego se suman todos los intervalos. Ver Figura 15.
El volumen del pozo con la columna de perforación dentro del pozo es la suma del
volumen dentro de la columna de perforación (capacidad) más el volumen anular
entre la columna de perforación y la tubería de revestimiento o el pozo abierto.
El volumen de cada sección puede ser calculado a partir de la ecuación usada para un
cilindro vertical.
Figura 15: Diagrama general del pozo.
Fuente:
Diagrama del pozo, 14 de febrero de 2001, Manual de fluidos de perforación (Rev. A-1).
78
3.7.1 Volumen y capacidad de TP y TR.
[
]
(
)
[
]
(
)
En el campo petrolero la fórmula utilizada cotidianamente es:
(
)
Una vez sabiendo la capacidad de la tubería podemos calcular su volumen.
(
Donde:
(
)
)
(
)
( )
( )
En el ámbito petrolero se requiere trabajar de forma cotidiana con diferentes
sistemas de unidades, ya sea sistema métrico, sistema inglés o ambos. La necesidad de
trabajar de forma rápida, eficaz y segura debido a la complejidad de las operaciones y
la respuesta rápida que puede presentar el pozo, ha llevado a desarrollar fórmulas
que combinan parámetros de diferentes sistemas de unidades, pero todas sustentadas
de las fórmulas matemáticas y conversión de unidades.
Cómo se obtiene el factor
:
( )
( )
[
[
]
⁄ ]
Sustituyendo (a) en (b):
79
⁄ ]
[
Para utilizar pulgadas directamente en la formula y el resultado sea expresado en
[ ⁄ ]:
(
)
(
)(
) (
(
)
)(
)(
Por lo tanto:
Donde:
(
)
( )
Para calcular el volumen y capacidad de la TR;
y
. Sustituir en las formulas
anteriores los parámetros requeridos; diámetro y longitud de la tubería de
revestimiento.
3.7.2 Capacidad y volumen de espacio anular (EA).
(
Donde:
)
(
( )
( )
( )
(
)
(
)
(
)
(
)
)
( )
3.7.3 Volumen de desplazamiento.
(
)
80
)
Donde:
(
)
(
)
( )
3.7.4 Gastos de la bomba.
Las bombas de lodo hacen circular el lodo a presión durante la operación de
perforación. Las bombas de lodo son bombas de émbolo. Estas bombas tienen dos o
tres émbolos (pistones) que realizan un movimiento de vaivén dentro de los cilindros.
Un ciclo de vaivén completo constituye una carrera y en el ámbito petrolero se le
llama “embolada”. Las bombas de dos émbolos se llaman bombas dúplex y las bombas
de tres émbolos se llaman bombas triplex. Las bombas triplex son las más utilizadas
actualmente.
Bombas triplex de lodos.
Los émbolos de una bomba triplex de lodo sólo funcionan durante la carrera de ida y
tienen generalmente pequeñas carreras (en el rango de 6 a 12 in.), y operan a
velocidades que varían de 60 a 120 emboladas/minuto.
Donde:
(
( )
(
Donde:
)
(
)
)
( )
(
(
)(
)
)
(
)
3.7.5 Velocidad anular.
La Velocidad anular (comúnmente referida como VA) es la velocidad media a la cual
un fluido está fluyendo dentro de un espacio anular.
81
(
Donde:
(
)
)
(
)
(
)
3.7.6 Tiempos de circulación.
Saber el tiempo en que el fluido va de un punto a otro dentro del pozo, es de vital
importancia para el éxito de las operaciones. Tener clara esta información nos permite
saber cuándo será el momento adecuado para accionar o detener la bomba de lodos.
Tiempo de ciclo completo.
El tiempo de circulación total es el tiempo (o número de emboladas) requerido para
que el lodo circule a partir de la succión de la bomba, bajando por la columna de
perforación, saliendo por la barrena, subiendo de nuevo por el espacio anular hasta la
superficie, pasando a través de los tanques, y finalmente, regresando de nuevo a la
succión de la bomba.
Este tiempo también se llama “tiempo de ciclo completo” y se calcula de la siguiente
manera:
Donde:
(
(
Donde:
)
(
(
)
(
)
)
)
(
)
82
(
(
)
)
Tiempo de atraso.
El tiempo del fondo a superficie o más conocido como tiempo de atraso; es el tiempo
(o número de emboladas) requerido para que el lodo circule desde la barrena ubicada
al fondo del pozo hasta la superficie, subiendo por el espacio anular.
El tiempo del fondo a superficie se calcula de la siguiente manera:
Donde:
(
)
(
)
)
(
(
)
)
Donde:
(
(
(
)
)
(
)
83
CAPÍTULO 4
4 APLICACIÓN Y RELEVANCIA DE LOS FLUIDOS
DE CONTROL EN PERFORACIÓN DE POZOS
PETROLEROS.
84
4.1 FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE CONTROL EN PERFORACIÓN DE POZOS
PETROLEROS.
Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen a
lograr los presentes objetivos.
Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de
perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean esenciales en
cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y el control de las presiones de la
formación son funciones sumamente importantes. Aunque el orden de importancia
sea determinado por las condiciones del pozo y las operaciones en curso, las funciones
más comunes del fluido de perforación son las siguientes:
1. Retirar los recortes del pozo.
2. Controlar las presiones de la formación.
3. Suspender y descargar los recortes.
4. Obturar las formaciones permeables.
5. Mantener la estabilidad del agujero.
6. Minimizar los daños al yacimiento.
7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.
8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.
9. Asegurar una evaluación adecuada de la formación.
10. Controlar la corrosión.
11. Facilitar la cementación y la completación.
12. Minimizar el impacto al ambiente.
4.1.1 Retirar los recortes del pozo.
Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son
generados por la barrena. A este fin, se hace circular un fluido de perforación dentro
de la columna de perforación y a través de la barrena, el cual arrastra y transporta los
recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remoción de los
recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño, forma y densidad de los recortes,
85
de la rotación de la columna de perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad
anular del fluido de perforación. En general, los fluidos de mayor viscosidad mejoran
el transporte de los recortes. La mayoría de los lodos de perforación son tixotrópicos,
es decir que se gelifican bajo condiciones estáticas. Esta característica puede
suspender los recortes mientras que se efectúan las conexiones de tuberías y otras
situaciones durante las cuales no se hace circular el lodo. Los fluidos que disminuyen
su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen altas viscosidades a bajas
velocidades anulares han demostrado ser mejores para una limpieza eficaz del pozo.
En general, la remoción de los recortes es mejorada por las altas velocidades
anulares. Sin embargo, con los fluidos de perforación más diluidos, las altas
velocidades pueden causar un flujo turbulento que ayuda a limpiar el agujero, pero
puede producir otros problemas de perforación o en el agujero. La velocidad a la cual
un recorte se sedimenta en un fluido se llama velocidad de caída. La velocidad de
caída de un recorte depende de su densidad, tamaño y forma, y de la viscosidad,
densidad y velocidad del fluido de perforación. Si la velocidad anular del fluido de
perforación es mayor que la velocidad de caída del recorte, el recorte será
transportado hasta la superficie. La velocidad neta a la cual un recorte sube por el
espacio anular se llama velocidad de transporte. En un pozo vertical: Velocidad de
transporte = Velocidad anular - velocidad de caída. El transporte de recortes en los
pozos de alto ángulo y horizontales es más difícil que en los pozos verticales. La
velocidad de transporte, tal como fue definida para los pozos verticales, no es
aplicable en el caso de pozos desviados, visto que los recortes se sedimentan en la
parte baja del pozo, en sentido perpendicular a la trayectoria de flujo del fluido, y no
en sentido contrario al flujo de fluido de perforación. En los pozos horizontales, los
recortes se acumulan a lo largo de la parte inferior del pozo, formando camas de
recortes. Estas camas restringen el flujo, aumentan el torque, y son difíciles de
eliminar.
Se usan dos métodos diferentes para las situaciones de limpieza difícil del pozo
que suelen ser encontradas en los pozos de alto ángulo y horizontales:
86
a) El uso de fluidos tixotrópicos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo
de corte y que tienen una alta Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte (LSRV) y
condiciones de flujo laminar.
Ejemplos de estos tipos de fluido incluyen los sistemas de biopolímeros como FLOPRO®, y las lechadas de bentonita floculadas tal como el sistema DRILPLEXTM de
Hidróxido de Metales Mezclados (MMH). Dichos sistemas de fluidos de perforación
proporcionan una alta viscosidad con un perfil de velocidad anular relativamente
plano, limpiando una mayor porción de la sección transversal del pozo. Este método
tiende a suspender los recortes en la trayectoria de flujo del lodo e impide que los
recortes se sedimenten en la parte baja del pozo.
b) El uso de un alto caudal y de un lodo fluido para obtener un flujo turbulento.
El flujo turbulento proporcionará una buena limpieza del pozo e impedirá que los
recortes se sedimenten durante la circulación, pero éstos se sedimentarán
rápidamente cuando se interrumpa la circulación. Este método funciona manteniendo
los recortes suspendidos bajo el efecto de la turbulencia y de las altas velocidades
anulares. Es más eficaz cuando se usan fluidos no densificados de baja densidad en
formaciones competentes (que no se desgastan fácilmente). La eficacia de esta técnica
puede ser limitada por distintos factores, incluyendo un agujero de gran tamaño, una
bomba de baja capacidad, una integridad insuficiente de la formación y el uso de
motores de fondo y herramientas de fondo que limitan el caudal.
Los fluidos de alta densidad facilitan la limpieza del pozo aumentando las
fuerzas de flotación que actúan sobre los recortes, lo cual contribuye a su remoción
del pozo. En comparación con los fluidos de menor densidad, los fluidos de alta
densidad pueden limpiar el agujero de manera adecuada, aun con velocidades
anulares más bajas y propiedades reológicas inferiores. Sin embargo, el peso del lodo
en exceso del que se requiere para equilibrar las presiones de la formación tiene un
impacto negativo sobre la operación de perforación; por lo tanto, este peso nunca
debe ser aumentado a efectos de limpieza del agujero. Las altas velocidades de
rotación de la columna de perforación también facilitan la limpieza del pozo
87
introduciendo un componente circular en la trayectoria del flujo anular. Este flujo
helicoidal (en forma de espiral o sacacorchos) alrededor de la columna de perforación
hace que los recortes de perforación ubicados cerca de la pared del pozo, donde
existen condiciones de limpieza del pozo deficientes, regresen hacia las regiones del
espacio anular que tienen mejores características de transporte. Cuando es posible, la
rotación de la columna de perforación constituye uno de los mejores métodos para
retirar camas de recortes en pozos de alto ángulo y pozos horizontales.
4.1.2 Controlar las presiones de la formación.
Una función básica del fluido de perforación es controlar las presiones de la formación
para garantizar una operación de perforación segura. Típicamente, a medida que la
presión de la formación aumenta, se aumenta la densidad del fluido de perforación
agregando barita para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del agujero.
Esto impide que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos de
formación presurizados causen un reventón. La presión ejercida por la columna de
fluido de perforación mientras está estática (no circulando) se llama presión
hidrostática y depende de la densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical
Verdadera del pozo. Si la presión hidrostática de la columna de fluido de perforación
es igual o superior a la presión de la formación, los fluidos de la formación no fluirán
dentro del pozo.
Mantener un pozo “bajo control” se describe frecuentemente como un conjunto
de condiciones bajo las cuales ningún fluido de la formación fluye dentro del pozo.
Pero esto también incluye situaciones en las cuales se permite que los fluidos de la
formación fluyan dentro del pozo bajo condiciones controladas. Dichas condiciones
varían – de los casos en que se toleran altos niveles de gas de fondo durante la
perforación, a situaciones en que el pozo produce cantidades comerciales de petróleo
y gas mientras se está perforando. El control de pozo (o control de presión) significa
que no hay ningún flujo incontrolable de fluidos de la formación dentro del pozo. La
presión hidrostática también controla los esfuerzos adyacentes al pozo y que no son
ejercidos por los fluidos de la formación.
88
En las regiones geológicamente activas, las fuerzas tectónicas imponen
esfuerzos sobre las formaciones y pueden causar la inestabilidad de los pozos, aunque
la presión del fluido de la formación esté equilibrada. Los pozos ubicados en
formaciones sometidas a esfuerzos tectónicos pueden ser estabilizados equilibrando
estos esfuerzos con la presión hidrostática. Igualmente, la orientación del pozo en los
intervalos de alto ángulo y horizontales puede reducir la estabilidad del pozo, lo cual
también se puede controlar con la presión hidrostática. El peso de lodo usado para
perforar un pozo está limitado por el peso mínimo necesario para controlar las
presiones de la formación y el peso máximo del lodo que no fracturará la formación.
En la práctica, conviene limitar el peso del lodo al mínimo necesario para asegurar el
control del pozo y la estabilidad del pozo.
4.1.3 Suspender y descargar los recortes.
Los lodos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales
densificantes y los aditivos bajo una amplia variedad de condiciones, sin embargo
deben permitir la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos. Los
recortes de perforación que se sedimentan durante condiciones estáticas pueden
causar puentes y rellenos, los cuales, por su parte, pueden producir el atascamiento de
la tubería o la pérdida de circulación. El material densificante que se sedimenta
constituye un asentamiento y causa grandes variaciones de la densidad del fluido del
pozo. El asentamiento ocurre con mayor frecuencia bajo condiciones dinámicas en los
pozos de alto ángulo donde el fluido está circulando a bajas velocidades anulares. Las
altas concentraciones de sólidos de perforación son perjudiciales para prácticamente
cada aspecto de la operación de perforación, principalmente la eficacia de la
perforación y la velocidad de penetración. Estas concentraciones aumentan el peso y
la viscosidad del lodo, produciendo mayores costos de mantenimiento y una mayor
necesidad de dilución. También aumentan la potencia requerida para la circulación, el
espesor del revoque, el torque y el arrastre, y la probabilidad de pegadura por presión
diferencial. Se debe mantener un equilibrio entre las propiedades del fluido de
perforación que suspenden los recortes y las propiedades que facilitan la remoción de
los recortes por el equipo de control de sólidos. La suspensión de los recortes requiere
89
fluidos de alta viscosidad que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte con
propiedades tixotrópicas, mientras que el equipo de remoción de sólidos suele
funcionar más eficazmente con fluidos de viscosidad más baja. El equipo de control de
sólidos no es tan eficaz con los fluidos de perforación que no disminuyen su
viscosidad con el esfuerzo de corte, los cuales tienen un alto contenido de sólidos y
una alta viscosidad plástica. Para lograr un control de sólidos eficaz, los sólidos de
perforación deben ser extraídos del fluido de perforación durante la primera
circulación proveniente del pozo. Al ser circulados de nuevo, los recortes se
descomponen en partículas más pequeñas que son más difíciles de retirar. Un simple
método para confirmar la remoción de los sólidos de perforación consiste en
comparar el porcentaje de arena en el lodo en la línea de flujo y en el tanque de
succión.
4.1.4 Obturar las formaciones permeables.
La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de
formaciones porosas; las formaciones deben ser permeables para que los
hidrocarburos puedan ser producidos. Cuando la presión de la columna de lodo es
más alta que la presión de la formación, el filtrado invade la formación y un revoque
se deposita en la pared del pozo. Los sistemas de fluido de perforación deberían estar
diseñados para depositar sobre la formación un delgado revoque de baja
permeabilidad con el fin de limitar la invasión de filtrado. Esto mejora la estabilidad
del pozo y evita numerosos problemas de perforación y producción. Los posibles
problemas relacionados con un grueso revoque y la filtración excesiva incluyen las
condiciones de pozo “reducido”, registros de mala calidad, mayor torque y arrastre,
tuberías atascadas, pérdida de circulación, y daños a la formación. En las formaciones
muy permeables con grandes gargantas de poros, el lodo entero puede invadir la
formación, según el tamaño de los sólidos del lodo. Para estas situaciones, será
necesario usar agentes puenteantes para bloquear las aberturas grandes, de manera
que los sólidos del lodo puedan formar un sello. Para ser eficaces, los agentes
puenteantes deben tener un tamaño aproximadamente igual a la mitad del tamaño de
la abertura más grande.
90
4.1.5 Mantener la estabilidad del agujero.
La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores
mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos. La composición química y las propiedades
del lodo deben combinarse para proporcionar un pozo estable hasta que se pueda
introducir y cementar la tubería de revestimiento. Independientemente de la
composición química del fluido y otros factores, el peso del lodo debe estar
comprendido dentro del intervalo necesario para equilibrar las fuerzas mecánicas que
actúan sobre el pozo (presión de la formación, esfuerzos del pozo relacionados con la
orientación y la tectónica). La inestabilidad del pozo suele ser indicada por el
derrumbe de la formación, causando condiciones de agujero reducido, puentes y
relleno durante las maniobras. Esto requiere generalmente el ensanchamiento del
pozo hasta la profundidad original. (Se debe tener en cuenta que estos mismos
síntomas también indican problemas de limpieza del pozo en pozos de alto ángulo y
pozos difíciles de limpiar).
La mejor estabilidad del pozo se obtiene cuando éste mantiene su tamaño y su
forma cilíndrica original. Al desgastarse o ensancharse de cualquier manera, el pozo
se hace más débil y es más difícil de estabilizar. El ensanchamiento del pozo produce
una multitud de problemas, incluyendo bajas velocidades anulares, falta de limpieza
del pozo, mayor carga de sólidos, evaluación deficiente de la formación, mayores
costos de cementación y cementación inadecuada. El ensanchamiento del pozo a
través de las formaciones de arena y arenisca se debe principalmente a las acciones
mecánicas, siendo la erosión generalmente causada por las fuerzas hidráulicas y las
velocidades excesivas a través de las toberas de la barrena. Se puede reducir
considerablemente el ensanchamiento del pozo a través de las secciones de arena
adoptando un programa de hidráulica más prudente, especialmente en lo que se
refiere a la fuerza de impacto y a la velocidad de la tobera. Las arenas mal
consolidadas y débiles requieren un ligero sobrebalance y un revoque de buena
calidad que contenga bentonita para limitar el ensanchamiento del pozo. En las lutitas,
si el peso del lodo es suficiente para equilibrar los esfuerzos de la formación, los pozos
son generalmente estables – inicialmente. Con lodos a base de agua, las diferencias
91
químicas causan interacciones entre el fluido de perforación y la lutita, las cuales
pueden producir (con el tiempo) el hinchamiento o el ablandamiento. Esto causa otros
problemas, tales como el asentamiento y condiciones de agujero reducido. Las lutitas
secas, quebradizas, altamente fracturadas, con altos ángulos de buzamiento pueden
ser extremadamente inestables cuando son perforadas.
La insuficiencia de estas formaciones secas y quebradizas es principalmente de
carácter mecánico y normalmente no está relacionada con las fuerzas hidráulicas o
químicas. Los sistemas con altos niveles de calcio, potasio u otros inhibidores
químicos son mejores para perforar en formaciones sensibles al agua. Sales,
polímeros, materiales asfálticos, glicoles, aceites, agentes tensioactivos y otros
inhibidores de lutita pueden ser usados en los fluidos de perforación a base de agua
para inhibir el hinchamiento de la lutita e impedir el derrumbe. La lutita está
caracterizada por composiciones y sensibilidades tan variadas que no se puede aplicar
universalmente ningún aditivo en particular. Los fluidos de perforación a base de
petróleo o sintéticos se usan frecuentemente para perforar las lutitas más sensibles al
agua, en áreas donde las condiciones de perforación son difíciles. Estos fluidos
proporcionan una mejor inhibición de lutita que los fluidos de perforación a base de
agua.
4.1.6 Minimizar los daños al yacimiento.
La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la
producción es muy importante. Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad
natural de una formación productiva es considerada como daño a la formación. Estos
daños pueden producirse como resultado de la obturación causada por el lodo o los
sólidos de perforación, o de las interacciones químicas (lodo) y mecánicas (conjunto
de perforación) con la formación. El daño a la formación es generalmente indicado por
un valor de daño superficial o por la caída de presión que ocurre mientras el pozo está
produciendo (diferencial de presión del yacimiento al pozo).
El tipo de procedimiento y método de completación determinará el nivel de
protección requerido para la formación. Por ejemplo, cuando un pozo está entubado,
cementado y perforado, la profundidad de perforación permite generalmente una
92
producción eficaz, a pesar de los daños que puedan existir cerca del agujero. En
cambio, cuando se termina un pozo horizontal usando uno de los métodos
“completación en pozo abierto”, se requiere usar un fluido de “perforación del
yacimiento” diseñado especialmente para minimizar los daños. Aunque los daños
causados por el fluido de perforación no sean casi nunca tan importantes que no se
pueda producir el petróleo y/o gas, sería prudente tener en cuenta los posibles daños
a la formación al seleccionar un fluido para perforar los intervalos productivos
potenciales.
Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación son los
siguientes:
a) Invasión de la matriz de la formación por el lodo o los sólidos de perforación,
obturando los poros.
b) Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del yacimiento,
reduciendo la permeabilidad.
c) Precipitación de los sólidos como resultado de la incompatibilidad entre el
filtrado y los fluidos de la formación.
d) Precipitación de los sólidos del filtrado del lodo con otros fluidos, tales como
las salmueras o los ácidos, durante los procedimientos de completación o
estimulación.
e) Formación de una emulsión entre el filtrado y los fluidos de la formación,
limitando la permeabilidad.
La posibilidad de daños a la formación puede ser determinada a partir de los datos de
pozos de referencia y del análisis de los núcleos de la formación para determinar la
permeabilidad de retorno. Fluidos de perforación diseñados para minimizar un
problema en particular, fluidos de perforación del yacimiento diseñados
especialmente, o fluidos de rehabilitación y completación pueden ser usados para
minimizar los daños a la formación.
93
4.1.7 Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.
Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de
calor por fricción en la barrena y en las zonas donde la columna de perforación
rotatoria roza contra la tubería de revestimiento y el pozo. La circulación del fluido de
perforación enfría la barrena y el conjunto de perforación, alejando este calor de la
fuente y distribuyéndolo en todo el pozo. La circulación del fluido de perforación
enfría la columna de perforación hasta temperaturas más bajas que la temperatura de
fondo. Además de enfriar, el fluido de perforación lubrica la columna de perforación,
reduciendo aún más el calor generado por fricción. Las barrenas, los motores de fondo
y los componentes de la columna de perforación fallarían más rápidamente si no fuera
por los efectos refrigerantes y lubricantes del fluido de perforación. La lubricidad de
un fluido en particular es medida por su Coeficiente de Fricción (COF), y algunos lodos
proporcionan una lubricación más eficaz que otros. Por ejemplo, los lodos base de
aceite y sintético lubrican mejor que la mayoría de los lodos base agua, pero éstos
pueden ser mejorados mediante la adición de lubricantes. En cambio, los lodos base
agua proporcionan una mayor lubricidad y capacidad refrigerante que el aire o el gas.
El coeficiente de lubricación proporcionado por un fluido de perforación varía
ampliamente y depende del tipo y de la cantidad de sólidos de perforación y
materiales densificantes, además de la composición química del sistema – pH,
salinidad y dureza. Aun cuando se ha realizado una evaluación exhaustiva, teniendo
en cuenta todos los factores pertinentes, es posible que la aplicación de un lubricante
no produzca la reducción anticipada del torque y del arrastre. Altos valores de torque
y arrastre, un desgaste anormal, y el agrietamiento por calor de los componentes de la
columna de perforación constituyen indicios de una lubricación deficiente.
El fluido de perforación ayuda a soportar una porción del peso de la columna
de perforación o tubería de revestimiento mediante la flotabilidad. Cuando una
columna de perforación, una tubería de revestimiento corta o una tubería de
revestimiento está suspendida en el fluido de perforación, una fuerza igual al peso del
lodo desplazado la mantiene a flote, reduciendo la carga del gancho en la torre de
perforación. La flotabilidad está directamente relacionada con el peso del lodo; por lo
94
tanto, un fluido de 18-lb/gal proporcionará el doble de la flotabilidad proporcionada
por un fluido de 9-lb/gal. El peso que una torre de perforación puede sostener está
limitado por su capacidad mecánica, un factor que se hace cada vez más importante
con el aumento de la profundidad, a medida que el peso de la sarta de perforación y de
la tubería de revestimiento se hace enorme. Aunque la mayoría de los equipos de
perforación tengan suficiente capacidad para manejar el peso de la columna de
perforación sin flotabilidad, éste es un factor importante que se debe tener en cuenta
al evaluar el punto neutro (cuando la columna de perforación no está sometida a
ningún esfuerzo de tensión o compresión). Sin embargo, cuando se introducen largas
y pesadas tuberías de revestimiento, se puede usar la flotabilidad para proporcionar
una ventaja importante.
4.1.8 Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.
La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de
penetración, mejorando la remoción de recortes en la barrena. Esta energía también
alimenta los motores de fondo que hacen girar la barrena y las herramientas de
medición al perforar y registro al perforar. Los programas de hidráulica se basan en el
dimensionamiento correcto de las toberas de la barrena para utilizar la potencia
disponible (presión o energía) de la bomba de lodo a fin de maximizar la caída de
presión en la barrena u optimizar la fuerza de impacto del chorro sobre el fondo del
pozo. Los programas de hidráulica están limitados por la potencia disponible de la
bomba, las pérdidas de presión dentro de la columna de perforación, la presión
superficial máxima permisible y el caudal óptimo. Los tamaños de las toberas se
seleccionan con el fin de aprovechar la presión disponible en la barrena para
maximizar el efecto del impacto de lodo en el fondo del pozo. Esto facilita la remoción
de los recortes debajo de la barrena y ayuda a mantener limpia la estructura de corte.
Las pérdidas de presión en la columna de perforación son mayores cuando se
usan fluidos con densidades, viscosidades plásticas y contenidos de sólidos más altos.
Los fluidos de perforación que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, de
bajo contenido de sólidos, o los fluidos que tienen características reductoras de
arrastre, son más eficaces para transmitir la energía hidráulica a las herramientas de
95
perforación y a la barrena. En los pozos someros, la potencia hidráulica disponible es
generalmente suficiente para asegurar la limpieza eficaz de la barrena.
4.1.9 Asegurar una evaluación adecuada de la formación.
La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación
de perforación, especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades
químicas y físicas del lodo afectan la evaluación de la formación. Las condiciones
físicas y químicas del agujero después de la perforación también afectan la evaluación
de la formación. Durante la perforación, técnicos llamados registradores de lodo
controlan la circulación del lodo y de los recortes para detectar indicios de petróleo y
gas. Estos técnicos examinan los recortes para determinar la composición mineral, la
paleontología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta información
se registra en un registro geológico
que indica la litología, la velocidad de
penetración, la detección de gas y los recortes impregnados de petróleo, además de
otros parámetros geológicos y de perforación importantes. Los registros eléctricos
con cable son realizados para evaluar la formación con el fin de obtener información
adicional. También se pueden obtener núcleos de pared usando herramientas
transportadas por cable de alambre. Los registros con cable incluyen la medición de
las propiedades eléctricas, sónicas, nucleares y de resonancia magnética de la
formación, para identificar la litología y los fluidos de la formación.
Todos estos métodos de evaluación de la formación son afectados por el fluido
de perforación. Por ejemplo, si los recortes se dispersan en el lodo, el geólogo no
tendrá nada que evaluar en la superficie. O si el transporte de los recortes no es
bueno, será difícil para el geólogo determinar la profundidad a la cual los recortes se
originaron. Los lodos a base de petróleo, lubricantes, asfaltos y otros aditivos
ocultarán los indicios de hidrocarburos en los recortes. Ciertos registros eléctricos son
eficaces en fluidos conductores, mientras que otros lo son en fluidos no conductores.
Las propiedades del fluido de perforación afectarán la medición de las
propiedades de la roca por las herramientas eléctricas de cable. Los lodos que
contienen altas concentraciones iónicas de potasio perjudican el registro de la
radioactividad natural de la formación. La salinidad alta o variable del filtrado puede
96
dificultar o impedir la interpretación de los registros eléctricos. Las herramientas de
registro con cable deben ser introducidas desde la superficie hasta el fondo, y las
propiedades de la roca se miden a medida que las herramientas son retiradas del
pozo.
4.1.10 Controlar la corrosión.
Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento que
están constantemente en contacto con el fluido de perforación están propensos a
varias formas de corrosión. Los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de
carbono y sulfuro de hidrógeno pueden causar graves problemas de corrosión, tanto
en la superficie como en el fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosión.
Por lo tanto, una función importante del fluido de perforación es mantener la
corrosión a un nivel aceptable. Además de proteger las superficies metálicas contra la
corrosión, el fluido de perforación no debería dañar los componentes de caucho o
elastómeros. Cuando los fluidos de la formación y/u otras condiciones de fondo lo
justifican, metales y elastómeros especiales deberían ser usados. Muestras de
corrosión deberían ser obtenidas durante todas las operaciones de perforación para
controlar los tipos y las velocidades de corrosión. La aireación del lodo, formación de
espuma y otras condiciones de oxígeno ocluido pueden causar graves daños por
corrosión en poco tiempo. Los inhibidores químicos y secuestradores son usados
cuando el riesgo de corrosión es importante. Los inhibidores químicos deben ser
aplicados correctamente. Las muestras de corrosión deberían ser evaluadas para
determinar si se está usando el inhibidor químico correcto y si la cantidad es
suficiente. Esto mantendrá la velocidad de corrosión a un nivel aceptable. El sulfuro de
hidrógeno puede causar una falla rápida y catastrófica de la columna de perforación.
Este producto también es mortal para los seres humanos, incluso después de
cortos periodos de exposición y en bajas concentraciones. Cuando se perfora en
ambientes de alto contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de alto pH,
combinados con un producto químico secuestrador de sulfuro, tal como el cinc.
97
4.1.11 Facilitar la cementación y la completación.
El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de
revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las
operaciones de completación. La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de
la zona y la completación exitosa del pozo. Durante la introducción de la tubería de
revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el suaveo y pistoneo, de
manera que no se produzca ninguna pérdida de circulación inducida por las fracturas.
Resulta más fácil introducir la tubería de revestimiento dentro de un pozo liso
de calibre uniforme, sin recortes, derrumbes o puentes. El lodo debería tener un
revoque fino y liso. Para que se pueda cementar correctamente la tubería de
revestimiento, todo el lodo debe ser desplazado por los espaciadores, los fluidos de
limpieza y el cemento. El desplazamiento eficaz del lodo requiere que el pozo tenga un
calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja viscosidad y bajas resistencias de
gel no progresivas. Las operaciones de completación tales como la perforación y la
colocación de filtros de grava también requieren que el pozo tenga un calibre casi
uniforme y pueden ser afectadas por las características del lodo.
4.1.12 Minimizar el impacto al ambiente.
Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser
eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de
bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más
deseables. La mayoría de los países han establecido reglamentos ambientales locales
para los desechos de fluidos de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de
petróleo, anhidros y sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales
y no existe ningún conjunto único de características ambientales que sea aceptable
para todas las ubicaciones. Esto se debe principalmente a las condiciones complejas y
cambiantes que existen por todo el mundo, la ubicación y densidad de las poblaciones
humanas, la situación geográfica local (costa afuera o en tierra), altos o bajos niveles
de precipitación, la proximidad del sitio de eliminación respecto a las fuentes de agua
superficiales y subterráneas, la fauna y flora local, y otras condiciones.
98
4.2 ANÁLISIS DE FUNCIONES VS PROPIEDADES DEL FLUIDO DE CONTROL.
Diferentes propiedades del lodo pueden afectar a una función en particular del
lodo. Aunque el ingeniero de lodo sólo modifique una o dos propiedades para
controlar una función en particular del fluido de perforación, es posible que otra
función sea afectada. Se debe reconocer el efecto que las propiedades del lodo tienen
sobre todas las funciones, así como la importancia relativa de cada función. Por
ejemplo, la presión de la formación es controlada principalmente mediante la
modificación del peso del lodo, pero el efecto de la viscosidad sobre las pérdidas de
presión anular y la densidad equivalente de circulación debería ser considerada para
evitar la pérdida de circulación.
La ingeniería de fluidos de perforación casi siempre impone “concesiones mutuas”
en lo que se refiere al tratamiento y al mantenimiento de las propiedades necesarias
para lograr las funciones requeridas. Un lodo de alta viscosidad puede mejorar la
limpieza del pozo, pero también puede reducir la eficacia hidráulica, aumentar la
retención de sólidos, reducir la velocidad de penetración y modificar los requisitos de
dilución y tratamiento químico. Los ingenieros de fluidos de perforación
experimentados están conscientes de estas concesiones mutuas y saben cómo mejorar
una función mientras minimizan el impacto de las modificaciones de las propiedades
del lodo sobre las otras funciones.
4.3 SELECCIÓN DEL FLUIDO DE CONTROL EN PERFORACIÓN DE POZOS
PETROLEROS.
Una de las tareas cruciales es la selección del fluido de control. Inicialmente, la
anticipación de los problemas del pozo ayuda a seleccionar un sistema de fluido de
perforación específico para un pozo en particular. Sin embargo, otros factores pueden
existir, exigiendo el uso de un sistema diferente. El costo, la disponibilidad de los
productos y los factores ambientales siempre son consideraciones importantes. No
obstante, la experiencia y las preferencias de los representantes de la compañía
petrolera suelen ser los factores decisivos. Muchos pozos son perforados con éxito
usando fluidos que no fueron seleccionados simplemente por razones de rendimiento.
99
El éxito de estos pozos se debe a los ingenieros de lodo experimentados que adaptan
el sistema de fluido de perforación para satisfacer las condiciones específicas
encontradas en cada pozo.
Una selección del fluido apropiado deberá considerarse de acuerdo a las
operaciones específicas de perforación, terminación y mantenimiento a los pozos.
Estas características serán:
Densidad del fluido: Una densidad suficiente que controle las presiones del
pozos, que sea igual o ligeramente mayor que la presión de formación; es razonable de
7 a 14 kg/cm² (100 a 200 lb/pg²). Los fluidos de reparación con una presión de
equilibrio son ideales ya que disminuirán los daños a la formación, reduciendo las
pérdidas por sobrebalanceo. En la actualidad son prácticos por los dispositivos
modernos que se disponen para el control de presión.
Viscosidad del fluido: Al mantener esta característica en condiciones de fluidez,
permite la circulación para desalojar los recortes de fierro, cemento y otros residuos a
la superficie. Los productos viscosificantes serán seleccionados en función al tipo de
fluido, puesto que pruebas de laboratorio demuestran que algunos afectan y reducen
permeabilidad de la formación.
Libre de sólidos: Para ciertas operaciones el fluido debe encontrarse con el
mínimo de partículas sólidas en suspensión, ya que puede obstruir los intervalos
productores reduciendo sustancialmente la producción después de una operación de
estimulación o tratamiento al pozo.
Características de la invasión: Deberá limitarse al mínimo la invasión, sobre todo
en pozos que tengan baja permeabilidad. El filtrado que llegue a entrar a la formación
deberá tener el mínimo efecto en las formaciones. Las partículas mayores a la mitad
del diámetro de los poros, normalmente forman un puente que impedirá la entrada de
los fluidos al pozo. Partículas menores a dos micras generalmente pasan sin
congestionar los poros.
No ser corrosivo: Para evitar posibles fallas en los componentes metálicos
tubulares y de superficie, originando problemas de pesca posteriores.
100
Aspectos económicos: La selección dependerá a que el fluido sea compatible con
la formación productora para evitar los menores daños a la misma. Hay ocasiones en
que los fluidos menos costosos causan poco o ningún daño. Por lo general lo frágil de
la formación será la consideración principal.
Estabilidad del fluido: Estas características es muy importante cuando un fluido
permanecerá en el pozo durante un período prolongado. Debe tener la estabilidad
suficiente para soportar los cambios de temperatura principalmente a mayores
profundidades y elevadas temperaturas. Al no atenderse esta condición originará
problemas en la recuperación de los aparejos de producción y posibles operaciones de
pesca.
Prevenir la contaminación: La adición de productos químicos (líquidos y sólidos)
a los fluidos de terminación y reparación puede causar problemas ambientales. Por lo
que en su preparación y uso en los pozos, deberán aplicarse las medidas de seguridad
establecidas para cuidar y mantener el entorno ecológico y el ambiente marino.
La recomendación de un sistema de fluido de perforación debería estar basada en
la capacidad del fluido para lograr las funciones esenciales y minimizar los problemas
anticipados en el pozo. Aunque las funciones descritas sirvan de pautas para la
selección del lodo, estas funciones no deberían constituir la única base para la
selección de un fluido de perforación para un pozo en particular. El proceso de
selección debe fundarse en una amplia base de experiencias, conocimientos locales y
el estudio de las mejores tecnologías disponibles.
4.4 OPCIONES DE MANEJO DE DESECHOS PARA FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y
RECORTES.
OPCIONES COSTAFUERA
Los operadores costafuera tienen tres opciones básicas en lo que se refiere a la
eliminación de desechos – descarga, transporte a tierra, o molienda e inyección. Si el
operador descarga los desechos, entonces la mayoría de los puntos mencionados
anteriormente sobre la contaminación desempeñará un papel en el diseño del sistema
de lodo. Los avances que permiten minimizar el impacto potencial sobre el medio
101
ambiente de las descargas de fluidos de perforación, suelen reducir el número de
exposiciones de los trabajadores a los materiales potencialmente dañinos. Si el
operador decide inyectar los desechos, esto se debe tomar en cuenta en las primeras
etapas de la planificación del pozo, en lo que se refiere al diseño de los materiales
tubulares y las profundidades de las zapatas de la tubería de revestimiento.
La inyección anular incluye la molienda de todos los desechos sólidos y líquidos
para formar una lechada. Luego esta lechada es bombeada dentro del espacio anular,
entre dos tuberías de revestimiento, dentro de una fractura subsuperficial. Además, el
operador debe tener una opción de eliminación de reserva en caso de que no se pueda
inyectar todo el fluido. Si los desechos de lodo y los recortes deben ser transportados
a tierra, las principales preocupaciones serán el volumen, la capacidad de
almacenamiento y transporte, y las responsabilidades relacionadas con diferentes
métodos de manejo y eliminación en tierra.
OPCIONES EN TIERRA
Las consideraciones principales relacionadas con la eliminación de lodos y
desechos asociados usados en tierra son los contenidos de metales pesados, sales e
hidrocarburos. La mayoría de los estados en los Estados Unidos regulan el
otorgamiento de permisos, el procesamiento y la eliminación de los contenidos de los
tanques de reserva con respecto a estos tres parámetros. Cuando se trata de
determinar el mejor método de eliminación de dichos componentes del lodo, el
operador debe tomar en cuenta los aspectos económicos, la operación de eliminación,
el impacto sobre el medio ambiente del producto final y cualquier residuo. Varios
métodos de eliminación han sido aprobados para la limpieza de los tanques de
reserva. Siempre y cuando el impacto ambiental esté controlado, el operador tiene la
opción de seleccionar el método más rentable para manejar los desechos. Sin
embargo, en el futuro, algunos de los métodos comunes de eliminación usados
actualmente serán probablemente sometidos a restricciones, y por lo tanto, los
aspectos económicos quizás no tengan la misma importancia como ahora. El costo
total del método de eliminación seleccionado incluye el costo de operación,
102
transporte, uso de energía, mantenimiento, mano de obra y eliminación de cualquier
residuo formado. Además, el operador debe considerar la posible responsabilidad
futura. Al tratar las cuestiones operacionales, los factores importantes incluyen la
seguridad, la confiabilidad y la velocidad de procesamiento. Por último, el operador
debe considerar el impacto sobre el medio ambiente.
La descarga del lodo y de los recortes dentro de un tanque de reserva es la
técnica de manejo de desechos más común usada actualmente en los Estados Unidos.
Después de la descarga, se deshidrata y se rellena el tanque para cubrir los sólidos.
Cuando se usa conjuntamente con productos avanzados de fluido de perforación, este
método puede ser la mejor tecnología para minimizar los desechos en la fuente.
Sin embargo, como los contaminantes tales como los metales pesados, las sales y
los hidrocarburos pueden incorporarse al fluido de perforación a partir de las
formaciones subterráneas, la técnica del foso de descarga tiene ciertas limitaciones.
En muchas zonas, se requiere un análisis químico del contenido del tanque de reserva
para confirmar los niveles seguros de sustancias potencialmente dañinas como la sal o
el aceite.
La labranza o diseminación en tierra es un método de eliminación popular en
muchas regiones del mundo, especialmente para sistemas de lodo no disperso de bajo
contenido de sólidos, que tienen un bajo contenido de aceite o sal. La labranza es un
método de eliminación que utiliza la dilución y la destrucción de las sustancias
potencialmente peligrosas. Se mezcla la tierra nativa con el lodo y los recortes
(dilución) y los procesos naturales como la biodegradación reducen los materiales
orgánicos en compuestos más simples (destrucción). La lixiavilidad de los
contaminantes puede ser tratada por dilución y/o estabilización. En algunos países, se
recomienda el método de labranza para ayudar a acondicionar el suelo. Varios estados
de los Estados Unidos han permitido la labranza de los recortes de lodo de aceite. Con
el advenimiento de lodos base sintético menos tóxicos, esta técnica de manejo de
desechos puede seguir creciendo. Igual a la tecnología de cierre del foso de reserva, se
suele requerir un análisis químico para confirmar que las sustancias potencialmente
dañinas están a niveles seguros.
103
La inyección anular tiene aplicaciones en ciertos ambientes de descarga. Aunque
la tecnología de inyección permita suprimir la eliminación fuera del sitio y los tanques
de reserva, las preocupaciones relacionadas con la contaminación del agua
subterránea han limitado e incluso prohibido el uso de esta tecnología en ciertas
zonas. De nuevo, la planificación preliminar es crítica para el éxito de la inyección
anular.
La estabilización puede ser usada como medida adicional en el sitio para minimizar
los impactos potenciales sobre el medio ambiente. Al incorporar sustancias
potencialmente dañinas como los metales pesados, dentro de una matriz
químicamente estable, la frecuencia de lixiviación de sustancias tóxicas hacia el medio
ambiente puede ser reducida a niveles seguros. Al mejorar la calidad de los materiales
usados para estabilizar los desechos, puede aumentar considerablemente la eficiencia
de esta tecnología. Esta tecnología es muy eficaz para estabilizar los metales pesados y
puede ser aplicada a fluidos que contienen modestos niveles de hidrocarburos y/o sal.
Sin embargo, altos niveles de contaminación de sal y aceite pueden debilitar la matriz
de los desechos estabilizados y resultar en la lixiviación hacia el medio ambiente de
niveles inaceptables de sustancias tóxicas. No se debe confundir la estabilización con
la solidificación, un método donde materiales secos son mezclados con la corriente de
desechos para cambiar su estado físico sin tratar la lixiviación de los contaminantes
potenciales. Nuevas técnicas. Varios métodos nuevos de eliminación están siendo
estudiados. La incineración y la degradación bacteriana, por ejemplo, se usan con
sistemas de lodo base aceite. La incineración destruye el material orgánico a
temperaturas elevadas. Sin embargo, esto produce la contaminación del aire, altas
temperaturas y presiones, y posiblemente fallas mecánicas del incinerador. El alto
consumo de energía también constituye un gran motivo de preocupación. La
degradación bacteriana ha sido usada por muchos años. Recientemente, los
productores han comenzado a usar bacterias liofilizadas y paquetes de nutrientes
para acelerar la degradación del aceite en los tanques. Este método es muy eficaz pero
requiere demasiado tiempo.
La destilación y la extracción de fluidos críticos son dos métodos que se refieren al
reciclaje del aceite. El aceite es separado de los recortes usando solventes o calor, y
104
luego devuelto al sistema de lodo activo. Cuando se usa un calor excesivo, el craqueo
químico puede producirse. Si es ejecutada correctamente, la destilación permite la
recuperación del aceite, reduciendo los costos del sistema de lodo. La remoción del
aceite de los recortes permite mayores opciones de eliminación de recortes, reduce el
tamaño del tanque de reserva necesario (o lo elimina simplemente), y reduce la
responsabilidad futura. Sin embargo, con la destilación hay que proceder con mucho
cuidado, porque el craqueo químico puede cambiar los puntos de inflamación y
anilina del aceite devuelto. Podemos anticipar controles y reglamentos más estrictos
para el futuro, y el costo de los fluidos de perforación aumentará para cumplir con las
restricciones impuestas por todo el mundo respecto al medio ambiente y a la salud.
Debido al mayor uso de sistemas de lodo menos tóxicos, los costos de limpieza
disminuirán. Habrá más opciones para la eliminación, y por lo tanto se reducirán los
costos de cierre. El balance entre el costo inicial del lodo y el costo final de cierre será
un factor determinante en el desarrollo de productos. Finalmente, la tendencia será
hacia sistemas de circuito cerrado y el reciclaje de los sistemas, lo cual reducirá la
necesidad de tanques de reserva y el volumen de desechos a eliminar.
DESECHOS ASOCIADOS Algunos de los desechos asociados con los sistemas de
fluido de perforación suelen ignorarse y pueden ser especialmente problemáticos.
Específicamente, se trata de los residuos asociados con equipos/procesamiento y agua
de lavado. Éste es un tema donde la minimización del volumen de desechos generados
puede atenuar los altos costos de eliminación y la responsabilidad futura
potencialmente alta. El agua de lavado debería ser reutilizada cuando sea posible.
Cualquier residuo del equipo de limpieza de lodo que pueda ser colocado legalmente
dentro del tanque, debería ser colocado allí inmediatamente en vez de ser devuelto al
almacén para ser limpiado. Muchos bidones y cubos pueden ser enjuagados tres veces,
con el agua de lavado descargada en el sistema de lodo. Estos recipientes limpios y
vacíos pueden ser devueltos o eliminados como productos no peligrosos. El envasado
a granel goza de una popularidad cada vez mayor porque minimiza la contaminación
al reducir el número de recipientes. También conserva las materias primas y puede
reducir la exposición del personal al producto.
105
4.5 Peligros y características del H2S.
El gas de sulfuro de hidrógeno a bajas concentraciones tiene un olor fétido a huevos
podridos y no se puede oler a altas concentraciones. Este gas ácido incoloro y
altamente reactivo es peligroso para los trabajadores y perjudicial para los equipos de
perforación, incluso a bajas concentraciones. El H2S es más pesado que el aire y tiende
a acumularse en áreas bajas al ser descargado. Los compartimientos cerrados y
tanques de almacenamiento son especialmente peligrosos. El H2S también puede
acumularse en la parte superior de los tanques de lodo, cuando hay poco viento o
movimiento de aire. Concentraciones letales pueden acumularse encima de los
tanques de lodo o en tanques, incluso cuando la concentración es tan baja que puede
ser considerada insignificante. Cada vez que el H2S está presente o que hay alguna
posibilidad de que esté presente, se debería advertir a todo el personal del equipo de
perforación para que no se inclinan o bajen la mano dentro de los tanques de lodo. El
gas es muy inflamable y forma una mezcla explosiva con el aire. Incluso cortos
periodos de exposición al sulfuro de hidrógeno pueden matar o lesionar gravemente a
los seres humanos y causar roturas catastróficas de los materiales tubulares de acero.
Las “Prácticas Recomendadas para la Perforación Segura en Pozos que Contienen
Sulfuro de Hidrógeno” del Instituto Americano del Petróleo (API RP49) describen
detalladamente los peligros y las prácticas seguras para las operaciones de
perforación en zonas que contienen H2S. El nivel máximo al cual los trabajadores
pueden ser expuestos repetidamente sin peligro, i.e. el valor umbral límite, sólo es 10
ppm de H2S. La norma aceptada por la industria requiere el uso de dispositivos de
protección respiratoria para concentraciones superiores a 10 ppm. El límite peligroso,
o la concentración que puede causar la muerte, son 250 ppm/hora. La pérdida de
conocimiento ocurre después de una exposición corta a una concentración de 500
ppm, seguida por la interrupción de la respiración y la muerte, si no se administra un
tratamiento rápido. A continuación se describen los efectos físicos de la exposición al
sulfuro de hidrógeno:
106
• 10 ppm – Olor obvio y desagradable; exposición repetida sin efectos
perjudiciales.
• 15 ppm – Límite de exposición a corto plazo (15 min).
• 20 ppm – Irritación de los ojos y de las vías respiratorias (1 hora).
• 50 ppm – Pérdida del olfato (15 min); dolor de cabeza, mareo y tambaleo
(1 hora).
• 100 ppm – Tos, irritación de los ojos y pérdida del olfato (3 a 15 min); dificultad
para respirar, dolor de los ojos y somnolencia (15 a 20 min); irritación de la garganta
(1 hora).
• 200 ppm – Atenuación rápida del olfato, irritación de los ojos y la garganta.
• 500 ppm – La pérdida de conocimiento ocurre después de una exposición corta y
la víctima deja de respirar, si no recibe un tratamiento rápido; mareo, pérdida de la
razón y del equilibrio; las víctimas requieren administración inmediata de
reanimación cardiopulmonar por ventilación artificial.
• 700 ppm – La pérdida de conocimiento ocurre rápidamente; la víctima se muere
si no es rescatada y tratada a tiempo.
• 1.000 ppm – La pérdida de conocimiento ocurre inmediatamente, seguida por
muerte en pocos minutos.
107
CONCLUSIÓN.
Es fundamental que el ingeniero de fluidos tenga presente que cada cambio que
experimenta el lodo utilizado repercute drásticamente en las operaciones de
perforación, el conocimiento y responsabilidad determinan el éxito de las
operaciones.
Para el desarrollo integral de la perforación de pozos petroleros, se debe tener un
entendimiento muy grande del comportamiento de los fluidos de control, porque en
ellos tenemos la columna vertebral del programa de perforación, ya que sin este
elemento no sería posible desarrollar el mismo.
Teniendo en cuenta las pérdidas de energía, que como sabemos en el los sistemas
reales siempre estarán presentes, como es el efecto Joule en el área eléctrica, en el
área mecánica tenemos la fricción por el movimiento de un objeto en un fluido o
viceversa. Lo anterior trae como consecuencia un mayor gasto en potencia mecánica
que traerá consigo un incremento económico en el desarrollo de tal proyecto, tales
como, un mayor gasto en electricidad y combustible para la alimentación de los
motores eléctricos y de combustión interna. La velocidad de rotación es un punto
importante en el desarrollo de la perforación ya que esta variable puede darnos las
condiciones eficientes de la perforación, por lo tanto es de gran importancia tener un
buen conocimiento del cálculo y el control de esta en campo.
Siempre que se ejecuten operaciones con los fluidos de control, va a tener la
necesidad de manejar y relacionar cuatro de sus propiedades fundamentales ya
descritas anteriormente.

Densidad.

Viscosidad.

Gelatinosidad.

Potencial-hidrógeno (pH).
El desconocimiento y manejo incorrecto de estas propiedades, ha ocasionado
desde incremento en tiempo, costo y hasta pérdida del pozo.
108
Los fluidos de perforación son una pieza clave en la viabilidad económica del
desarrollo en todas las etapas de un programa de perforación, ya que con la selección
adecuada de los mismos podremos mantener los costos mínimos del proyecto, así
como el análisis inadecuado y selección errónea de estos nos puede traer
consecuencias y daños catastróficos poniendo en peligro la integridad física de los
trabajadores y un daño al ecosistema circundante. Ya que en los pozos petroleros,
durante las etapas de perforación, existe la probabilidad de que se origine un brote;
esto se debe al desbalance entre la presión de formación y presión hidrostática del
fluido de control. Si los brotes son detectados a tiempo, aplicando las medidas
inmediatas y adecuadas para manejarlo en superficie, no causa daños industriales,
ecológicos o al personal. Pero en caso contrario, se incrementan los tiempos y costos
de la intervención.
Si el brote no se detecta tiempo, y no se aplican las medidas correctas en superficie
para manejarlo o no se tiene integridad en los sistemas superficiales de control; este
puede manifestarse de forma violeta en superficie, con todo el potencial contenido en
la formación productora y sin poder manejar los fluidos a voluntad. En la industria
petrolera, a esta condición se le conoce como “descontrol de pozo”.
En algunos de los casos un descontrol puede alcanzar la magnitud de siniestro,
causando la pérdida total del equipo, del pozo, daños severos al personal, al entorno
social y ecológico.
Si bien, la ocurrencia de los brotes confirma la presencia de hidrocarburos, es
sumamente importante que durante la intervención en un pozo, cualquiera que sea su
objetivo, se eviten estos eventos mediante la aplicación de sistemas adecuados de:

Fluidos de perforación.

Conexiones superficiales de control.

Equipos superficiales de medición de parámetros.

Prácticas operativas.
109

Personal debidamente capacitado y entrenado.
En la figura 16; se observan diferentes siniestros en campo, muchos de ellos
por descuidos, malos cálculos y control inadecuado de las propiedades del fluidos de
perforación, eso incluye un mal manejo de las presiones de la formación.
FIGURA 16. Siniestros en plataforma terrestre.
Fuente:
Nous group, Siniestro en plataforma terrestre, ca, Fundamentos de exploración y producción del petróleo.
De las funciones de los fluidos de perforación, se tiene un panorama en la
selección del tipo de fluido de perforación a utilizar, así como el posible
comportamiento que tendrá este sistema de fluidos ya en operación. Por ello es
importante un previo estudio del área productora para seleccionar las propiedades
adecuadas del fluido a emplear. Como ya se describió anteriormente las principales
funciones del fluido de perforación son las siguientes:
1.
Retirar los recortes del pozo.
2.
Controlar las presiones de la formación.
3.
Suspender y descargar los recortes.
4.
Obturar las formaciones permeables.
5.
Mantener la estabilidad del agujero.
6.
Minimizar los daños al yacimiento.
7.
Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.
110
8.
Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.
9.
Asegurar una evaluación adecuada de la formación.
10.
Controlar la corrosión.
11.
Facilitar la cementación y la completación.
12.
Minimizar el impacto al ambiente.
A pesar de que la elección de un adecuado fluido de perforación es de vital
importancia en la operación, es adecuado mencionar que forma parte de una división
de un vasto proceso de planificación de perforación, siendo esta la penúltima de las
etapas; llamada “Ejecución”. Y la relevancia que toma; es debido a que en esta etapa se
tiene una demanda mayor de tiempo y recursos económicos (Perforación). En la
figura 17 se observan las distintas etapas de la planificación de perforación.
FIGURA 17. Etapas de la planificación de perforación.
Fuente:
Nous group, Etapas de la planificación de perforación, ca, Fundamentos de exploración y producción del petróleo.
Durante la perforación de un pozo petrolero se debe cumplir con un programa
operativo el cual realza la importancia de la seguridad del personal, calidad de la
operación y cuidado del ambiente, por consecuente, el impacto positivo en los costos
de la intervención. Para alcanzar los objetivos en las operaciones, la industria
111
petrolera involucra diversas disciplinas del conocimiento que trabajan en conjunto.
Sin embargo en la perforación de pozos petroleros como en muchos otros casos, no se
puede predecir el comportamiento del subsuelo en sus diferentes etapas de
perforación, siendo el programa operativo entregado por el departamento de diseño,
un modelo idealizado de la operación. Si bien el personal operativo está
comprometido con entregar resultados óptimos y viables para la compañía, es
necesario saber que en la mayoría de las intervenciones registradas siempre ha
existido un desfase en las fechas estimadas. En la Figura 18; se muestra un
comparativo del tiempo esperado y tiempo real de la ejecución.
FIGURA 18. Comparativo; tiempo estimado vs tiempo real de ejecución.
Fuente:
Nous group, Tiempo de ejecución clase mundial, ca, Fundamentos de exploración y producción del petróleo.
Para finalizar quiero enfatizar en el concepto básico y alma del presente trabajo;
el fluido o lodo de perforación, es un líquido que circula a través de la sarta de
perforación hasta la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular. Aunque los
avances tecnológicos juegan ya una parte crucial en el éxito de la perforación de pozos
petroleros; aún en la actualidad un pozo de gas o aceite no se puede perforar sin la
aplicación de fluido circulante, debido a que es una parte clave del proceso de
perforación, y el éxito de un programa de perforación depende de un buen diseño.
112
ANEXOS.
113
FORMULARIO DE CAMPO.
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)
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)
(
)
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)
)
114
115
Fuente de tablas:
Baker Hughes INTEQ, Formulas, gráficas y tablas, Agosto de 1998, Houston, TX., Fluidos; manual de ingeniería
(Rev. B).
116
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http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish04/
win04/06_reversible_drilling.pdf (pp. 66-73)
10.
117