UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

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1 UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN UTILIZADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, AUTOR: LALALEO MASAQUIZA WILLIAM PATRICIO Quito- Ecuador Diciembre- 2015

2 UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN UTILIZADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar el Título de Ingeniero de Petróleos. AUTOR: LALALEO MASAQUIZA WILLIAM PATRICIO TUTOR ING. NÉSTOR VALDOSPINOS Ms.Se. Quito, Diciembre- 2015

3 iii INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR En mi carácter de Tutor de Trabajo de Grado, presentado por el señor William Patricio Lalaleo Masaquiza, para optar el Titulo o grado de Ingeniero en Petróleos, cuyo título es ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN UTILIZADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, 2015, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe. En la ciudad de Quito, al 5 to día del mes Agosto de 2015 Ing. NÉSTOR VALDOSPINOS Ms.Se. TUTOR DE TESIS C.I

4 iv APROBACION DEL JURADO O TRIBUNAL El Tribunal constituido por: Dr. Bolívar Enríquez, Ing. Einstein Barrera, Ing. José Luis Cabezas. DECLARAN Que la presente tesis de grado denominada: ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN UTILIZADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, ha sido elaborada íntegramente por el señor: William Patricio Lalaleo Masaquiza, egresado de la Carrera de Ingeniería en Petróleos; ha sido revisada y verificada, dando fé de la originalidad del presente trabajo. Ha emitido el siguiente veredicto: se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su Defensa Oral. En la ciudad de Quito al 4 to día del mes de Diciembre de Dr. Bolívar Enríquez MIEMBRO DESIGNADO DEL SUBDECANO Ing. Einstein Barrera MIEMBRO DEL TRIBUNAL Ing. José Luis Cabezas MIEMBRO DEL TRIBUNAL

5 v AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL Yo, WILLIAM PATRICIO LALALEO MASAQUIZA, en calidad de autor del trabajo de tesis denominada ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN UTILIZADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, 2015, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los que contienen ésta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación. Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización, seguirá vigente a nuestro favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento. Quito, 4 de Diciembre de William Patricio Lalaleo Masaquiza C.I

6 vi DEDICATORIA A Dios Todopoderoso creador y motor de mi vida, dichoso de ser su hijo. A mis padres Luis y Carmelina por su ejemplo de amor, sabiduría, humildad constancia y fortaleza. A mi esposa Mery por brindarme su amor, paciencia y por permitirme compartir los más bellos momentos de felicidad junto a ella. A mis hijos Matías, Gabriel y Andrés por mostrarme con sus sonrisas; el verdadero significado de la vida: la felicidad. A mis hermanas Nelly, Myrian por su apoyo y consejos. A mi sobrin@s Vanessa, Josué, Saúl, Gabriela y Belén por su amistad. A mi mamita Mercedes, ejemplo de fortaleza.

7 vii AGRADECIMIENTO A los Ingenieros Néstor Valdospinos, Einstein Barrera, Marcelo Rosero, José Luis Cabezas y Dr. Bolívar Enríquez que me guiaron durante el proceso de desarrollo de este Trabajo de Grado y sus sabios consejos. A los Maestros de la Carrera de Ingeniería en Petróleos de la Universidad Central del Ecuador por compartir sus valiosos conocimientos. A mis compañeros de aula por los gratos momentos de camaradería. A la AGENCIA DE REGULACION Y CONTROL HIDROCARBIFERA, por su apertura para desarrollar el presente Trabajo de Grado. A todas las personas que han llegado a mi vida y me apoyan con sus consejos y motivación.

8 viii ÍNDICE DE CONTENIDO ÍNDICE DE CONTENIDO... viii LISTA DE TABLAS... xiv LISTA DE GRÁFICOS... xv SIGLAS Y ABREVIATURAS RESUMEN DOCUMENTAL DOCUMENTAL ABSTRACT INTRODUCCIÓN CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ENUNCIADO DEL PROBLEMA ENUNCIADO DEL TEMA FORMULACIÓN DEL PROBLEMA OBJETIVOS: OBJETIVO GENERAL: OBJETIVOS ESPECÍFICOS: JUSTIFICACIÓN CAPITULO II MARCO TEÓRICO MARCO INSTITUCIONAL MISIÓN VISIÓN MARCO LEGAL MARCO ÉTICO MARCO DE REFERENCIA... 25

9 ix UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI DESCRIPCION DEL CAMPO SHUSHUFINDI DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI Formación Orteguaza Formación Tiyuyacu Formación Tena Basal tena Formación Napo Caliza M Caliza M Caliza A Arenisca U superior Arenisca U inferior Base arenisca U inferior Caliza B Arenisca T superior Arenisca T inferior Base arenisca T inferior Formación Hollín DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI FORMACIÓN TENA Basal Tena FORMACIÓN NAPO Arenisca U-superior (G2) Arenisca U-inferior T-superior T-inferior QUÍMICA DE LAS ARCILLAS Introducción Tipos de arcillas Atapulgita y sepiolita Ilita, Clorita, Caolinita Montmorillonita La capacidad de intercambio catiónico Mecanismo de hidratación de las arcillas Hinchamiento cristalino o superficial Hinchamiento osmótico Estados de la arcilla... 48

10 x Estado agregado Estado disperso Estado floculado Estado desfloculado Inhibición de arcillas Composición de los lodos base agua-arcilla Factores que afectan el rendimiento de las arcillas REOLOGÍA Viscosidad de embudo Marsh o API Viscosidad aparente Viscosidad efectiva (µe) Viscosidad plástica (VP) Punto cedente (PC), punto de Cedencia, punto de fluencia, Yield Point (YP) Tixotropía y esfuerzos de gel Tipos de fluidos Fluidos Newtonianos Fluidos No Newtonianos Modelos reológicos Plástico Bingham Modelo de Ostwald-de Waele - Nutting o Ley de Potencia Modelo de Herschel-Bulkley o Ellis, Plástico real, ley exponencial modificada DEFINICIÓN FLUIDOS DE PERFORACIÓN Definición Funciones de los fluidos de perforación Propiedades de los fluidos de perforación CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Fluidos de perforación base agua Componentes de un fluido base agua Polímeros Estructura de los polímeros Clasificación de los polímeros Hidratación de polímeros Degradación de polímeros Clasificación de los fluidos de perforación base agua Fluidos no dispersos no inhibidos Fluidos no dispersos inhibidos Fluidos dispersos no inhibidos Fluidos dispersos inhibidos... 78

11 xi FLUIDOS DE PERFORACION EMULSIONADOS Lodos de emulsión directa Lodos de emulsión inversa Lodos de emulsión reversible Fluidos de perforación base aceite LODOS DE AIRE O GAS ESPUMAS PÍLDORAS DISPERSAS PÍLDORAS VISCOSAS PÍLDORAS PESANTES PRODUCTOS UTILIZADOS EN EL CAMPO PETROLERO Materiales densificantes Materiales viscosificantes Materiales para controlar el filtrado Materiales para controlar reología Materiales para controlar ph Materiales para dar lubricidad Materiales surfactantes Materiales estabilizantes de lutitas Materiales para controlar la corrosión (pérdida de metal) CAPITULO III DISEÑO METODOLÓGICO TIPO DE ESTUDIO UNIVERSO Y MUESTRA MÉTODOS Y TÉCNICAS RECOLECCIÓN DE DATOS PROCESAMIENTO DE DATOS FACTIBILIDAD CAPITULO IV ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS DISCUSIÓN POR INTERVALO... 97

12 xii Sección de Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas representativas Establecimiento de prácticas eficientes generales Sección de Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas representativas Establecimiento de prácticas eficientes generales Sección de 12 ¼ Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas representativas Establecimiento de prácticas eficientes generales Sección de 8-1/ Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas representativas Establecimiento de prácticas eficientes generales CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CAPÍTULO VI REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS BIBLIOGRAFÍA BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA BIBLIOGRAFÍA CITADA CAPITULO VII APENDICES Y ANEXOS CURRICULUM VITAE

13 GLOSARIO TÉCNICO xiii

14 xiv TABLA LISTA DE TABLAS PÁG. Tabla 1: Espesores estimados de reservorios del Campo Shushufindi Tabla 2: Clasificación granulométrica de las partículas Tabla 3: Capacidad de intercambio por cada 100 gramos de arcilla seca Tabla 4: Materiales presentes en un fluido de perforación Tabla 5: Materiales para controlar el ph Tabla 6: Topes de formaciones estimados presión de Yacimiento del Campo Shushufindi Tabla 7: Puntos de asentamiento de los revestidores (casing) Tabla 8: Principales parámetros de la sección de Tabla 9: Propiedades del fluido nativo- sección de 26 pulgadas Tabla 10: Prácticas eficientes sección Tabla 11: Principales parámetros de la sección de Tabla 12: Propiedades recomendadas- sección de 16 pulgadas Tabla 13: Prácticas eficientes y lecciones aprendidas sección de Tabla 14: Principales parámetros de la sección de 12 ¼ Tabla 15: Propiedades recomendadas sección de 12 1 / Tabla 16: Prácticas y lecciones aprendidas- sección de 12 1 / Tabla 17: Principales parámetros de la sección de 8 1 / Tabla 18: Propiedades recomendadas- sección 8 1 / Tabla 19: Variación de la densidad del lodo de perforación sección de 8 1 / Tabla 20: Prácticas y lecciones aprendidas- sección de 8 1 /

15 xv GRÁFICO LISTA DE GRÁFICOS PÁG. Gráfico 1: Ubicación del Campo Shushufindi Gráfico 2: Marco estructural del Campo Shushufindi Gráfico 3: Yacimientos del Campo Shushufindi Gráfico 4: Columna litológica estimada de la Cuenca Oriente Gráfico 5: Columna estratigráfica del Campo Shushufindi Gráfico 6: Poro lleno de caolinita autígena (aumento 1000x) Gráfico 7: Unidad octaédrica y tetraédrica Gráfico 8: Arcilla esmectita Gráfico 10: mecanismo de hidratación de las arcillas Gráfico 11: Etapas secuenciales en la interacción del agua con la arcilla Gráfico 12: Estado agregado de las arcillas Gráfico 13: Estado disperso de las arcillas Gráfico 14: Estado floculado de las arcillas Gráfico 15: Hidratación de bentonita en agua dulce Gráfico 16: Hidratación de bentonita con agua salada Gráfico 17: Adición de bentonita prehidratada al agua salada Gráfico 18: Esfuerzo de corte y velocidad de corte Gráfico 19: Perfiles ideales de viscosidad Gráfico 20: Efectos del tiempo sobre la viscosidad Gráfico 21: Perfiles ideales de viscosidad Gráfico 22: Formación de costra de lodo Gráfico 23: Tixotropía Gráfico 24: Emulsión aceite en agua Gráfico 25: Transformación de emulsión inversa a convencional Gráfico 26: Corrosión en la superficie de la tubería Gráfico 27: Perfil del pozo - vista lateral Gráfico 28: Comportamiento de densidades, hoyo de Gráfico 29: Comportamiento de densidades, hoyo de Gráfico 30: Curva de densidades sección 12 1 /

16 SIGLAS Y ABREVIATURAS INGLÉS ESPAÑOL API American Petroleum Institute Instituto americano del petróleo ARCH Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero BFPD Barrels of fluid per day Barriles de fluido por día BHA Bottom hole assembly Ensamblaje de fondo BPPD Barrels of oil per day Barriles de petróleo por día BSW Basic sediments and water Base sedimentos y agua CEC, CIC Cation exchange capacity Capacidad de intercambio catiónico ECD Equivalent circulating density Densidad equivalente de circulación EIR Emulsión inversa reversible DLS Dog Leg Severity Severidad de pata de perro, tasa de giro y/o construcción de la curva del pozo GPM Gallon per minute Galones por minuto GOR Gas oil ratio Relación gas-petróleo HIS Índice de limpieza del pozo K Permeability Permeabilidad KOP Kick off point Punto de arranque LGS Low Gravity solids Sólidos de baja gravedad 21

17 específica ppg, lpg Pound per galon Libra por galón MBT Metil blue test Prueba de azul de metil MD Measured depth Profundidad medida meq md mili equivalente Mili Darcy MWD Measurement while drilling Adquisición de mediciones durante la perforación NPT Non productive time Tiempo no productivo pb Bubble point Presión de burbuja Pr, Pe Pressure reservoir Presión de reservorio PV Plastic viscosity Viscosidad plástica ROP Rate of penetration Tasa de penetración S Skin factor Daño de formación TBP As low as possible Tan bajo posible Tinf Lower T reservoir Arena T inferior Tsup Upper T reservoir Arena T superior TVD True Vertical Depth Profundidad vertical verdadera Uinf Lower U reservoir Arena U inferior Usup Upper U reservoir Arena U superior WOB Weight on bit Peso sobre la broca YP Yield point Punto de cedencia 22

18 UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN UTILIZADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, Autor: William Patricio Lalaleo Masaquiza Tutor: Ing. Néstor Valdospinos C. Ms. Se. Fecha: Agosto, 2015 RESUMEN DOCUMENTAL El presente trabajo se basa en el estudio de los programas de fluidos de perforación de los diferentes pozos del Campo Shushufindi para determinar las buenas prácticas operativas y lecciones aprendidas al respecto. Inicialmente el análisis y evaluación del tema se realizará mediante la descripción litológica del Campo Shushufindi y los fundamentos teóricos de los fluidos de perforación, como son: definición, funciones, propiedades y clasificación. Posteriormente, se realizará el análisis de las buenas prácticas del Campo en estudio. Finalmente se presentará una propuesta de las prácticas más eficientes para contribuir en la optimización de las operaciones de perforación del Campo Shushufindi. DESCRIPTORES: <CAMPO SHUSHUFINDI> <FLUIDOS DE PERFORACIÓN> <ANÁLISIS DE PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS>. CATEGORIAS TEMÁTICAS: <INGENIERÍA EN PETRÓLEOS> <FLUIDOS DE PERFORACIÓN> 23

19 DOCUMENTAL ABSTRACT This work is based on the study programs of drilling fluids of different wells of Shushufindi Field to identify good operating practices and lessons learned in this regard. Initially the analysis and evaluation of the subject will be made by the lithological description of Shushufindi Field and theoretical foundations of drilling fluids, such as: definition, functions, properties and classification. Subsequently, the analysis of good practices in Shushufindi Field study will be conducted. Finally a proposal of the most efficient practices will be presented to assist in optimizing drilling operations on Shushufindi Field. DESCRIBERS: <SHUSHUFINDI FIELD> <OPERATING PRACTICES AND LEARNED LESSONS ANALYSIS> <DRILLING FLUIDS>. THAMATIC CATEGORIES: <PETROLEUM ENGINEERING> <DRILLING FLUIDS>. 24

20 CERTIFICADO DE LA TRADUCCIÓN DEL ABSTRACT CERTIFICADO Yo, Néstor Valdospinos C., portador de la cédula de identidad Catedrático de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, certifico que la traducción al inglés del resumen de proyecto de titulación perteneciente al señor LALALEO MASAQUIZA WILLIAM PATRICIO, corresponde al texto original en español. Atentamente, Ing. Néstor Valdospinos Ms.Se. CATEDRÁTICO 25

21 INTRODUCCIÓN El fluido de perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación hasta la broca y regresa a superficie por el espacio anular del pozo, siendo una parte clave del proceso de perforación; cuyas principales funciones son las de transportar los recortes de la formación desde el fondo del pozo hasta superficie, mantener en suspensión los recortes de perforación cuando se detiene la circulación, lubricar la sarta de perforación, soportar las paredes del pozo, proveer de energía hidráulica, ser un medio adecuado para registros eléctricos, etc. Para cumplir con las funciones citadas, el fluido debe tener sus propiedades acorde a las condiciones del pozo y ellas son: Densidad, permite controlar la presión hidrostática y la presión de formación. Viscosidad, es la resistencia de un fluido al flujo. Fuerza de gel, es la habilidad del fluido para desarrollar una estructura gelatinosa rígida o semi- rígida cuando el fluido no está en circulación. Las buenas prácticas de gestión de fluidos de perforación, consiste en establecer operaciones eficientes, con base a lecciones aprendidas en la perforación de pozos anteriores con el objetivo de no cometer los mismos errores, incluso reduciendo tiempo y costo de la perforación de un pozo, en beneficio de las empresas de servicio y operadoras. En la presente investigación se seleccionará las mejores prácticas, fundamentadas en el análisis de Reportes Finales de Perforación de los pozos del Campo Shushufindi, cuya información pertenece a la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH). 21

22 CAPÍTULO I 1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.1 ENUNCIADO DEL PROBLEMA Cuáles son las buenas prácticas operativas y lecciones aprendidas para una buena gestión de fluidos de perforación, utilizados en el Campo Shushufindi? 1.2 ENUNCIADO DEL TEMA ANÁLISIS DE BUENAS PRÁCTICAS OPERATIVAS Y LECCIONES APRENDIDAS EN LA GESTIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN, UTILIZADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI, FORMULACIÓN DEL PROBLEMA Las decisiones técnicas, de la gestión operativa de los fluidos de perforación, es importante en la perforación de pozos de petróleo, ya que practicas equivocas implican problemas operativos, traducidos en altos tiempos improductivos y altos costos; mientras, buenas decisiones permiten optimizar la perforación de pozos. La ARCH, dispone de información incluidos en los Reportes Finales de Perforación de los pozos del Campo Shushufindi; sin embargo; no se cuenta con una información sistematizada de las buenas prácticas operativas y lecciones aprendidas sobre los fluidos de perforación utilizados. Por lo tanto, se pretende efectuar el análisis pertinente para mejorar dicha deficiencia. Lamentablemente, no se realiza transferencia de tecnología de manera especial en fluidos de perforación; por lo tanto, el país depende de las empresas trans-nacionales dueñas de la tecnología, lo cual repercute en que se tenga que cubrir en altos costos de perforación; por lo tanto, es conveniente investigar y socializar el conocimiento aprendido en la perforación de pozos en el Campo Shushufindi a las universidades e industria hidrocarburifera ecuatoriana. 22

23 1.4 OBJETIVOS: OBJETIVO GENERAL: Determinar las prácticas operativas eficientes y lecciones aprendidas en la gestión de fluidos de perforación utilizados en el Campo Shushufindi OBJETIVOS ESPECÍFICOS: Presentar las generalidades del Campo Shushufindi. Describir los fundamentos básicos de fluidos de perforación. Analizar las buenas prácticas y lecciones aprendidas en la gestión de fluidos de perforación de pozos direccionales seleccionados. Realizar una propuesta de buenas prácticas operativas de fluidos de perforación para el Campo Shushufindi. 1.5 JUSTIFICACIÓN El presente estudio, tiene por finalidad contribuir a la optimización de las operaciones de perforación en el Campo Shushufindi, en lo referente a los fluidos de perforación en pozos direccionales. Los resultados de este trabajo, pretenden aportar al conocimiento académico de la universidad ecuatoriana referente a la ingeniería de perforación de pozos, con una visión de seguir la transferencia tecnológica hacia la industria Hidrocarburífera del Ecuador, alineándonos con la transformación productiva de nuestra Patria. 23

24 CAPITULO II 2.1 MARCO INSTITUCIONAL 2 MARCO TEÓRICO MISIÓN Garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos, propiciar el racional uso de los biocombustibles, velar por la eficiencia de la inversión pública y de los activos productivos en el sector de los hidrocarburos con el fin de precautelar los intereses de la sociedad, mediante la efectiva regulación y el oportuno control de las operaciones y actividades relacionadas.(arch, 2014) VISIÓN La ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, será reconocida como el garante público de los intereses constitucionales del Estado en el sector Hidrocarburífero, gracias a su alto nivel técnico-profesional, a su gestión transparente y a su cultura de servicio y mejoramiento continuo.(arch, 2014) 2.2 MARCO LEGAL Mediante Registro Oficial N.244 del 27 de AGOSTO del 2010, se publica la Ley de Hidrocarburos, según el articulo11 se crea la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, como organismo técnico administrativo, encargado de regular, controlar y fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases de la industria hidrocarburifera, que realicen las empresas públicas o privadas, nacionales o extranjeras que ejecuten actividades hidrocarburíferas en el Ecuador; adscrita al Ministerio sectorial con personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica, económica, financiera con patrimonio propio.(arch, 2014) 2.3 MARCO ÉTICO El presente estudio no va afectar los intereses de la compañía, ni de los autores de estudios similares, a los cuales se hace referencia en la bibliografía. 24

25 2.4 MARCO DE REFERENCIA UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI El Campo Shushufindi, en estudio, se localiza en la Provincia de Sucumbíos, perteneciente a la Región Amazónica, ubicado al sur del Campo Atacapi, al Sur- Oeste del Campo Libertador y al Nor-Este del Campo Sacha. Gráfico 1: Ubicación del Campo Shushufindi Fuente: (ARCH, 2014) DESCRIPCION DEL CAMPO SHUSHUFINDI Inicialmente se consideró que los Campos Shushufindi y Aguarico eran diferentes, por la presencia de un bajo estructural entre estos dos campos; posteriormente, estudios realizados permitieron determinar la continuidad de los yacimientos y la aproximada similitud de los cierres estructurales; con lo cual, se concluye que es una sola estructura y, por lo tanto, un mismo Campo. La estructura del campo Shushufindi corresponde a un gran anticlinal asimétrico cerrado en el lado Este por una falla inversa. La estructura es plana y posee un cierre vertical de solo 67m desde la cresta hasta el flanco, a lo largo de una distancia de 7 km. Además la falla es irregular y discontinua con respecto a su efecto de sello y localmente permite un fuerte influjo de agua proveniente del Este. (Biedma, 2014). El anticlinal 25

26 Shushufindi-Aguarico posee una orientación Norte Sur, una longitud de 40 km y un ancho de 10 km. Tiene una superficie de 400 Km 2. Gráfico 2: Marco estructural del Campo Shushufindi. Fuente: (Biedma, 2014) Elaborado por: Consorcio Shushufindi El campo Shushufindi es el campo más grande de Ecuador: un gigante que contiene un volumen estimado de 3700 millones de bbl de petróleo original en sitio. Al mes de enero del 2014 el campo había producido aproximadamente 1200 millones de bbl, (Biedma, 2014) descubierto en el año de 1968, al ser perforado el pozo Shushufindi- 1, el cual llegó hasta una profundidad de 9772 pies. Su producción inicia en 1972 y la producción máxima de este campo es de BPPD. Sus principales yacimientos son la arena U-inferior y T-inferior, que se caracterizan por su alta porosidad y permeabilidad especialmente en el sector central de la estructura y son cuerpos pertenecientes a la Formación Napo conteniendo el 90 % del petróleo original en sitio. (Biedma, 2014). Mientras los reservorios secundarios son: U- superior (G-2), T-superior y Basal Tena (BT), que se presentan en forma lenticular en determinados sectores del Campo. Estos yacimientos son sub-saturados y tienen un empuje lateral de agua. La producción del Campo Shushufindi es petróleo liviano (29 API) y gas. 26

27 Gráfico 3: Yacimientos del Campo Shushufindi Fuente: (Biedma, 2014) Elaborado por: Consorcio Shushufindi El grafico muestra: la formación Napo y sus miembros, el azul indica unidades de lutita y caliza de baja permeabilidad, el amarillo indica arenas de buena calidad, el anaranjado indica arenas de baja calidad y el verde indica lutitas. El sub-miembro T-inferior es el yacimiento principal, siendo continuo y macizo a través del campo y tiene su origen en el apilamiento vertical de arenas coalescentes (unidades arenosas depositadas unas sobre otras para conformar un cuerpo arenoso que es efectivamente continuo y pueden contribuir al flujo vertical de fluido). El yacimiento del sub-miembro U-inferior también es continuo a través del campo, pero exhibe una mayor variación estratigráfica que el submiembro T-inferior. Los sub-miembros T y U superiores son yacimientos secundarios que exhiben poca continuidad lateral y se encuentran presentes es su mayor parte como lentes localizados. (Biedma, 2014) DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI Formación Orteguaza Comprende varias capas entre las cuales se tiene: Lutita: gris verdosa, gris clara, verde oliva, moderadamente dura a suave, subblocosa, irregular a fisil, cerosa, no calcárea. En partes con inclusiones de micropirita. 27

28 Arenisca: gris clara, café clara, blanca, translucida a transparente, friable, grano fino a muy fino, cuarzosa redondeada a subredondeado, buena a regular selección, matriz argilacea, cemento no visible, pobre porosidad visible, con inclusiones de glauconita, sin presencia de hidrocarburos. Limolita: crema, gris clara, gris verdosa, suave, suave a moderadamente dura, subblocosa a blocosa, terrosa, no calcárea, con inclusiones de glauconita. Carbón: negro, café oscuro, moderadamente duro irregular a blocoso, leñoso Formación Tiyuyacu Está compuesta principalmente por arcillolita intercalada con limolita y arenisca. Presenta dos intervalos conglomeráticos, uno cuarzoso y otro chertoso. Arcillolita: gris verdosa, gris clara, crema, moderadamente dura, irregular subblocosa, terrosa cerosa. No calcárea. Con inclusiones de micro micas. Arenisca: blanca, gris clara, translucida, friable, grano muy fino a fino, grano medio grueso hacia la base, cuarzosa, sub redondeada a redondeada, buena a mala regular selección, matriz argilacea, cemento no visible, pobre porosidad, con inclusiones de glauconita. Sin presencia de hidrocarburos. Limolita: gris verdosa, gris clara, crema, moderadamente dura, subblocosa, terrosa, no calcárea, inclusiones micro micáceas. Localmente arenisca de grano muy fino. Conglomerado: blanco amarillento, blanco, transparente translucido, suelto, cuarzoso, subangular, grano medio a grueso, pobre selección, matriz y cemento no visibles. Asociado a chert. Conglomerado superior: constituido por conglomerado (blanco), arcillolita y limolita Conglomerado inferior: constituido por conglomerado (negro), arcillolita, limolita y arenisca Formación Tena Arcillolita: marrón, marrón rojiza, crema moteada con marrón rojizo, moderadamente dura, irregular, subblocosa, cerosa a terrosa, no calcárea. 28

29 Limolita: marrón, marrón rojiza, gris, dura subblocosa, cerosa a terrosa, no calcárea. En partes grada a arenisca muy fina. Arenisca: blanca, blanca lechosa, translucida, friable, cuarzosa, grano muy fino a fino, subredondeado a redondeado, regular selección, matriz argilacea, cemento calcáreo, pobre porosidad, sin presencia de hidrocarburo Basal tena. Nivel comprendido por arenisca intercalada con arcillolita y calizas. Arenisca: blanca, hialina, café clara, transparente a translucida, friable a suelta, cuarzosa, grano medio a fino, subangular a subredondeado, regular selección, matriz argilacea, cemento calcáreo, porosidad pobre, con presencia de crudo residual. Pobre manifestación de hidrocarburos. Arcillolita: marrón rojiza, marrón, crema moteada con marrón, moderadamente dura, irregular a subblocosa, cerosa terrosa, no calcárea. Caliza: crema, crema moteada con gris, moderadamente dura a suave, irregular, pobre porosidad, sin presencia de hidrocarburo Formación Napo Se constituye en la parte superior de lutitas intercaladas con escasas capas de caliza. Lutita: gris, gris oscura, moderadamente dura, planar, subblocosa, fisil, cerosa, no calcárea. Caliza: crema, crema moteada con gris claro, marrón, moderadamente dura a suave, subblocosa, pobre porosidad, con inclusiones de glauconita, sin presencia de hidrocarburo. Además se encuentran los siguientes miembros todos constituidos principalmente por caliza intercalada con niveles de lutita Caliza M-1 Caliza: crema, gris claro, suave a moderadamente dura, blocosa, porosidad no visible. Sin presencia de hidrocarburos. 29

30 Lutita: gris, gris oscura, suave a moderadamente dura, subblocosa, sublaminar, fisil, cerosa, calcárea Caliza M-2 Caliza: gris, gris clara, suave a moderadamente dura, blocosa, porosidad no visible. Sin presencia de hidrocarburos. Lutita: gris clara, gris oscura, suave a moderadamente dura, subblocosa, laminar, fisil, cerosa, no calcárea Caliza A Caliza: blanca, gris clara, suave a moderada dura, subblocosa a blocosa, porosidad no visible. Sin presencia de hidrocarburos. Lutita: gris oscura, gris, moderadamente dura, subblocosa, planar, fisil, cerosa a terrosa, calcárea Arenisca U superior Arenisca: blanca, gris claro, hialina, translucido a transparente, friable a dura, cuarzosa, grano medio a muy fino, subangular a redondeado, regular selección, matriz argilacea, cemento calcáreo, porosidad no visible, con inclusiones de glauconita. Pobre manifestación de hidrocarburos. Presencia de hidrocarburos en puntos de color café. Lutita: gris oscura, gris clara, suave a moderadamente dura, blocosa, laminar, terrosa a cerosa, calcárea Arenisca U inferior Arenisca: blanca, gris clara, hialina, transparente, fiable, cuarzosa, grano fino a medio, subredondeado a subangular, regular selección, matriz y cemento visibles, porosidad no visible. Pobre manifestación de hidrocarburos, presencia de hidrocarburos en color café claro a oscuro. Lutita: gris oscura, gris, suave a moderada dura, soluble, sublaminar, con inclusiones de micro pirita, cerosa, calcárea. 30

31 Base arenisca U inferior Lutita: gris oscuro, gris claro, suave a moderada dura, subblocosa, planar, cerosa, no calcárea, con inclusiones de micro pirita Caliza B Caliza: blanca a crema moteada con gris, subblocosa, porosidad no visible. Sin presencia de hidrocarburos Arenisca T superior Arenisca: gris clara, hialina, transparente a translucido, friable, moderadamente consolidada, cuarzosa, glauconítica, grano fino, subredondeado a subangular, buena selección, matriz argilacea, cemento calcáreo, regular porosidad, con inclusiones de pirita. Pobre manifestación de hidrocarburos, presencia de hidrocarburo en puntos de color café oscuro a negro. Lutita: gris, gris oscura, suave a moderadamente dura, subblocosa a planar quebradiza, astillosa, cerosa, ligeramente calcárea, con inclusiones de micropirita. Caliza: blanca, crema moteada con gris, subblocosa, porosidad no visible, sin presencia de hidrocarburos Arenisca T inferior. Arenisca: blanca, hialina, transparente, a translucida, friable a suelta, cuarzosa, grano medio a grueso, subangular a redondeado, regular selección, matriz caolinítica, cemento calcáreo, pobre porosidad visible. Pobre manifestación de hidrocarburos, presencia de hidrocarburo en puntos de color café oscuro. Lutita: marrón oscuro, gris, suave a moderada dura, subblocosa, laminar, terrosa, no calcárea Base arenisca T inferior Lutita: gris, gris oscura, suave a moderadamente calcárea. dura, planar, fisil, ceros, no 31

32 Caliza: blanca, crema moteada con gris, suave a moderadamente dura, blocosa, porosidad no visible. Sin presencia de hidrocarburos. Arenisca: blanca, transparente a translucida, friable a suelta, cuarzosa, grano medio a grueso, subangular a subredondeado, regular selección, matriz y cemento no visibles, pobre porosidad visibles, con glauconita, sin presencia de hidrocarburo. Caolinita: blanca, crema, suave a moderadamente dura, irregular blocosa, terrosa Formación Hollín Formada por arenisca intercalada con lutita en el tope se encuentran algunos niveles de caliza y hacia la base carbón. Lutitas: de color gris oscuro a negras, moderadamente duras a suaves, en forma de bloques, laminar a sublaminar, subfisil, astillosas, ocasionalmente calcáreas. Areniscas: cuarzosas de color gris, grises, blancas, sueltas, de granos finos a medios, matriz arcillosa, no se observa cemento, pobre porosidad visual. Calizas: Blancas, blancas moteado con gris, moderadamente firme a suaves, en forma de subbloque, textura lodosa, no se observa porosidad visual. 32

33 Gráfico 4: Columna litológica estimada de la Cuenca Oriente Fuente: (Consorcio Shushufindi, 2012) DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO SHUSHUFINDI Se describe las principales formaciones de interés: FORMACIÓN TENA Se encuentra ubicada sobre la formación Napo, constituida por areniscas que marcan la entrada a la formación Napo; además por limolita roja o café, areniscas cuarzosas claras y un tamaño de grano medio a fino, la matriz es arcillosa. Su potencia esta entre 1700 y 3300 pies Basal Tena Es un reservorio que aparece en ciertas áreas del Campo con espesores que varían entre 1 a 22 pies. 33

34 FORMACIÓN NAPO Los yacimientos U y T son similares tanto en origen como en constitución y están formados por areniscas de grano fino. Son regionalmente continuos pero tienen barreras de permeabilidad tanto longitudinales como transversales, que dividen al campo en pequeños sub-campos. Los reservorios productores de la formación Napo tienen un empuje parcial de agua y estos son: Arenisca U, Arenisca T, Arenisca M1 y Arenisca G2. Las arenas de los reservorios U y T son generalmente blancas, café o gris claro, de granos de cuarzo, regularmente sorteadas a muy bien sorteadas y casi completamente libres de arcilla u otros detritus intergranulares. El tamaño del grano es variable y mezclado, siendo más frecuente en el rango de tamaño fino a medio con algunas zonas de grano grueso. La Arenisca U contiene crudo de API. Algunos pozos localizados al Sur muestran una gravedad de API. El valor de salinidad promedio es ppm de Cloruro de Sodio. Los valores de muchos parámetros como API, porosidad, permeabilidad, salinidad no son completamente homogéneos a lo largo y ancho del Campo Arenisca U-superior (G2) Este reservorio contiene glauconita y pirita diseminada (minerales conductivos) que afectan la resistividad en los registros eléctricos, por lo tanto existe la posibilidad de que este reservorio contenga petróleo en zonas de baja resistividad. Se estima 367 millones de barriles de petróleo en sitio para este reservorio Arenisca U-inferior Esta arenisca se encuentra presente en todo el Campo, pero con importantes variaciones petrofísicas, facies y unidades de flujo. Las Areniscas T, son cuerpos de buenas características, como: permeabilidad, porosidad, limpias, potentes, continuas, de baja viscosidad y movilidad de fluidos comparados que en la arenisca U. Tiene salinidad promedio de a ppm de Cloruro de Sodio. 34

35 T-superior Presenta buenas características y constantes sobre todo el campo, la permeabilidad está en valores menores a 1000 md T-inferior De igual manera de buenas características y constantes sobre todo el campo. Tabla 1: Espesores estimados de reservorios del Campo Shushufindi RESERVORIO ESPESOR (pies) Fuente: (Consorcio Shushufindi, 2012) Elaborado por: William Lalaleo U-superior U-inferior T-superior T-inferior En resumen podemos observar la columna estratigráfica del Campo Shushufindi en el siguiente gráfico. 35

36 Gráfico 5: Columna estratigráfica del Campo Shushufindi Fuente: (ARCH, 2014) QUÍMICA DE LAS ARCILLAS Introducción Es importante entender la química de las arcillas porque puede ser añadida intencionalmente, o puede entrar en el lodo como contaminante importante mediante la dispersión de sólidos de perforación. La química de las arcillas también es importante en lo que se refiere a las interacciones entre los lodos base agua y las lutitas que afectan la estabilidad del pozo. 36

37 Arcilla es un término amplio que se usa comúnmente para describir los sedimentos, suelos o rocas compuestos de partículas minerales y materia orgánica de granos extremadamente finos arcilla también se usa como termino general para describir las partículas que tienen un diámetro inferior a 2 micrones, las cuales incluyen la mayoría de los minerales arcillosos. (API, 2001) Las rocas sedimentarias provienen de la alteración causada por agentes atmosféricos de rocas preexistentes. La alteración producida por los agentes atmosféricos incluye descomposición química y la desintegración mecánica, por lo tanto se dividen en sedimentos clásticos (o detríticos) que son los productos de la acumulación mecánica de granos individuales y sedimentos químicos (y bioquímicos) y de precipitaciones químicas a partir de soluciones. Las rocas sedimentarias clásticas se clasifican según el tamaño de las partículas que componen la roca. Las clases de tamaño más importantes de las partículas sedimentarias y los tipos de roca correspondiente son: Grava / conglomerado Arena / arenisca Limo / limolita Arcilla / lutita Tabla 2: Clasificación granulométrica de las partículas Granulometría partículas arcillas limos arenas gravas Tamaño < 0,002 mm 0,002 0,06 mm 0,06 2 mm 2 mm 6 cm Fuente: Elaborado por: William Lalaleo La lutita, la arenisca y la caliza constituyen la inmensa mayoría de las rocas sedimentarias, ya que un porcentaje muy pequeño se compone de otros tipos de 37

38 rocas. En la mayoría de las cuencas de petróleo y gas; la lutita constituye del 50 % a 75% de las rocas perforadas. Por lo tanto, es necesario conocer, los principales tipos de rocas sedimentarias presentes en las perforaciones de pozos. Conglomerados, son gravas consolidadas. Están formados por guijarros gruesos, generalmente redondeados por la acción de las corrientes de agua. Areniscas, son capas de arena que se han consolidado. El material que mantiene unidos a los granos de arena puede ser sílice, carbonatos, y/o material arcilloso. El principal mineral de las areniscas es el cuarzo. La estructura de una arenisca está compuesta de: Granos, que son los fragmentos de mayores tamaños, suele predominar en los sedimentos arenosos el cuarzo, siendo un mineral muy estable. Matriz, es el relleno intergranular, que puede ser limo o arcilla. Cemento, es la materia fina que une todos los componentes y que suele precipitarse en el proceso de diagénesis. Estas a su vez se dividen en: ortocuarcita, cuando la roca contiene más del 90% de granos de cuarzo; arcosa, si la roca contiene cantidades notables de feldespato y grauvaca, es una mezcla de cuarzo en abundancia, granos de feldespatos, fragmentos de rocas y limos finos o material arcilloso y puede contener un 30% de arcilla de grano fino o de clorita o de ambas. Las de grano más fino se transforman en pizarras. Pizarras arcillosas, las pizarras arcillosas son rocas sedimentarias de grano muy fino, que se han formado por la consolidación de capas de cieno, arcilla o sedimentos. Cuando se introduce cuarzo y aumenta el tamaño del grano se entra ya en las grauvacas y con la presencia de calcita, en las calizas. Piedra caliza, se compone principalmente de calcita, CO3Ca, y es el más abundante de los precipitados químicos en las rocas sedimentarias. Muchos de los organismos que habitan en el mar utilizan el carbonato cálcico del agua para formar los caparazones protectores duros. Cuando estos organismos mueren las partes calcáreas duras se acumulan en el fondo del mar. Las calizas están formadas dominantemente por calcita, pero pueden contener pequeñas cantidades de otros minerales. Dolomía, estas no se han formado como rocas primarias, sino que se originaron por la alteración de la caliza pura en la cual parte del calcio se reemplazó por magnesio. 38

39 Este proceso de dolomitacion ha sido originado por la acción del agua del mar poco después de su deposición o por el agua subterránea una vez que se ha consolidado y elevado por encima del nivel del mar. Evaporitas, cuando una porción de agua de mar separada de éste, o cuando las aguas de los lagos salados se evaporan, las sales disueltas precipitan formando depósitos sedimentarios llamados evaporitas. Es importante entender la naturaleza de la lutita, de la arcilla y de los componentes del sistema. La lutita es la roca sedimentaria clástica que se compone principalmente de partículas que están incluidas en la clase de tamaño de arcilla. Gráfico 6: Poro lleno de caolinita autígena (aumento 1000x). CUARZO Fuente: CORE LAB Elaborado por: CORE LAB La otra definición se refiere a una clase de minerales conocidos como minerales arcillosos desde el punto de vista químico y mineralógico. Estos minerales se refiere tienen propiedades físico-químicas que dependen de su estructura y de su tamaño de grano, los cuales están clasificados como silicatos alumínicos hidratado de granos finos que tienen microestructuras bien definidas, pertenecientes al grupo de los filosilicatos; cuya fórmula es: Al2O3-2SiO2 -H2O. En la clasificación mineralógica, los minerales arcillosos están clasificados como silicatos estratificados porque la estructura dominante se compone de camas formadas de capas de sílice y alúmina. Cada capa consta de una estructura laminar 39

40 y delgada, llamada capa unitaria los minerales arcillosos también se pueden clasificar de acuerdo a la relación de capas de sílice y alúmina, tal como 1:1, 2:1 y 2:2, además de si estos minerales son estratificados o en forma de aguja. (API, 2001) Los minerales arcillosos están conformados por dos unidades estructurales básicas; la hoja octaedral de aluminio y la hoja tetraedral de sílice. La unidad tetraédrica se constituye de un átomo de silicio situado en el centro de un tetraedro, equidistante de cuatro átomos de oxígeno, o hidróxilos. Gráfico 7: Unidad octaédrica y tetraédrica Fuente: (Halliburton, 2008) En la estructura tetraédrica se sustituye el Si 4+ por el Al 3+ y otros cationes como el Na, K, Ca, Mg para lograr una estructura neutra. La unión de varias tetraedros nos generan hojas que se extienden a lo largo y lo ancho dando origen a las estructuras laminares. Las unidades fundamentales de las hojas tetraedrales y octaedrales son unidas para formar una lámina por átomos de oxígeno compartidos. La unión de estructuras tetraédrica y octaédrica forman capas unitarias respectivamente y se clasifican en: Bilaminares, tienen dos capas, una tetraedrica más una octaédrica y se denominan 1: 1 (T: O) y Trilaminares, constituida por tres capas: dos hojas tetraédricas y una octaédrica, denominadas 2:1 (T: O: T). a la unidad formada por la unión de una capa octaédrica más una o dos tetraédricas se la denomina lámina. 40

41 Tipos de arcillas Existe una gran variedad de minerales arcillosos, pero los que interesan en relación con los fluidos de perforación pueden ser clasificados en tres tipos: Atapulgita y sepiolita La atapulgita y sepiolita son minerales de arcilla de estructura larga y delgada en forma de una aguja no hinchables. Este tipo de arcillas requiere fuerte agitación mecánica para desarrollar viscosidad. La sepiolita es un viscosificador suplementario para los fluidos geotérmicos y de alta temperatura. Tienen desventajas como son: mayor costo, falta de control de filtración, debido a la forma de las partículas y características reológicas más difíciles de controlar. La atapulgita no se hincha ni se dispersa en agua dulce como la bentonita, ni tampoco forma revoques de calidad por su estructura en forma de aguja, por lo tanto no controla filtrado, solamente posee la capacidad de suspensión (mejorador de viscosidad) y no es afectada en una forma adversa por la presencia de sales disueltas (alta concentración de electrolitos), esta es la razón para su aplicación en lodos salinos Ilita, Clorita, Caolinita Este tipo de arcillas son laminares no hinchables o ligeramente hinchables. La ilita es un mineral arcilloso de tres capas (2:1), poco expandible debido a que no se hincha ni se separan en presencia de agua, los iones potasio (K * ) presentes entre las capas unitarias no están disponibles para el intercambio. Solo los iones potasio que se encuentran en las superficies exteriores pueden ser cambiados por otros cationes. (API, 2001) no es deseable como arcilla para preparar fluidos de perforación. La clorita es un Arcilla de tres capas. No se hinchan en su forma pura, pero pueden lograrlo al ser modificadas. Además se encuentran en antiguos sedimentos marinos enterrados a grandes profundidades, y normalmente no causan ningún problema 41

42 importante a menos que estén presentes en grandes cantidades. La capacidad de intercambio catiónico de la clorita está entre 10 a 20 meq/100g. La caolinita es una arcilla de dos capas. No es deseable como arcilla para preparar fluido de perforación, porque tiene menor capacidad de absorber agua. Es menos reactiva que otros minerales arcillosos. La caolinita se encuentra comúnmente como componente menor a moderado (de 5 a 20%) de las rocas sedimentarias tales como las lutitas y areniscas. La capacidad de intercambio catiónico es relativamente baja entre 5 a 15 meq/100g. Las formaciones de lutita con capas mixtas de ilita y esmectita se vuelven generalmente menos hinchables pero más dispersivas en agua, a medida que la profundidad aumenta Montmorillonita Este mineral arcilloso es parte del grupo de las esmectitas. La montmorillonita es una arcilla de tres capas, es un mineral muy blando y muy adsorbente. El poder adsorbente le proporciona gran plasticidad, son expansibles y constituyen la bentonita. Se usa la Montmorillonita para dar al fluido una viscosidad varias veces superior a la del agua mediante la capacidad de absorber moléculas de agua entre las hojas. Existe tres tipos de montmorillonita: sódica (Na * ), caustica (Na * ) y magnésica (Mg 2* ). La Montmorillonita presente en las lutitas es generalmente la montmorillonita cálcica, debido a que está en equilibrio con el agua de formación, la cual es generalmente rica en calcio. La bentonita de Wyoming se añade generalmente a un lodo para aumentar la viscosidad, reducir el filtrado y se hincha cuatro veces menos que la bentonita sódica. 42

43 Gráfico 8: Arcilla esmectita Fuente: Oilfield Las propiedades de filtración y reológicas del lodo dependen de las cantidades de las diferentes arcillas contenidas en el lodo de perforación; en consecuencia, la Montmorillonita es añadida con el propósito de controlar las propiedades antes mencionadas y las demás arcillas pueden ser consideradas como contaminantes debido a que no son tan eficaces como una arcilla comercial. (API, 2001) En agua dulce, las capas adsorben el agua y se hinchan hasta el punto en que las fuerzas que las mantienen unidas se debilitan y las capas individuales pueden separarse de los paquetes. La separación de estos paquetes en múltiples capas se llama dispersión. Este aumento del número de partículas, junto con el aumento resultante del área superficial, causa el espesamiento de la suspensión. Las arcillas cumplen dos funciones: 1. Proporcionar viscosidad al fluido de perforación 2. Depositar un revoque que sellará las formaciones permeables para limitar las pérdidas por filtración y evitar el atascamiento de la tubería. 43

44 La Bentonita de Wyoming o también llamada arcilla activada, es una arcilla comercial añadida al agua para preparar un lodo base agua. Está generalmente definida como montmorillonita sódica, utilizado habitualmente en el lodo de perforación. La bentonita se dilata considerablemente si se expone al agua, lo que la hace ideal para proteger las formaciones de la invasión de los fluidos de perforación; es decir, es utilizado ampliamente como aditivo del lodo para control de filtración y viscosidad dando revoques de baja porosidad, permeabilidad y alta compresibilidad. Esta arcilla tiene como propósitos principales: reducir la pérdida de agua mediante la formación de un revoque liso, delgado, flexible, de baja permeabilidad y altamente compresible y el otro propósito es mejorar la capacidad de limpieza y suspensión del fluido. La Bentonita sódica es un aditivo para lodo de arcilla de alta calidad. La principal característica es que absorbe varias veces su peso en agua y tiene excelentes propiedades coloidales; es decir, tiene gran capacidad de hidratación y dispersión en agua dulce es hasta 10 veces su volumen original, lo que la vuelve excelente recurso para la preparación de lodos de perforación; mientras, en agua salada su rendimiento es menor llegando a ocupar un volumen tres veces mayor a su volumen original. Su capacidad de hincharse la convierte en un buen sellador, lo que evita la pérdida por filtración. La bentonita cálcica (Montmorillonita de calcio), es una bentonita de bajo rendimiento cuya distribución es más amplia y que se utiliza en muchas aplicaciones comerciales, incluyendo los fluidos de perforación. La bentonita cálcica no absorbe suficiente agua para hidratarse y dispersarse, su rendimiento es de 45 a 65 bbls/ton en agua fresca. Una concentración de 40 lbs/bbl da una viscosidad Marsh aproximada de 36 seg/1/4 galón. El rendimiento de toda arcilla se puede mejorar mezclándola con un polímero orgánico, que puede ser un poliacrilato y/o una poliacrilamida. Esta mezcla se conoce con el nombre de bentonita beneficiada o arcilla peptizada. La bentonita cálcica, se trata con carbonato de sodio para remover el exceso de calcio y se le agrega polímero para mejorar sus características viscosificantes. Esta bentonita tiene aproximadamente la mitad del rendimiento de la bentonita sódica. Tanto la bentonita sódica y cálcica se utilizan en la preparación y mantenimiento de fluidos base acuosa. El rendimiento de las arcillas depende de la calidad del agua. Si 44

45 se usan aguas, mineralizadas, las arcillas rinden menos y su comportamiento es pobre, por consiguiente, la naturaleza del agua es importante y puede indicar la selección de la arcilla adecuada y el tratamiento químico correcto. Si el agua para preparar fluidos contiene más del 5% de sal, las bentonitas comunes pierden su propiedad gelatinizante y se debe usar una bentonita especial para agua salada como es la atapulgita, es decir su desarrollo de viscosidad y gelatinización en agua salada es similar al de la bentonita en agua dulce. La mayoría de las arcillas de formación encontradas durante la perforación del hoyo superficial son sódicas y pueden ser convertidas a cálcicas mediante el agregado de cal. Entre ellas están las arcillas Gumbo, que causan problemas severos de embolamiento de la broca y atascamiento de la tubería. Estos problemas pueden ser minimizados con tratamiento químico y mecánico. En la perforación existe un rápido aumento de la concentración de arcillas de la formación en el fluido a medida que se circula La capacidad de intercambio catiónico La capacidad de intercambio catiónico es una medida de la habilidad y cantidad de cationes (iones de carga positiva) que puede admitir un mineral de arcilla o un material similar en su superficie de carga negativa, expresada como mili-ion equivalente por 100 g, o más comúnmente como miliequivalente (meq) por 100 g de arcilla seca (meq/100g). El catión puede ser un ion de simple carga como el sodio (Na+) o un ion de doble carga como el calcio (Ca2+) o el magnesio (Mg2+). De este modo, tenemos montmorillonita sódica, montmorillonita cálcica y/o montmorillonita magnésica Mecanismo de hidratación de las arcillas La bentonita se hidrata y se hincha. La hidratación es la primera etapa de la interacción arcilla-agua. Cuando la bentonita seca se agita en agua, la hidratación se observa en la forma de hinchamiento. 45

46 Hinchamiento cristalino o superficial Este proceso resulta de la adsorción de una capa monomolecular de agua en la superficie basal. En el caso de la esmectita se realiza de la siguiente manera. Gráfico 9: mecanismo de hidratación de las arcillas Fuente: (Hermoso limon, 2014) Hinchamiento osmótico Se produce por la atracción del agua hacia las láminas ocasionando un aumento en el espaciamiento. Este hinchamiento en la Montmorillonita sódica incrementa su volumen, gracias a la adsorción de 10 gramos de agua por cada gramo de arcilla seca. Mientras 0,5 gramos de agua es absorbido por el hinchamiento cristalino. Estado hidratado Las estructuras laminares de las arcillas y las moléculas de agua tienen una gran interacción, dada principalmente por fuerzas electrostáticas. Estas fuerzas son el resultado del carácter dipolar de la molécula de agua, es decir que se comporta como un pequeño imán, ya que se halla compuesta por un átomo de oxigeno (O 2- ) y dos de hidrógeno (H + ); ya que los hidrógenos se encuentran en los extremos de la molécula, aparece a un lado una concentración de carga positiva y en el otro una carga más negativa. Por eso las moléculas de agua se asocian rápidamente a la superficie de las láminas de arcilla, las cuales también presentan una carga neta negativa. 46

47 Ahora analizaremos en forma secuencial el proceso de hidratación e hinchamiento de las estructuras de las arcillas. Gráfico 10: Etapas secuenciales en la interacción del agua con la arcilla Fuente: (Halliburton, 2008) Etapa 1: Al inicio la arcilla se encuentra en estado deshidratado, con algunos iones de sodio (Na + ), potasio (K + ) o tal vez calcio (Ca 2+ ) absorbidos en el espacio ínterlaminar. Etapa 2: Desde el punto de vista electrostático, las cargas negativas en la arcilla se acumulan en las superficies planas de las laminillas, mientras que los bordes acumulan cargas positivas. Luego los iones sodio tienden a concentrarse sobre las caras planas. 47

48 Etapa 3: Al ponerse en contacto con la arcilla, las moléculas de agua, son atraídas fuertemente hacia las superficies planas debido a la presencia de los iones sodio cargados positivamente. Etapa 4: En este estado las moléculas de agua se hacen más dipolares atrayendo más moléculas de agua. Etapa 5: La carga negativa en la superficie de las láminas se incrementa conforme las moléculas de agua se enlazan unas con otras al aumentar su polarización. Llega un momento en que la carga superficial es tal, que las láminas se repelen unas con otras, separándose, por lo que el espacio ínter-laminar se expande, originando el hinchamiento característico de las arcillas. Etapa 6: Las moléculas de agua continúan llenando el espacio interpaginar, neutralizando parcialmente las superficies expuestas y manteniendo las láminas apartadas unas de otras, hasta que el agua es eliminada mediante algún proceso de secado, lo cual origina una contracción del volumen de la hojuela. Etapa 7: El equilibrio de la hidratación es alcanzado cuando termina la mezcla de la arcilla con el agua, dando como resultado una estructura interna hidratada que hace coincidir los bordes cargados positivamente con las caras cargadas negativamente, de modo que se forma una estructura de castillo de naipes, dando lugar a que las moléculas de agua entren y salgan libremente. Esta estructura puede derrumbarse mediante la agitación vigorosa de la suspensión, lo cual tiende a formarse de nuevo si la agitación termina. Este último efecto se da ya que las hojas mantienen la fuerte carga electrostática que las atrae Estados de la arcilla Es necesario conocer el estado de asociación de las partículas de arcilla porque los distintos procesos de enlace de las partículas de arcilla son importantes para la reología de las suspensiones de arcilla. Estas partículas de arcilla se asocian cuando están en uno de los siguientes estados: agregación, dispersión, floculación o defloculado. Pueden estar en uno o varios estados de asociación a la vez pero con un estado de asociación predominando. 48

49 Estado agregado Es la condición normal de la arcilla antes de ser hidratada. En agua o en fluido de perforación a base de agua, las partículas de arcilla forman agregados en una configuración deshidratada de contacto directo. Esto ocurre después de un influjo masivo de iones de dureza en lodo a base de agua dulce o durante el cambio a lodo a base de cal o yeso. La agregación genera reducciones drásticas de la viscosidad plástica, el umbral de fluencia plástica y la resistencia de gel. Gráfico 11: Estado agregado de las arcillas Fuente: (Halliburton, 2008) Estado disperso Ocurre cuando la arcilla que originalmente estaba en estado agregado, mediante la aplicación de fuerzas mecánicas o por hidratación hasta tal punto que las láminas que la componen se separan unas de otras coexistiendo suspendidas en la solución acuosa, esto ocurre principalmente en fluidos en donde la solución es 100% agua o con concentraciones muy bajas de electrolitos. 49

50 Gráfico 12: Estado disperso de las arcillas Fuente: (Halliburton, 2008) Estado floculado Es una condición en la que las arcillas, los polímeros u otras partículas cargadas eléctricamente pequeñas se adhieren y forman una estructura frágil, un flóculo. En las lechadas de arcillas dispersas, la floculación se produce después de que la agitación mecánica cesa y las plaquetas de arcilla dispersas forman flóculos espontáneamente debido a la atracción entre las cargas negativas de los frentes y las cargas positivas de los bordes. Los problemas operacionales que se presentan de debido a la floculación es la ocurrencia de pega de tubería, disminución de la tasa de penetración, como consecuencia de este estado, una alta viscosidad y una pérdida de filtrado. Principalmente en los fluidos de perforación base agua, las arcillas influyen en gran medida en la reología y en el filtrado de los fluidos. La floculación se produce por altas temperaturas, cationes polivalentes, altas concentraciones de sales y condiciones de ph. 50

51 Gráfico 13: Estado floculado de las arcillas Fuente: (Halliburton, 2008) Estado desfloculado Es la separación de partículas por neutralización de cargas eléctricas, es decir, la defloculacion ocurre como consecuencia de la adición de un producto químico que genera la separación de las láminas de arcilla; hay que anotar que el floculante persiste en la solución. Como aditivos defloculantes se cuentan los polifosfatos, taninos, lignosulfanatos, adelgazantes y/o dispersantes Inhibición de arcillas En los fluidos de perforación, los términos inhibir, inhibición y sistema de lodos inhibidores se refieren a detener o lentificar la hidratación, hinchamiento y desintegración de las arcillas y lutitas; es decir, prevención de la dispersión. Las formaciones arcillosas deben ser perforadas con fluidos que contengan alta concentración de iones inhibidores como potasio, calcio, etc. Particularmente en lutitas reactivas se recomienda el uso de fluidos base aceite al cien por ciento. Al producirse un intercambio en las láminas de sodio por iones potasio estos inhiben la hidratación de los paquetes de arcilla evitando el hinchamiento y-o dispersión de la misma. Es obvio que a menor impureza, mayor será la capacidad de intercambio catiónico de la arcilla. 51

52 Tabla 3: Capacidad de intercambio por cada 100 gramos de arcilla seca Arcilla Meq/100g de arcilla seca Montmorillonita Illita Caolinita 3-15 Clorita Atapulgita Fuente: (Halliburton, 2008) Composición de los lodos base agua-arcilla En los lodos base agua arcilla, el agua constituye la fase liquida continua en la cual ciertos materiales son mantenidos en suspensión y otros materiales se disuelven. Existen tres fases que conforman los fluidos base agua arcilla: (1) la fase acuosa o continua, esta puede ser agua dulce, agua de mar, agua dura, agua blanda, etc. (2) la fase de sólidos reactivos se compone de arcillas comerciales, arcillas hidratables incorporadas y lutitas de formaciones que son mantenidas en suspensión de la fase fluida y (3) los sólidos inertes en suspensión que son químicamente inactivos, estos pueden ser la caliza, dolomita o arena y la barita Factores que afectan el rendimiento de las arcillas Es necesario conocer el rendimiento de las arcillas, es decir la cantidad de barriles de lodo de 15 cp de viscosidad que se puede obtener a partir de una tonelada de material seco. Esto lo podemos observar en el gráfico de abajo: La hidratación y la dispersión de la arcilla seca son muy afectadas, si el agua de preparación contiene sal ó varios iones metálicos como sodio, cloro, sulfato, magnesio, calcio, potasio bromo y otros componentes. Estudios realizados muestran que, la hidratación de las arcillas a base de agua dulce disminuye rapidamente, a medida que la concentración de los iones antes 52

53 mencionados aumenta, en especial con la presencia de calcio o magnesio (agua dura). Mientras para suavizar el agua se obtiene añadiendo carbonato de sodio y sosa caustica, para precipitar el calcio y el magnesio. Gráfico 14: Hidratación de bentonita en agua dulce Fuente: (API, 2001) Gráfico 15: Hidratación de bentonita con agua salada Fuente: (API, 2001) Otro caso observado es usar la bentonita prehidratada en agua dulce y luego añadir agua salada para ser usado como viscosificador, pero antes debe ser añadida se debe tratarla con un desfloculante, de esta manera se puede reducir la floculación inicial seguida por una pérdida de viscosidad causada por la deshidratación en el ambiente de agua salada. 53

54 Gráfico 16: Adición de bentonita prehidratada al agua salada Fuente: (API, 2001) Otro factor importante es el efecto del ph sobre el rendimiento de la bentonita, la mayoría de los lodos se utilizan a un valor de ph mayor a 7, debido a que el ph no afecta la viscosidad REOLOGÍA Reología es el estudio del flujo de líquidos y gases. El análisis de las propiedades reológicas de un fluido es importante porque permite determinar y controlar: Capacidad de limpieza del pozo Propiedades de suspensión Caída de presiones producidas en la sarta y en el espacio anular Presiones de surgencia Reducir o minimizar las posibilidades de dañar la formación. En definitiva las propiedades reológicas permiten determinar la capacidad de limpieza y suspensión del fluido en base a: viscosidad plástica, punto cedente y fuerza de gel. 54

55 Viscosidad de embudo Marsh o API La viscosidad (µ) en términos generales es, la resistencia al flujo de una sustancia. La viscosidad de embudo se mide usando el viscosímetro de Marsh, y nos permite comparar la fluidez de un fluido con la del agua, y su única función es la de suspender el ripio de formación en el espacio anular, cuando el flujo es laminar. Es recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad de embudo más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado (presencia de sólidos) exhibe alta viscosidad API. (PDVSA, 2002) Los términos de la viscosidad están definidos por la relación esfuerzo cortante sobre velocidad de corte viscosidad = esfuerzo de corte velocidad de corte = fuerza area velocidad relativa distancia relativa = dynas cm 2 pie seg pie = 1Poise Gráfico 17: Esfuerzo de corte y velocidad de corte Fuente: (Wikipedia, 2013) Esta figura muestra las fuerzas actuando sobre un fluido. La placa inferior es fija y la superior se desplaza a una velocidad de un centímetro por segundo. La magnitud de la fuerza necesaria para mantener este movimiento se mide en Poise. Esfuerzo de corte, esfuerzo cortante (τ), es la fuerza necesaria para mover una superficie determinada de fluido; es decir, está relacionado con la fuerza necesaria para mantener un fluido fluyente. 55

56 Velocidad de corte (γ), es la tasa de velocidad a la cual una partícula del fluido se mueve con respecto a otra en flujo laminar, dividido por la distancia entre ellas. Se mide en seg -1 (segundos recíprocos) Viscosidad aparente Es la viscosidad de un fluido medida a una determinada velocidad de corte y a una temperatura fija. Para que una medición de la viscosidad sea significativa, la velocidad de corte debe ser expresada o definida. (Schlumberger, 2015). Ésta viscosidad se la determina por la lectura del viscosímetro Fann a 300 RPM (Ɵ300), ó la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (Ɵ600) La viscosidad aparente indica la máxima concentración de sólidos arcillosos que puede aceptar una mezcla agua/bentonita sin tratamiento químico, es decir, sin la necesidad de utilizar adelgazantes químicos. La cantidad de sólido que se agrega va a depender de la capacidad de esos sólidos para absorber agua y del tamaño de las partículas Viscosidad efectiva (µe) La viscosidad de un fluido no newtoniano cambia con el esfuerzo de corte. La viscosidad efectiva es la velocidad de un fluido bajo condiciones específicas. Estas condiciones son esfuerzo de corte, temperatura y presión. El término de viscosidad efectiva es usado para describir la viscosidad medida o calculada correspondiente a la tasa de corte existente en las condiciones de flujo en el pozo o en la sarta de perforación Viscosidad plástica (VP) La viscosidad plástica es la parte de la resistencia al flujo, causada por la fricción mecánica, y está generalmente relacionada con el tamaño, forma y numero de las partículas de un fluido en movimiento; es decir, el disminuir el tamaño de los sólidos a volumen constante, implica el aumento de la viscosidad plástica debido a que se produce un aumento en el área de contacto entre las partículas produciendo un aumento en la fricción. Un aumento en la viscosidad plástica puede significar dos casos (1) la viscosidad del agua (fase fluida) disminuye a medida que la temperatura 56

57 aumenta. (2) un aumento en el porcentaje en volumen de sólidos presentes en el fluido de perforación. Estos sólidos perforados pueden ser controlados de tres maneras: control mecánico de los sólidos, asentamiento y dilución o desplazamiento. Las mediciones de la Viscosidad Plástica y del Punto de Cedencia son útiles para determinar la causa de viscosidades anormales en los fluidos de perforación Punto cedente (PC), punto de Cedencia, punto de fluencia, Yield Point (YP) Es la fuerza requerida para iniciar el flujo y de su capacidad de suspender el material densificante, retirar los recortes del pozo. El punto cedente es independiente del tiempo. Se mide en lb/100 ft 2. El punto de Cedencia es la medida de las fuerzas de atracción entre las partículas, bajo condiciones de flujo, depende de: (1) las propiedades superficiales de los sólidos del fluido, (2) la concentración volumétrica de los sólidos y (3) el ambiente eléctrico de estos sólidos (concentración y tipos de iones en la fase fluida del fluido). Este término relaciona 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 los sólidos reactivos de formación. Se presenta floculación en un fluido, cuando exhibe altos valores de punto de fluencia; la misma se controla usando adelgazantes químicos, en el caso de que sea causada por excesos de sólidos arcillosos, y agua cuando el fluido se deshidrata por altas temperaturas; es decir, el punto cedente disminuye a medida que las fueras de atracción son reducidas mediante el tratamiento químico Tixotropía y esfuerzos de gel Es la medida de las fuerzas de atracción física y electroquímica bajo condiciones de no flujo (fuerza de floculación en condiciones estáticas). Está relacionada con la capacidad de suspensión del fluido y se controla de la misma manera como sucede con el punto cedente porque es causado por el mismo tipo de solido reactivo. En definitiva, la fuerza de gelatinización es la medida del esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia de gel, formado después de un periodo de reposo, y la tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. Si se forma 57

58 lentamente después de que el lodo está en reposo, se dice que la tasa de gelatinización es baja y alta en caso contrario. Las mediciones de resistencia de gel denotan las propiedades tixotrópicas del lodo. Estas se clasifican de la siguiente manera: Geles progresivo (fuerte), inician bajo pero conforme transcurre el tiempo aumenta consistentemente y, por lo tanto, son poco deseables, ya que pueden presentar problemas, como caudales excesivos para romper la circulación, pérdida de circulación, suabeo del pozo, etc. Geles frágil (débil), comienza alto pero con el tiempo sólo aumenta ligeramente. La fuerza de gel debe ser lo suficientemente baja para permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie, mayor rendimiento de las bombas, minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería, y de pistón cuando se introduce la misma en el pozo, y también facilitar el desprendimiento del gas incorporado al fluido, y por consecuencia en el desgasificador. Mientras debe tener un valor alto para permitir la suspensión de la barita y los sólidos incorporados, en los siguientes casos: cuando se esté añadiendo barita; y, al estar estático el fluido de perforación. La resistencia de gel es medida comúnmente después de intervalos de 10 segundos, 10 minutos y 30 minutos, pero pueden ser medidas en cualquier espacio de tiempo deseado. Una mejor medición de las propiedades reológicas del lodo de perforación, se obtiene utilizando el viscosímetro Fann, el cual mide a diferentes velocidades de corte; mediante el instrumento se registra lecturas comúnmente directas o digitales de la resistencia de circulación. Las lecturas se realizan a 300 y 600 rpm para determinar la viscosidad plástica (VP) y el punto de fluencia (PF) (Yield Point; YP) del fluido Tipos de fluidos En primer lugar: la mayoría de los fluidos, no dependen del tiempo; es decir, la viscosidad no es constante, sino que varía con la velocidad de corte que se les aplique; y, en segundo lugar los fluidos también pueden mostrar efectos que dependen del tiempo. En estos casos la viscosidad del fluido tiende a disminuir con 58

59 el esfuerzo que se le aplica a una velocidad de corte constante. De este modo, los principales tipos de fluidos son: newtoniano y no newtoniano Fluidos Newtonianos El esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte, en condiciones de flujo laminar, esto se presenta en sistemas como en el agua y el aceite y por lo tanto tienen una viscosidad constante. Dónde: τ = esfuerzo cortante µ = coeficiente de viscosidad τ = µγ γ = velocidad de corte (Gradiente de velocidades dv dy ) Fluidos No Newtonianos La viscosidad varía con la temperatura y la tensión de corte que se le aplica, como resultado, este tipo de fluido no tiene un valor de viscosidad definido y constante. Los fluidos no newtonianos a su vez se dividen en no dependientes del tiempo; sino más bien, dependen del esfuerzo que se les aplique; y, por otra parte se tiene los fluidos dependientes del tiempo. Dentro de los fluidos no dependientes del tiempo podemos citar los siguientes: fluidos pseudoplásticos, en los cuales un aumento en la velocidad de corte resulta en una reducción progresiva en la viscosidad; y, lo inverso también sucede, a menor velocidad de corte, resulta una mayor viscosidad (la mayoría de los fluidos de perforación son pseudoplásticos) y dilatantes porque al aumentar la deformación aumenta la viscosidad. La viscosidad del fluido depende de la velocidad de corte en los fluidos de perforación. 59

60 Modelos reológicos Se han desarrollado modelos reológicos para caracterizar el comportamiento del flujo de los fluidos no newtonianos, en función de sus velocidades de corte. Los modelos reológicos más aplicables a ellos son: Modelo de Bingham, Modelo de la Ley de Potencia y Modelo de Herschel y Bulkley Plástico Bingham Algunos fluidos tienen un esfuerzo cortante mínimo, que se debe exceder antes de que se inicie el flujo, y luego presenta una relación lineal (flujo newtoniano) entre el esfuerzo y la relación de deformación. Este modelo es el que se ha utilizado con frecuencia para caracterizar las propiedades de flujo del lodo de perforación, plásticos, emulsiones, sólidos en suspensión en líquidos o agua. Este esfuerzo crítico se denomina Valor de Cedencia ( Yield Point ) y matemáticamente se representa, así: Dónde: τ = τ y + µ p γ τ = esfuerzo de corte medido en lb/100 pies 2. τy = esfuerzo cortante a velocidad de corte cero (punto de Cedencia) en lb/100 pies 2 µp = viscosidad plástica en cp γ = velocidad de corte en seg -1 (Gradiente de velocidades dv dy ) Modelo de Ostwald-de Waele - Nutting o Ley de Potencia Este modelo describe el comportamiento reologico de fluidos de perforación base polímero, que no presenten esfuerzo de punto cedente, mediante la siguiente ecuación: τ = K γ n Dónde: τ = esfuerzo de corte medido en lb/100 pies 2. 60

61 K = índice de consistencia γ = velocidad de corte en seg -1 n = índice de flujo K y n son constantes que representan características de un fluido particular. Conforme el fluido se hace menos viscoso, K aumenta y mientras el fluido se hace menos resistente al corte, n disminuye. Por otro lado la Ley de Potencia y el modelo de Hershel-Bulkley se han usado a menudo para describir soluciones poliméricas. Gráfico 18: Perfiles ideales de viscosidad Fuente: (BAROID, 2001) Además, los efectos que dependen de la deformación, que se discuten anteriormente, los fluidos también pueden exhibir efectos que dependen del tiempo. En estos casos la viscosidad del fluido tiende a disminuir con el esfuerzo que se le aplica a una velocidad de corte constante. Los fluidos que son tixotrópicos por naturaleza muestran una disminución de su viscosidad con el tiempo. Algunos polímeros presentan cierto grado de tixotropía. La mayoría de los biopolímeros no tienen comportamiento tixotrópico, bajo las condiciones normales que se presentan en el campo. En algunos casos esporádicos, suspensiones con alta concentración pueden 61

62 tener un comportamiento de flujo reopéctico. En estos casos, no muy comunes, la viscosidad aumenta con el esfuerzo a una tasa de deformación establecida. Gráfico 19: Efectos del tiempo sobre la viscosidad Fuente: (BAROID, 2001) Modelo de Herschel-Bulkley o Ellis, Plástico real, ley exponencial modificada Son sustancias que no fluyen hasta la tensión de fluencia, y luego presentan una zona de viscosidad variable, que disminuye con el incremento de la velocidad de deformación, hasta alcanzar un valor asintótico constante. Este modelo describe de mejor manera el comportamiento reologico de los fluidos de perforación. Dónde: τ = τ o + (K γ n ) τ = esfuerzo de corte medido en lb/100 pies 2. τ o = es el esfuerzo de punto cedente del fluido (esfuerzo de corte a velocidad de corte cero) en lb/100 pies 2 K = índice de consistencia del fluido en cp. n = índice de flujo del fluido γ = velocidad de corte en seg -1 (Gradiente de velocidades dv dy ) El modelo de MHB como también se lo conoce se reduce al modelo de Bingham cuando n = 1 y se reduce al modelo de la ley de potencia cuanto τ o = 0 62

63 Para la mayoría de los fluidos, la viscosidad no es constante, sino que varía con la velocidad de corte. Estos fluidos son denominados dependientes del corte. Para evaluar esta dependencia, se mide la viscosidad o el esfuerzo cortante a diferentes velocidades de corte en el mismo viscosímetro. De estos resultados se pueden obtener las constantes reológicas según el Modelo de Bingham o el de la Ley de Potencia. Cuando los puntos se grafican, el resultado se conoce como un perfil de viscosidad. Algunos ejemplos se muestran en la Figura. Gráfico 20: Perfiles ideales de viscosidad Fuente: (Buenaño, 2013) DEFINICIÓN FLUIDOS DE PERFORACIÓN Definición El éxito de la perforación depende de la capacidad de entender y analizar la tecnología que rige el comportamiento y el funcionamiento de los fluidos de perforación, para identificar los problemas operacionales y dar la solución adecuada, mediante el conocimiento de instrumentos, equipos y químicos que se utilizan en el manejo y control de los fluidos de perforación. Es importante diseñar un fluido que sea capaz de cumplir con los requerimientos de cada área atravesada, y mantener un control permanente de sus propiedades según los parámetros del programa de fluido de perforación. 63

64 Las operaciones de perforación o terminación de un pozo dependen de los siguientes factores: costo del fluido, selección del fluido correcto, mantenimiento de las propiedades correctas de los fluidos de perforación. Para seleccionar un fluido de perforación se debe tomar en cuenta los siguientes aspectos: Ubicación geográfica Formaciones con alto contenido de lutitas y/o arcillas Formaciones presurizadas Altas temperaturas Inestabilidad del pozo Formaciones salinas Inclinación del pozo Evaluaciones a la formación En consecuencia un lodo de perforación debe cumplir con los siguiente: no debe ser toxico, corrosivo, ni inflamable, pero si debe ser inerte a las a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a las altas temperaturas. Además, debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones, debe ser inmune al desarrollo de bacterias. Según el manual de Tecnología Aplicada a los Fluidos de Perforación (1998), define el lodo de perforación como un fluido de características físicas y químicas apropiadas que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinación de agua y aceite con diferente contenido de sólido. A más de lo establecido en el párrafo anterior. El propósito fundamental del lodo es ayudar a hacer rápida y segura la perforación, mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades deben ser determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad del especialista en lodos comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los ajustes necesarios. (PETROBLOG, 2012) 64

65 Funciones de los fluidos de perforación El propósito fundamental del fluido de perforación es permitir rapidez y seguridad en la perforación del pozo; lo cual se logra mediante el cumplimiento de las siguientes funciones: Retirar los detritos desde el fondo del pozo, transportarlos y liberarlos en la superficie. El lodo de perforación debe permitir sacar los detritos que se forman debajo la broca, de manera continua permitiendo que el avance en la perforación sea mayor, caso contrario, parte de la energía se perdería al triturar nuevamente los cortes desprendidos de la formación perforada y en las formaciones blandas se evita el riesgo de atascamiento de la sarta. La limpieza del pozo depende de: La viscosidad, la densidad, punto cedente y la velocidad de circulación (velocidad anular), parámetros principales para vencer el efecto de la gravedad, evitando que se sedimenten rápidamente en fluidos de baja viscosidad, y lograr remover y transportar el ripio desde el fondo del pozo hasta superficie Tamaño, forma y densidad de las partículas a remover, la arena es muy abrasiva; por lo tanto, debe ser removida para no dañar las bombas de lodo, líneas, tubería y equipo de subsuelo. La rotación de la sarta de perforación, el flujo helicoidal es excelente para retirar camas de ripios en pozos desviados y horizontales. Tasas de penetración (velocidad de penetración, ROP). La insuficiente limpieza del pozo produce elevado torque y arrastre, bajo valores de ROP, problemas de pega de tubería, dificultad para correr la tubería de revestimiento y mala cementación primaria. Los mejores fluidos para la limpieza eficaz: lodos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y tienen altas viscosidades a bajas velocidades de corte. Enfriar y lubricar la sarta de perforación. 65

66 Cuando la broca corta la formación se produce una gran cantidad de calor debido a las fuerzas de fricción. El calor generado es llevado a la superficie, donde se libera a la atmosfera, lo cual permite lograr aumentar la vida útil del lodo de perforación y de la broca, y alcanzar el rendimiento previsto. El fluido de perforación actúa como un lubricante entre la sarta y la pared del pozo. Además debe lubricar al revestidor, la tubería y la broca, mediante productos especiales como dispersantes, reductores de fricción, evitando el arrastre y contra torsión. Los lodos base aceite y sintéticos, son buenos lubricantes mientras en lodos base agua hay que añadir lubricantes para mejorar la lubricidad, y por último lodos base agua son mejores lubricantes que lodos base gas o aire. Existen parámetros que indican lubricación deficiente y son: altos valores de torque y arrastre, además desgaste anormal y agrietamiento por calor de sarta y BHA. Problemas que afectan la lubricación son: patas de perro excesivas, asentamiento (ojo de llave), falta de limpieza del hueco y diseño incorrecto del BHA. Mientras que una buena lubricación de la broca ofrece beneficios como: disminuye la fricción, mayor vida de la broca, disminuye arrastre de los viajes, menor presión de bombeo, mejora ROP, menor desgaste de la sarta de perforación. Permitir la obtención de información sobre las formaciones perforadas. Las propiedades físicas y químicas del lodo afectan la evaluación durante y después de la perforación; es decir, las propiedades del fluido no deben interferir con el programa de registro, esto es, mediante una resistividad definida para cuando los registros se corran se pueda derivar la resistividad de la formación y evitar zonas lavadas excesivas. Muchos registros eléctricos requieren que el fluido de perforación sea un líquido conductor de electricidad que presente propiedades eléctricas diferentes de las que poseen los fluidos de la formación. Transmitir potencia hidráulica a la broca. El fluido de perforación es el medio para transmitir la potencia hidráulica hasta la broca, por lo tanto, una óptima hidráulica permite altas tasas de penetración y facilita 66

67 una limpieza efectiva del fondo del pozo y del espacio anular; de acuerdo al programa de hidráulica. La hidráulica mantiene limpia el área debajo de la broca para que la misma no vuelva a triturar los recortes ya perforados, maximizando la velocidad de perforación. Proteger la sarta de perforación contra la corrosión La corrosión aumenta en función de la disminución del ph, produciendo roturas de la tubería, fallas en la bomba de lodos, fugas en las líneas de superficie. Para neutralizar a los agentes corrosivos, tales como: oxígeno (aireación del lodo), dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno se debe utilizar tanto inhibidores de corrosión y secuestrantes (neutralizan los agentes corrosivos). El sulfuro de hidrogeno puede colapsar la sarta. Esto se evita al mantener un alto ph y químicos secuestradores de sulfuro. Flotabilidad 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 ó 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. Aunque la mayoría de los equipos de perforación tienen 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). Minimizar daño en la permeabilidad de la zona productora El fluido utilizado para perforar la zona productora tendrá un impacto alto en la productividad del pozo. Por lo tanto, se debe depositar una costra delgada, de baja permeabilidad para limitar la filtración y evitar problemas durante la perforación y producción, debido a la reducción de la porosidad y la permeabilidad natural de la formación. Los posibles daños de formación al perforar son los siguientes: 67

68 Invasión por lodos o sólidos de perforación y evitar el bloqueo de las gargantas porales. Hinchamiento de arcillas debido a hidratación. Precipitación de sólidos por incompatibilidad entre filtrado y fluido de formación. Espacios porales de las zonas productoras bloqueados con sólidos y/o gotas de micro emulsión. El daño de formación por invasión de lodos o sólidos de perforación, interacción química e interacción mecánica da como resultado la reducción de la porosidad o permeabilidad natural de la formación. Se presentan problemas por costras gruesas y filtración excesiva como son: daño a la formación, pérdida de circulación, pega mecánica y diferencial, mayor torque y arrastre, registros de mala calidad y reducción del diámetro del pozo. Por lo tanto, se debe usar agentes puenteantes en formaciones muy permeables, con grandes gargantas porales mediante el uso de aditivos al lodo. Un indicador del daño de formación, es la caída de presión brusca durante la etapa de producción de hidrocarburos. El daño de formación se da en la mayoría de los casos por bloqueo por sólidos y la interacción fluido-fluido y fluido-roca. Las partículas sólidas pueden ser: ripios de perforación, material densificante y aditivos del fluido de perforación. Gráfico 21: Formación de costra de lodo 68

69 Fuente: (Valencia, 2014) Suspender los recortes cuando se detenga la circulación. Los recortes tienden a caer al fondo del pozo al detenerse la circulación. La resistencia de gel permite la suspensión de los recortes; es decir la precipitación hasta que se vuelva a circular. La tixotropía es la capacidad de un fluido de desarrollar resistencia de gel con el tiempo cuando se le deja en reposo, y cuando se reinicia la circulación permitir regresar a su estado fluido al aplicarle agitación mecánica. La partículas sólidas en suspensión son: ripios, material densificante y aditivos del fluido de perforación; el asentamiento de los mismos depende de la densidad y viscosidad del lodo, densidad y tamaño de las partículas y resistencia de gel del lodo. En consecuencia la sedimentación de ripios durante condiciones estáticas causan puentes y rellenos (atascamiento de tubería o pérdida de circulación) y el asentamiento del material densificante causan variaciones en la densidad del lodo especialmente en pozos desviados y horizontales debido a las bajas velocidades en el anular. Gráfico 22: Tixotropía Fuente: (Slide, 2014) 69

70 Los problemas que se presentan por alta concentración de sólidos son: menor ROP y mayor peso, viscosidad, potencia de la bomba, espesor de la costra, torque y arrastre, pega diferencial, necesidad de dilución; es decir, mayor costo. Es necesario mantener un equilibrio entre capacidad de suspensión y remoción de ripios. Suministrar la presión hidrostática necesaria para estabilizar las paredes del pozo y balancear las presiones de formación. La densidad del lodo (peso del lodo) es la propiedad que permite controlar los factores mecánicos (presión, esfuerzos, fuerzas mecánicas) y factores químicos (reacciones de las arcillas); evitando un influjo del lodo hacia el pozo. El peso del lodo debe estar entre el peso mínimo para controlar el pozo y un peso máximo para no fracturar la formación perforada. La estabilidad de las paredes del pozo en arenas mal consolidadas, se logra mediante el peso del lodo para sobre-balancear y un revoque de calidad. Mientras tanto, en lutitas se debe tener cuidado, con lodos base agua porque producen hinchamiento y ablandamiento, por lo tanto, se debe utilizar inhibidores. Facilitar la cementación y completación. La cementación permite aislar las distintas zonas y facilita una completacion exitosa del pozo. Esto se logra mediante la uniformidad y estabilidad del agujero, permitiendo un desplazamiento eficaz del casing Propiedades de los fluidos de perforación Un buen diseño del lodo de perforación debe considerar los siguientes factores: Selección adecuada del fluido Mantenimiento adecuado de las propiedades Planificación: tipos de formación, equipos de superficie, disponibilidad de aditivos, etc. Por lo tanto, es necesario el conocimiento previo de las propiedades de los fluidos de perforación, para mantener la calidad del lodo dentro de los valores deseables y preestablecidos en el programa de fluidos de perforación del pozo. Las propiedades 70

71 de un fluido no son valores fijos, sino que pueden ser ajustados durante el proceso de perforación; para lo cual se deben tomar muestras del lodo a la entrada y salida del pozo, para comparar valores y efectuar los ajustes necesarios. De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades a mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas. Densidad o peso La densidad es la masa por unidad de volumen. Tanto la densidad como la profundidad vertical de la columna del fluido, determinan la presión hidrostática en el pozo. La densidad es importante para mantener los fluidos de formaciones atravesadas en sitio; pero la excesiva densidad puede producir una fracturación de la formación atravesada y posibles daños a la formación productora debido a la invasión del lodo. Para calcular cuanta presión ejerce un fluido de determinada densidad; se utiliza el gradiente de presión. Este, en general, se expresa como la fuerza que ejerce el fluido por pie de altura. Se determina la densidad del fluido con la finalidad de controlar la presión de la formación y mantener estabilizada la pared del pozo. Las unidades de campo de la densidad es lb/gal. La densidad del lodo varía entre 0 psi/pie y 1.04 psi/pie (20 ppg). En definitiva el peso del lodo está limitado por el mínimo necesario para controlar el pozo y el máximo para no fracturar la formación. Además de la densidad como propiedad de los fluidos de perforación; también, se considera en el estudio de este tema a la viscosidad (parte de la Reología) y sus diferentes formas de expresarla, está ya fue objeto de estudio en temas anteriores CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Fluidos de perforación base agua El término base agua se refiere a los fluidos de perforación. Sistemas que son formulados con agua o salmuera. Son sistemas muy versátiles y se utilizan por lo general para perforar formaciones no reactivas, productoras o no productoras de hidrocarburos. 71

72 Componentes de un fluido base agua La mayoría de los lodos de perforación son base de agua, y forman un sistema constituido básicamente por las siguientes fases: FASE LíQUIDA O FASE CONTINUA La fase liquida o la fase continua, es el elemento que mantendrá en suspensión los diferentes aditivos o componentes de las otras fases. En este caso, es el agua, que constituye la fase continua de los fluidos de base acuosa. Algunos aditivos químicos que son sólidos se disuelven o se dispersan en esta fase formando una mezcla homogénea que proporciona un sistema de fluido de perforación. El agua utilizada en la perforación y mantenimiento de los fluidos de base acuosa puede ser: dulce o salada. El agua es ideal para perforar zonas de bajas presiones, cundo contiene Ca o Mg, se le conoce con el nombre de agua dura, y cuando contienen estos iones disminuyen el rendimiento de las arcillas, y alteran el comportamiento reologico del fluido FASE REACTIVA O COLOIDAL La fase reactiva o coloidal, comprende a la arcilla, debido a que son sólidos de baja gravedad específica (2,5). Dependiendo de la salinidad del agua se utilizan dos tipos de arcillas, asi: en lodo de agua dulce es la bentonita y su principal mineral es la montmorilonita que absorben agua en la superficie y entre sus estructuras; por lo tanto, la hidratación es alta. Mientras en lodos de agua salada, se usa la atapulgita, que absorbe agua en este tipo de lodos FASE INERTE La fase inerte, son sólidos de alta gravedad especifica (4-7), es decir, sólidos en suspensión químicamente inactivos, comprende barita, arena, ripios de caliza y dolomita, limos ciertas lutitas, material de pérdida de circulación, agentes de puenteo, agentes lubricantes, etc. Por lo general, estos sólidos pueden ser no deseables, a excepto de la barita que se añade para aumentar la densidad del fluido de perforación. La cantidad de sólido que se agrega, va a depender de la capacidad de esos sólidos para absorber agua, y del tamaño de las partículas. 72

73 FASE QUÍMICA La fase química, es el grupo de aditivos que, se encargan de mantener el fluido dentro de los parámetros deseados, pueden ser dispersantes, emulsificantes, reductores de viscosidad, controladores de filtrado, neutralizadores de ph y otras sustancias químicas que controlan el comportamiento de las arcillas Polímeros Los polímeros se han utilizado en los fluidos de perforación desde la década de Estos forman parte de cada sistema base agua usado actualmente. En efecto, algunos sistemas dependen totalmente de polímeros, y generalmente llamados sistemas de polímeros. Motivo por el cual es muy importante su estudio Estructura de los polímeros Un polímero es una molécula grande, compuesta de unidades que se repiten. Los polímeros pueden ser naturales, modificados y sintéticos, Los polímeros pueden clasificarse por su estructura y ser lineales, ramificados o menos comúnmente cíclicos. Los copolímeros contienen dos o más monómeros diferentes que pueden disponerse al azar o en bloques. El tamaño (peso) molecular influye en la forma en que, un tipo específico de polímero se desempeña en un tipo de lodo determinado. Un polímero pequeño puede ser defloculante, mientras que un polímero grande del mismo tipo puede ser floculante. Algunos son viscosificantes y otros son aditivos para control de la pérdida de fluido, mientras que otros son multifuncionales. Una molécula grande compuesta de unidades que se repiten le conoce como monómero. Estos monómeros pueden ser: homopolímero (iguales) o copolímero (diferentes). Los sistemas poliméricos son sistemas de bajo contenido de sólidos, que se caracterizan por dar una gran capacidad de acarreo y suspensión. En los polímeros lineales se produce degradación mecánica, al pasar este por las boquillas de la broca y a través de los equipos de control de sólidos dando como resultado la pérdida de propiedades viscosificantes, debido a que se obtiene un producto con menor peso molecular. En definitiva a mayor cantidad de monómeros mayor peso molecular. En los polímeros ramificados se produce una degradación termal debido a la temperatura y su configuración estructural. 73

74 Clasificación de los polímeros Se dividen tanto por su composición, origen, físicamente y carga eléctrica. Por su composición Naturales, como su nombre lo indica se forman de manera natural, son económicos y no se solubilizan, sino que se hidratan desarrollando viscosidad; tales como la goma de xantano, la goma de guar y almidones. Estos son usados para controlar filtrado en sistemas salinos. Sintéticos, Los sistemas de polímeros sintéticos, son modernos tienen la capacidad de perforar más eficientemente la mayoría de los pozos que dependían de fluidos de base agua convencional y pozos que se perforaban con fluidos de emulsión inversa. Estos polímeros son de alto peso molecular, siendo utilizados para: viscosificar, flocular y estabilizar. En definitiva son más resistentes a los contaminantes, debido a su flexibilidad casi ilimitada en su diseño y producir las propiedades requeridas. Modificados.- son alterados químicamente, con el fin de mejorar su tolerancia a la sal, su solubilidad y su estabilidad térmica. Además, se los modifica para elevar el punto de cedencia y resistencia de geles y reducción de pérdida de filtrado. Por su origen. Orgánicos.- Posee en la cadena principal átomos de carbono. Inorgánicos.- Los polímeros inorgánicos son aquellos que no poseen átomos de carbono en su cadena principal, siendo la silicona la más común. Por su estructura Física.- se dividen en tres familias: Lineales, es el polímero más simple, donde una cadena en la que todos sus monómeros forman una línea simple. Ramificados, los polímeros ramificados ocurren cuando grupos de unidades se ramifican a partir de una larga cadena polimérica. Estas ramas se conocen como cadenas laterales y también pueden ser grupos muy largos de estructuras repetitivas. Al ser calentados, tanto los polímeros lineales como los ramificados se ablandan, ya que la vibración de la temperatura supera las fuerzas atractivas entre las moléculas. 74

75 Entrecruzados, este polímero forma cadenas largas, ya sean ramificadas o lineales, que pueden formar enlaces entre las moléculas poliméricas. Debido a que forman enlaces covalentes, los cuales son mucho más fuertes que las fuerzas intermoleculares, atraen otras cadenas poliméricas. Por su carga eléctrica Aniónicos, catiónicos, son los que poseen cargas eléctricas tanto positivas o negativas, respectivamente. Estos polímeros desarrollan viscosidad por ionización, no son solubles en agua. (Glicoles, aminas). Los aniónicos se encuentran en mayor cantidad en la industria petrolera, ejemplo: Celulosa Polianiónica o Polímero Aniónico, derivado de la celulosa (PAC), Carboxi-Metil-Celulosa (CMC). Los polímeros catiónicos forman puentes de hidrogeno con las partículas de arcillas, minimizando su hidratación y su dispersión, por tal razón, son muy frecuentes como inhibidores de arcilla. A su vez, sufre adsorción rápida e irreversible con las partículas arcillosas, perdiéndose en los equipos de control de sólidos, resultando por consiguiente más costoso su mantenimiento. Además, en exceso la concentración de polímero catiónico, puede formar flóculos, grandes que depositados como revoque pueden permitir demasiado filtrado hacia la formación. Tanto los polímeros aniónicos como los catiónicos son sumamente sensibles a las temperaturas y al calcio; se degradan con facilidad a temperaturas superiores a 250 F (120 C), resultando bastante difícil el control del filtrado. Los cationes precipitan instantáneamente cuando se mezclan con polímeros aniónicos. En aniónicos y catiónicos, el mecanismo de inhibición depende en gran parte del tiempo, y es afectado por el adelgazamiento por corte, que sufren los polímeros al pasar por las boquillas de la broca. Anfotéricos, son dependientes del ph del sistema. A bajos valores de ph funcionan como catiónicos y a un alto valor de ph funciona como aniónicos. Son compatibles con los polímeros aniónicos y catiónicos, también poderosos deshidratables de arcillas. No iónicos, desarrollan viscosidad por solubilizacion, son solubles en agua. Se utilizan para viscosificar fluidos de completación o reparación a base de salmuera. 75

76 Hidratación de polímeros Cada molécula de polímero en el agua tiende a hidratarse rápidamente, generando una guerra de hidratación que produce fuerzas repulsivas entre ellas. A medida que se incrementa la cantidad de moléculas de polímeros las fuerzas de repulsión son mayores. Las fuerzas eléctricas generadas por los polímeros en la solución acuosa, su forma, disposición enredada y su concentración desarrollan viscosidad en el fluido. A continuación se enumeran algunos de los factores que permiten al polímero el desarrollo de la viscosidad: 1. Demanda de agua, que se halla controlada por el tipo y cantidad de los grupos funcionales de polímeros. 2. El tamaño, las partículas de mayor tamaño desarrollan más viscosidad. Hay un límite para este fenómeno ya que cuando la partícula se hace demasiado grande tiene dificultades para hidratarse. 3. EL incremento de la complejidad de las cadenas, resulta en mayor viscosidad, pero si el polímero es demasiado ramificado, la masa resultante se decanta de la solución, sin producir viscosidad alguna. 4. Habilidad para encontrar agua libre, si otras moléculas de polímero se han hidratado previamente, y el polímero nuevo no tiene la habilidad de capturar agua libre este no se va a hidratar Degradación de polímeros Los polímeros son susceptibles a degradación por cualquiera de los siguientes factores: calor, degradación mecánica, oxigeno, ataques biológicos, ácidos, sales y bases. Además polímeros en el campo petrolero se usan como: viscosificantes, floculantes, defloculantes, agentes de control de filtrado, agentes de estabilización de lutitas, recuperación secundaria. 76

77 Clasificación de los fluidos de perforación base agua Los fluidos de perforación de base acuosa se clasifican en dispersos y no dispersos, de acuerdo al efecto que tienen sobre los sólidos perforados y sobre las arcillas agregadas. Los fluidos dispersos contienen adelgazantes químicos; mientras tanto, los fluidos no dispersos no contienen adelgazantes y en consecuencia las arcillas incorporadas o agregadas encuentran su propia condición de equilibrio de una forma natural. El término no inhibido se refiere a la ausencia total de iones inhibidores de lutitas, como: potasio, calcio y sodio. Los fluidos inhibidores, por su parte, inhiben la interacción entre el fluido y las arcillas de formación, y es útil en formaciones reactivas o formaciones lutiticas sensibles al agua Fluidos no dispersos no inhibidos No contienen iones inhibidores tales como Cloruro (Cl - ), calcio (Ca +2 ) o Potasio (K + ) en la fase continua y no utilizan adelgazantes químicos o dispersantes para control de las propiedades reológicas. Ejemplos: Spud Muds (lodos nativo o de inicio), se usa en la parte superficial del pozo; contienen agua y bentonita la cual puede ser reemplazada en parte por cal; también se aprovecha la gran cantidad de arcillas de formación (sólidos no reactivos) para obtener mejor capacidad de limpieza (altas velocidades anulares de circulación debido a altas tasas de circulación) y suspensión del fluido. Ligeramente tratado, es un fluido de iniciación al cual se le agregan pequeñas cantidades de aditivos químicos para mejorar su calidad. Sin embargo, a medida que avanza la perforación aparecen formaciones dificultosas que requieren densidades mayores a 12 lb/gal, así como también contaminaciones severas y altas temperatura que limitan su uso. (Romay, 2008) Polímero/Bentonita, llamados también fluidos de bajo contenido de sólidos, debido a su poco contenido de sólidos arcillosos suspendidos menor al 6% en peso, permitiendo obtener alta tasa de penetración y alta capacidad de limpieza pero la 77

78 pérdida de agua es alta y atrapan aire fácilmente por tener alto punto cedente. El polímero debe agregarse muy lentamente para evitar la formación de flóculos. Bentonita extendida, Estos sistemas son a base de bentonita a los cuales se le agrega un extendedor, para incrementar su rendimiento y en consecuencia, lograr mayor capacidad de limpieza y suspensión. El extendedor enlaza entre sí las partículas hidratadas de bentonita, forma cadenas y duplica prácticamente su rendimiento, originando un fluido con la viscosidad requerida a concentraciones relativamente bajas de sólidos. Estos sistemas, al igual que los sistemas a base de polímeros bentonita, son de bajos contenidos de sólidos (6%w), por tal motivo, es importante mantener un control efectivo de sólidos, para evitar el incremento de la viscosidad, y tener que utilizar adelgazantes químicos, lo que ocasionaría el cambio de un sistema no disperso a disperso. (Romay, 2008) Fluidos no dispersos inhibidos No se utilizan adelgazantes químicos o dispersantes para el control de las propiedades reológicas, se incluyen en el sistema sales tales como NaCl y KCl, las cuales inhiben el hinchamiento y rompimiento de los sólidos de las formaciones perforadas, mejorando la eficiencia del equipo de control de sólidos. El ion potasio posee mayor capacidad inhibitoria, por su baja energía de hidratación. Estos fluidos se prepara especialmente con agua parcialmente saturada (concentración de sal > a ppm) Este tipo de fluido se caracteriza por dar alta viscosidad y alto filtrado Fluidos dispersos no inhibidos Se utilizan dispersantes químicos para dispersar la bentonita sódica. No se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados maximizando su dispersión. Se usan en las secciones superficiales de los pozos, dando pozos en calibre y altas tasas de corrosividad Fluidos dispersos inhibidos Se emplean dispersantes químicos para dispersar los sólidos perforados. Además se utilizan diferentes electrolitos para inhibir la hidratación y debilitamiento mecánico de las arcillas. 78

79 2.4.9 FLUIDOS DE PERFORACION EMULSIONADOS Lodos de emulsión directa Emulsión es una mezcla heterogénea de dos líquidos inmiscibles que requieren la adición de un agente emulsificante y suficiente agitación para mezclarse. Una emulsión puede ser directa, inversa y reversible. La emulsión directa es aquella cuya fase externa o continua es agua y su fase interna o dispersa es aceite, es decir, el aceite se encuentra como gotas suspendidas en el agua Lodos de emulsión inversa En lodos de emulsión inversa, la fase externa puede ser aceite o sintético, y la fase interna es agua y, por lo tanto, actúa como sólidos suspendidos en el aceite o sintético, y agentes tensoactivos que actúan entre las dos fases, impiden que las gotas se fusionan permitiendo de esta manera la estabilización de la emulsión. La fase externa, que está en menor proporción, es siempre más estable, debido a la mayor distancia entre las gotas, lo cual reduce el riesgo de coalescencia y, por lo, tanto incremente la inestabilidad de la emulsión. Estos sistemas contienen hasta un 50% en agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; donde el agua no se mezcla, actuando cada gota como una partícula sólida, por lo tanto, si se aumenta la cantidad de agua emulsionada también aumentará la viscosidad del fluido. La principal influencia en el comportamiento de una emulsión inversa es su relación aceite/agua, el tiempo y la intensidad de la agitación y el tipo de emulsificante usado. Si las gotas de agua son suficientemente pequeñas y se encuentran bien dispersas, entonces la emulsión es fuerte, mayor el área superficial, por lo tanto, mayor el área de contacto agua/aceite. Las ventajas de uso de un lodo base aceite invertida son: en alta temperatura, en ambiente de sal y calcio, permite mantener la limpieza de pozo (estabilidad y lubricación de pared de pozos y proteger eficazmente los yacimientos); ayuda a acelerar la velocidad de perforación y disminuye costos, previene las pérdidas de circulación, permite perforar pozos direccionales, formaciones de anhidrita o de yeso, prevenir atascamiento de tubería y minimizar problemas de toque y arrastre. 79

80 Existen varios motivos, por los cuales, no se usan sistemas solo de aceite que son los siguientes: el aceite por sí solo no puede suspender las materiales densificantes; también el aceite solo no puede tener un control de la filtración. Por lo tanto, es necesario el uso del agua mediante los siguientes beneficios: económicos, viscosidad y gelatinización (el agua actúa como sólido y dispersante), solubilidad de sales (que ayuda el equilibrio con la formación o la deshidratación osmótica de la misma); seguridad (el agua incrementa la temperatura a la cual el aceite hace combustión). Mientras se perfora, puede ser necesario cambiar la relación aceite/agua de una emulsión inversa. Para aumentarla se agrega aceite y para disminuirla se agrega agua. Es importante señalar que, una emulsión no está definida por la fase liquida que se encuentre en mayor proporción, sino que por la fase que está en contacto con la formación. Por ejemplo: el interflow es un fluido de baja densidad que se formula con un porcentaje mayor de aceite que de agua. Sin embargo, este fluido no es una emulsión de agua sino que es una emulsión de aceite en agua. 80

81 Gráfico 23: Emulsión aceite en agua AGUA ACEITE Lodos de emulsión reversible Estos lodos de perforación se comportan tanto como lodos de emulsión directa o como lodos de emulsión inversa de acuerdo a las circunstancias de perforación. En la emulsión inversa reversible (EIR) la fase externa puede transformarse en fase interna y la fase interna se convierta en fase externa. La emulsión inversa puede pasar a directa agregando un ácido y revertir a emulsión inversa agregando una base y se la realiza cambiando el ph. Gráfico 24: Transformación de emulsión inversa a convencional Fuente: (Consorcio Shushufindi, 2012) La EIR facilita la remoción del revoque con un menor tiempo en comparación con la emulsión inversa convencional. Los beneficios como fluido base aceite es en la perforación y como fluido base agua menor daño a la formación e impacto ambiental. 81

82 Fluidos de perforación base aceite Es un sistema donde la fase continua es aceite y el filtrado también. Los lodos de base aceite verdadera contienen menos del 5% en agua como fase interna. Los aceites base aceite pueden tener como componente base a: aceite diesel, aceites minerales. Los sistemas de fluidos base aceite ofrecen una gran estabilidad del pozo, muy superior a los sistemas base agua. Esto se debe a que los fluidos base aceite tienen una mínima interacción con la formación. Estos fluidos se utilizan para perforar formaciones lutiticas (sensibles al agua), pozos con altas temperaturas, zonas con presencia de H2S/CO2, zonas de bajo gradiente, domos de sal, pozos direccionales, pueden incorporar grandes cantidades de sólidos sin afectar mayormente al sistema, ofrecen una lubricidad más elevada y efectiva, una gran protección a la corrosión y permanecen estables por mucho tiempo. La temperatura reduce la viscosidad del aceite mucho más rápido que la del agua y la presión aumenta la viscosidad. Las principales ventajas económicas que proporcionan los lodos de aceite ofrecen cuando se usan para: lutitas problemáticas, zonas de sal, anhidrita y control de corrosión LODOS DE AIRE O GAS Utilizando como fluido de perforación aire, gas natural, gases inertes o mezclas con agua; se han obtenido grandes ventajas económicas en secciones de rocas consolidadas donde difícilmente se encontrarían grandes cantidades de agua, pues un aporte adicional de líquido contribuiría a formar lodo, produciendo embolamiento de la broca. El aire o gas seco proveen la mayor tasa de penetración entre los diferentes fluidos de perforación. El transporte de los cortes depende de la velocidad anular, por lo tanto no son recomendables en paredes de pozos inestables, formaciones productoras de agua, formaciones con alto presión de poro. 82

83 ESPUMAS Son aquellos que se los fabrica mediante la inyección de agua y agentes espumantes, dentro de una corriente de aire o gas creando una espuma estable y viscosa, o mediante la inyección de una base gel conteniendo un agente espumante, su capacidad de acarreo es dependiente más de la viscosidad que de la velocidad en el anular. El propósito de estos lodos es reducir la cabeza hidrostática y prevenir pérdidas de circulación en zonas de baja presión, además de incrementar la rata de penetración PÍLDORAS DISPERSAS Conocidas como píldoras de baja reología, pueden ser preparadas con el mismo lodo, y la adición de agentes dispersantes que evitan la aglomeración de cortes arcillosos, su adherencia en el BHA, embolamiento de la broca creando turbulencia, y asi lograr despejar las arcillas acumuladas en el conjunto de fondo, además colaboran en la erosión mecánica del pozo. Este tipo de píldoras son necesarias al inicio de la perforación, debido a que el lodo nativo usado en esta sección no contiene agentes inhibidores, solo dispersantes, puesto que al tratarse de una zona de poco interés la erosión mecánica se logra únicamente con la fuerza de galonaje para obtener altas tasas de penetración PÍLDORAS VISCOSAS Son llamadas también píldoras de alta reología o de acarreo, pueden ser preparadas con geles, bentonitas y polímeros, dependiendo de la zona donde se esté efectuando la operación. Se bombean a continuación de las píldoras dispersas, con el objeto de acarrear los cortes generados por la broca a superficie y tener la columna libre de sólidos. El uso es en zonas de lutitas y en la zona de producción PÍLDORAS PESANTES Son utilizadas para sacar tubería limpia, es decir libre de lodo de perforación, esto se logra debido a que el desplazamiento del fluido es en función del diferencial del peso del lodo, por ejemplo si se tiene un fluido de 10 lpg, de acuerdo a operaciones de campo se bombea una píldora pesada de 12 u 11,5 lpg. 83

84 PRODUCTOS UTILIZADOS EN EL CAMPO PETROLERO El ingeniero de lodos debe estar altamente capacitado con el comportamiento de los diferentes aditivos químicos que se utilizan en la preparación y mantenimiento de los fluidos de perforación para cumplir las funciones específicas establecidas en los programas de perforación. Para la preparación del fluido hay que tomar en cuenta muchos factores con el fin de seleccionar el material a mezclar. Deben considerarse entre otros: la densidad necesaria, la presencia de hoyo desnudo o revestido, la presencia de gas, los tipos de bomba, tanques, equipos de mezcla, la calidad del agua (dura o blanda), etc. También es muy importante tomar en consideración el ciclo del fluido y la secuencia como se mezcla el material. Además el tratamiento de un fluido depende de las siguientes condiciones: tiempo, tipo de formación y tasa de penetración (ROP) En el tratamiento químico se usan materiales que son parte integral de casi todos los fluidos de base acuosa. Muchos de los cuales tienen la misma composición y únicamente difieren en el nombre comercial Materiales densificantes El material densificante es un material sólido de alta gravedad específica, y finamente dividido que se utiliza para aumentar la densidad de un fluido de perforación, permitiendo controlar la presión de la formación y estabilizar las paredes del pozo. No son tóxicos ni peligrosos de manejar. Las sales disueltas que aumentan la densidad del fluido, tal como el bromuro de calcio en las salmueras, no son llamadas materiales densificantes. En cambio la barita es el más común, con una gravedad específica mínima de 4,20 g/cm 3. La hematita es un material más denso, con una gravedad específica mínima de 5,05 g/cm 3. El carbonato de calcio, de gravedad específica 2,7 a 2,8. La siderita, con una gravedad específica de alrededor de 3,8, ha sido utilizada para densificar lodos, pero puede causar problemas al disolverse en el lodo con ph alto. La ilmenita, con una gravedad específica de 4,6, ha sido utilizada en fluidos de perforación y cementos. 84

85 Tabla 4: Materiales presentes en un fluido de perforación Material Formula Química Gravedad especifica Galena SPb Hematita Fe2O Magnetita Fe3O Baritina SO4Ba Siderita CO3Fe Dolomita CO3CaCo3Mg Calcita CO3Ca Fuente: (API, 2001) La barita natural (Sulfato de Bario, BaSO4), puede encontrarse en una diversidad de rocas, incluidas la caliza y la arenisca. Es un material inerte, molido en diferente granulometría y está clasificada como sedimento. La barita comercial se utiliza para lograr densidades desde 12 hasta 20 lbs/gal en todo tipo de fluido, pero a mayor valor mayor contenido de sólidos; por ello, resulta bastante difícil controlar la viscosidad del lodo. Cuando se necesita valores más altos en la densidad se usa hematita. Los carbonatos contaminan la barita comercial al contener más de 3000 p.p.m del mismo. El carbonato de calcio (CaCO3) es un sólido inerte, de baja gravedad específica. Es totalmente soluble en HCI al 15% y se dispersa con mayor facilidad que la barita en los fluidos base aceite. Sin embargo, su eficacia es limitada debido a su baja densidad. El peso específico del carbonato de calcio es 2,7. El carbonato de hierro, con un peso específico de 3,8, es más pesado que el carbonato de calcio y tiene propiedades similares; sin embargo se emplea raramente por su elevado costo Materiales viscosificantes Las arcillas viscosificantes, polímeros y agentes emulsionantes líquidos hacen que los lodos se espesen y así aumentan su capacidad para transportar, suspender los recortes y los materiales sólidos densificantes, durante la perforación de un pozo. Sin embargo, no todos los viscosificantes potenciales van a brindar una limpieza efectiva y económica del hoyo, y tampoco se hallan totalmente a salvo de las interferencias mecánicas y químicas del medio ambiente. El siguiente cuadro muestra los materiales más utilizados para proporcionar viscosidad a los fluidos de perforación: 85

86 Materiales para controlar el filtrado El lodo de perforación en estado estático o en movimiento que se encuentra en el espacio anular puede filtrarse hacia las formaciones permeables, por lo tanto se debe proteger la zona hidrocarburífera de la invasión de la fase liquida y sólida del fluido de perforación evitando un daño mediante la formación de un revoque (costra, cake) en la cara de la formación. En estado dinámico, consiste en prevenir una pérdida excesiva de filtrado con la formación de una costra resistente (evitar la erosión con la sarta) e impermeable (espesor constante). Mientras en estado estático se debe evitar que se forme una costra demasiado gruesa. Un lodo de perforación de buenas características, no debe dejar pasar más de 20 cm 3 de filtrado, formando un cake de espesor comprendido entre 5 y 8 mm. La pérdida excesiva de filtrado hacia la formación depende de los siguientes factores: la permeabilidad, diferencial de presión y temperatura del fluido; lo que repercute en excesiva fricción y torque de la sarta, aumento en la presión anular, atascamiento diferencial, desplazamiento insuficiente del lodo y disminución de la producción potencial del yacimiento. Los diferentes mecanismos de control de filtrado son: desarrollando un revoque impermeable y altamente compresible incrementando la viscosidad de la fase líquida disminuyendo la permeabilidad mediante una acción de puenteo. La técnica de puenteo, consiste en formar una costra de lodo en base a una granulometría adecuada que contiene sólidos puenteantes, partículas coloidales y subcoloidales. Donde las partículas más gruesas forman un puente en los espacios porosos de la formación, reduciendo la porosidad y la permeabilidad; luego dicho puente es sellado con las partículas coloidales y sub coloidales. Un agente de puenteo considera la forma de la partícula (angular), medida de la partícula (diámetro de 1/3 o mayor que el tamaño más grande de una garganta poral), distribución del tamaño de las partículas, concentración total de la partícula (al 86

87 menos 10% del volumen de sólidos del fluido), solubilidad de la partícula en ácido y un agente de control de pérdida de fluido (evitar el uso de bentonita). Para agente puenteante se usa el CaCO3 micronizado de origen dolomítico D50 (30/50) (significa 50% de las partículas tienen un diámetro promedio entre 30 y 50 micrones). Otra técnica consiste en: el aumento de la viscosidad de la fase liquida lo cual se logra al reducir el filtrado y controlar el filtrado por disminución de la permeabilidad del revoque. El lignito es un controlador de filtrado a altas temperaturas, su función secundaria es deflocular para reducir las altas viscosidades de los fluidos base agua, causadas por el exceso de sólidos arcillosos. El lignito, con sus componentes solubles y coloidales, ayudan ambos en el control de la pérdida de fluido. Los componentes solubles sirven como defloculantes de la arcilla y mejoran la calidad del revoque de filtración. El lignito coloidal ayuda a taponar las partes permeables del revoque de filtración. Cuando el lignito se adiciona directamente a un lodo también se necesita soda cáustica para hacer que se disuelva. Existe disponible lignito pre-caustificado, que contiene NaOH o KOH ya mezclados. La adicion de sales de cromo mejora el rendimiento a altas temperaturas, pero su uso está limitado por preocupaciones de salud, seguridad y medio ambiente. El lignito organófilo es un lignito convencional que ha sido tratado con compuestos de aminas cuaternarias para que sea dispersable en aceite, en lodos a base de aceite y base sintética. Entre los factores que garantizan la formación de un revoque de calidad se tienen: Diseño del agente sellante Control de calidad de los aditivos usados Eficiencia de los equipos de control de sólidos Control y seguimiento sobre la distribución del tamaño de partículas 87

88 Materiales para controlar reología La reología está relacionada con la capacidad de limpieza y suspensión de los fluidos de perforación. Esta se incrementa con agentes viscosificantes y se disminuye con adelgazantes químicos o mediante un proceso de dilución. (PDVSA, 2002) Como controladores reológicos se utilizan básicamente: lignosulfonatos, lignitos y adelgazantes poliméricos. El lignosulfonato es un polímero muy aniónico utilizado para deflocular lodos base arcilla; su función principal es ser adelgazante químico cuando hay exceso de sólidos reactivos y estabilizar las condiciones del fluido a altas temperaturas. Además deflocular a los fluidos base agua al neutralizar las cargas eléctricas de las arcillas (se adhieren a las partículas de bentonita incrementando la carga superficial de las mismas a ph entre 9 y 10), lo cual causa una repulsión entre esas partículas y, por lo tanto, una defloculacion del fluido Materiales para controlar ph El potencial del ion hidrógeno, ph, es el término que nos indica la concentración de iones hidrógeno en una disolución. Se trata de una medida de la acidez de la disolución. El término se define como el logaritmo de la concentración de iones hidrógeno, H +, cambiado de signo: ph = -log [H + ] Donde [H + ] es la concentración de iones hidrógeno en moles por litro. Debido a que los iones H + se asocian con las moléculas de agua para formar iones hidronio, H3O +, el ph también se expresa a menudo en términos de concentración de iones hidronio. (química, 2011) La escala de ph va de 0 a 14 y los valores por debajo de 7 son ácidos y por encima de 7 son básicos (alcalinos). La medición en el campo del ph del fluido de perforación (o filtrado) y los ajustes del ph son operaciones críticas para el control del fluido de perforación. Las interacciones de la arcilla, la solubilidad de distintos componentes y la eficacia de los aditivos dependen del ph, al igual que en el control de los procesos de corrosión causada por ácidos y el sulfuro. 88

89 Para un fluido de bajo ph (7,5 9,5) y un fluido de alto ph (9,5 11,5); el mismo varía de acuerdo a la exigencia de la perforación. Entre los materiales suplidores de iones OH - están los siguientes: Tabla 5: Materiales para controlar el ph Material Soda Caustica Hidróxido de Potasio Cal Fórmula NaOH KOH Ca(OH)2 Fuente: (PDVSA, 2002) Estos productos alcalinos especialmente la soda caustica (NaOH) es utilizado para dar y mantener el ph de los fluidos base agua. El cemento y el calcio son contaminantes que afectan la solubilidad y precipitan polímeros, lignosulfonatos, etc Materiales para dar lubricidad La lubricidad de un fluido en particular es medida por su Coeficiente de Fricción (COF), 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. Altos valores de torque y arrastre, un desgaste anormal, y el agrietamiento por calor de los componentes de la columna de perforación constituyen indicios de una lubricación deficiente. Sin embargo, se debe tener en cuenta que estos problemas también pueden ser causados por grandes patas de perro y problemas de desviación, embolamiento de la barrena, asentamiento ojo de llave, falta de limpieza del agujero y diseño incorrecto del conjunto de fondo. (Romay, 2008) 89

90 Existe una gran variedad lubricantes utilizados en operaciones de perforación, asi: aceites minerales, surfactantes, grafito, gilsonita, bolillas de vidrio. Estos productos se incorporan en el revoque o cubren las superficies metálicas de la sarta reduciendo la fricción mecánica entre la sarta y la pared del pozo Materiales surfactantes Los surfactantes son materiales que tienden a concentrarse en la interfase de dos medios: sólido / agua, aceite / agua, agua / aire, modificando la tensión interfacial. Se utilizan para controlar el grado de emulsificación, agregación, dispersión, espuma, humectación, etc. en los fluidos de perforación. La tensión interfacial es una propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles. Cuando ambas fases son líquidas se denomina tensión interfacial: cuando una de las fases es el aire se denomina tensión superficial. Podemos decir, la tensión superficial es la fuerza de atracción hacia dentro ejercida sobre las moléculas de la superficie de un líquido. Esta tensión tiene como consecuencia la contracción de la superficie. (FIRP, 2010) Las moléculas surfactantes se sitúan preferentemente en la interfaz y por lo tanto disminuyen la tensión interfacial Materiales estabilizantes de lutitas En la mayoría de las cuencas de petróleo y gas, la lutita constituye el 50 a 70% de las rocas perforadas. Existen tres parámetros que deben controlarse adecuadamente para evitar tener problemas con las lutitas: densidad suficiente, rango correcto del ph y control de filtrado. Las arcillas de las lutitas se hidratan y dispersan cuando toman agua, incrementando considerablemente su volumen y en consecuencia causando el derrumbe de la formación. Para evitar esto se utilizan aditivos especiales que inhiben la hidratación y dispersión de las arcillas. (internacional, 2011) Materiales para controlar la corrosión (pérdida de metal) La corrosión es el deterioro de una substancia (generalmente un metal) o de sus propiedades, causada por una reacción con su ambiente. (internacional, 2011) Se produce mediante: un ánodo, un cátodo, un electrolito y un medio conductivo. 90

91 Cuando se coloca la tubería dentro de un medio conductivo (fluido de perforación), puede producirse corrosión, mediante las dos siguientes reacciones de acuerdo al grafico que se muestra abajo: Gráfico 25: Corrosión en la superficie de la tubería Fuente: (API, 2001) En el ánodo, el Hierro (Fe 0 ) reacciona con el electrolito (se disuelve), se ioniza en Fe 2+ y libera dos electrones (2e-): Reacción anódica: Fe 0 Fe e (El Hierro se disuelve) Fe (OH) Fe(OH) 2 (El Hierro disuelto forma hidróxido de Hierro) Los electrones fluyen a través del metal hacia el cátodo, donde se producen dos reacciones, la primera de las cuales produce gas de hidrogeno: 2H + + 2e H 2 (gas de hidrogeno) La segunda reacción catódica involucra el oxígeno disuelto y se produce fácilmente en los fluidos de perforación: O 2 + 2H 2 O + 4e 4OH La evolución del hidrogeno y la reducción del oxígeno son las reacciones catódicas más comunes. Al controlar o reducir la velocidad (controlar) de cualquiera de estas reacciones, se reducirá la velocidad de corrosión. Existen varios tipos de corrosión: Corrosión general, distribuida en toda la superficie de la tubería. 91

92 Corrosión crateriforme, se limita a una área pequeña resultando en agujeros o picaduras profundas en forma de una ranura alrededor de la tubería de perforación por la sujeción de las cuñas. Corrosión en hinchaduras, es una hendidura metálica concentrada. Fisuración por corrosión bajo tensión (SCC), fisura causada por la acción conjunta de la tensión (estiramiento) y un ambiente corrosivo; Fisuración por acción del sulfuro de hidrogeno bajo tensión (SCC), similar a la anterior pero en presencia de agua y del sulfuro de hidrógeno. Celda de concentración, causada por la exposición a diferentes concentraciones iónicas (salinidades considerablemente diferentes), al depositarse bajo las uniones o en las superficies de las tuberías. Este tipo de corrosión puede ser controlada con secuestrantes de oxígeno y/o inhibidores pasivantes. Corrosión por erosión, se debe a presencia de sólidos suspendidos y corrientes de fluidos con velocidades altas sobre la superficie metálica eliminando la película pasiva de protección. Corrosión intergranular, ataque superficial localizado en una trayectoria estrecha preferentemente a lo largo de los contornos del grano de un metal. Fatiga por corrosión, rotura de un metal por fisuración cuando es sometido a altos esfuerzos cíclicos. Desaleación (separación), corrosión localizada, donde se elimina uno de los elementos de la aleación. Corrosión galvánica (protección catódica), resulta de la diferencia de potencial (serie galvánica) entre dos metales sumergidos en un medio conductivo (electrolito), al entrar en contacto el metal anódico se corroe más rápidamente y el metal catódico casi no se corroe, ocasionado por un flujo de electrones de un metal hacia otro. Para proteger un metal contra la corrosión se coloca en contacto un metal de potencial más alto (Mg, Al, Zn) que se convierte en ánodo de sacrificio. El metal menos resistente a la corrosión se vuelve anódico con respecto al metal más resistente a la corrosión (catódico), el cual queda protegido. 92

93 Cavitación, corrosión mecánica que puede ser acelerada por el oxígeno en condiciones de alta turbulencia y velocidad. La corrosión es acelerada en los ambientes ácidos (ph<7) y retardada en condiciones alcalinas (ph>7) debido a que los ácidos tienden a disolver los metales más rápidamente. Normalmente un ph de 9.5 a 10.5 es adecuado para reducir los casos de corrosión. En algunos casos, un ph tan alto como 12 puede ser necesario. Altos valores de ph (>10,5) neutralizan los gases ácidos y reducen la solubilidad de los productos de la corrosión. Es decir, cuando la concentración de sal (NaCl o KCl) aumenta, la cantidad de oxigeno disminuye. Otros factores que ayudan a la corrosión son: componentes de aluminio en las tuberías: pueden sufrir una corrosión extrema en los ambientes alcalinos, sales disueltas: aumentando la conductividad del agua y la posibilidad de velocidades de corrosión altas, presión: aumenta la solubilidad del oxígeno y otros gases corrosivos, temperatura, presenta dos efectos: a un valor alto de temperatura, aumenta la velocidad de las reacciones y cuando más fría sea la temperatura del lodo de superficie, más alto será el contenido de oxígeno disuelto. incrustaciones: las incrustaciones minerales resultan de la precipitación y deposición de compuestos insolubles como CaCO3 y CaSO4, gases disueltos (agentes corrosivos): el oxígeno y los gases ácidos (dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno), la remoción de H2S se logra mediante materiales de Zinc, los cuales forman sulfuros insolubles, oxígeno disuelto: esto es la principal causa de corrosión en los fluidos de perforación ingresando a través de los equipos de superficie, para contrarrestar se usa secuestradores de oxígeno (sales solubles de sulfito y de cromato) o se usa agentes formadores de finas películas sobre la superficie del acero evitando el contacto directo entre el acero y el oxígeno. dióxido de carbono (CO2), este compuesto al disolverse en agua forma H2CO3 y reduce el ph, este fenómeno se presenta en aspecto agusanado (picaduras y ranuras). Se elimina este problema mediante el uso de un inhibidor de incrustación, 93

94 sulfuro de hidrogeno (H2S): es un gas acido reactivo y corrosivo que puede causar daños graves a los equipos Para reducir la corrosión se reduce el contenido de oxígeno en los lodos de perforación, mediante el uso de secuestrantes de oxígeno, entre los cuales tenemos: bisulfito de amonio y el sulfito de sodio. Los lodos de agua dulce contienen generalmente de 1 a 5 o más ppm de oxígeno disuelto y los saturados de sal contienen en menor cantidad. Secuestrante de H2S con óxido de cinc, este oxido secuestra los sulfuros para formar sulfuro de cinc, un producto insoluble a un ph de aproximadamente 3 o más alto, asegurando una eliminación permanente. Inhibidor de incrustación, estos productos son usados para limitar la precipitación y deposición de incrustaciones minerales sobre las superficies metálicas. Bactericidas, la reducción de sulfatos a sulfuros por acción bacteriana puede producirse en los fluidos de perforación y se recomienda el uso de microbicida para controlar estas bacterias. Aminas, es inhibidor de corrosión al formar una película orgánica que impermeabiliza la tubería de acero, debido a su capacidad de absorberse físicamente sobre las estructuras metálicas, formando una película protectora humectada por aceite. Se las aplica directamente sobre la tubería o en baches (píldoras) o uniforme. Los tratamientos de 15 a 25 galones de amina por pies de tubería han sido eficaces. 94

95 CAPITULO III 3 DISEÑO METODOLÓGICO 3.1 TIPO DE ESTUDIO El presente trabajo es de carácter descriptivo, transversal y prospectivo el mismo que se basa en revisión bibliográfica y de campo. Estudio descriptivo.- porque se realiza un estudio que describe la situación de la variable a investigar, que es el análisis de las buenas prácticas y lecciones aprendidas en la gestión de los fluidos de perforación en los campos Shushufindi. Estudio transversal.- Porque el estudio se lo va a realizar en el periodo de Octubre 2014 Febrero Estudio prospectivo.- Porque los resultados provenientes de este estudio servirán como base para futuros proyectos a realizarse ya sea en el mismo campo o en campos similares. Esta investigación es de tipo bibliográfico porque tiene el propósito de recopilar información sobre el tema de fuentes bibliográficas; además la orientación que se le dará, será en base a criterios técnicos, conceptualizaciones para llegar a una adecuada solución del problema. Esta investigación es de campo, porque se estudiara el fenómeno en el Área de Perforación de la ARCH, en donde se encuentra la información que será objeto de análisis. 3.2 UNIVERSO Y MUESTRA El universo son los pozos de los Campos Shushufindi. La muestra para el presente estudio son: pozos direccionales. 3.3 MÉTODOS Y TÉCNICAS El estudio se fundamentara en el análisis de información sistematizada de buenas prácticas y lecciones aprendidas de la gestión de fluidos de perforación correspondientes a Reportes Finales de Perforación de pozos del Campo Shushufindi. 95

96 Específicamente se diseñara tablas con la información pertinente de cada sección, y a partir de estas se efectuará un análisis estadístico que permita establecer los aspectos sobresalientes requeridos, con el fin de inferir propuestas de prácticas eficientes de operaciones y gestión de fluidos de perforación, para que los futuros trabajos de perforación sean eficientes en el Campo Shushufindi. Principalmente se obtendrá información de la ARCH que es la empresa fiscalizadora, la que nos permite obtener datos confiables y representativos. 3.4 RECOLECCIÓN DE DATOS Los datos necesarios para el desarrollo del presente estudio serán obtenidos, fundamentalmente de los Reportes Finales de Perforación del Campo Shushufindi, los mismos que serán proporcionados por la ARCH. 3.5 PROCESAMIENTO DE DATOS La información recolectada será analizada y será clasificada par ser sistematizada en matrices de Excel, la misma que nos proporcionará una mejor visualización y comprensión, interpretación y análisis de los datos por medio de curvas, figuras y tablas estadísticas y permitirá obtener las conclusiones y recomendaciones respectivas. 3.6 FACTIBILIDAD El presente trabajo es factible realizarlo, porque cuenta con el talento humano del investigador, apoyo técnico de los ingenieros de la ARCH, a su vez se dispone de los recursos económicos propios de los investigadores, recursos bibliográficos, web gráficos y tecnológicos suficientes para la ejecución del mismo. Se cuenta de un tiempo de seis meses para el desarrollo de la presente investigación. La empresa acepta y comparte el criterio de dinamismo que impone la constante evolución de la tecnología y su aplicación en todas las actividades que se desarrollan diariamente, por lo cual una vez aceptada la solicitud de realización de tesis en la AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURIFERO se dará libre acceso a toda la información que el investigador considere pertinente para el desarrollo del presente proyecto de tesis. 96

97 CAPITULO IV 4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS 4.1 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS DISCUSIÓN POR INTERVALO Los pozos analizados del Campo Shushufindi son un total de 21 pozos direccionales, los cuales se perforaron durante el año 2012 hasta el El análisis e interpretación de datos de fluidos de perforación para los pozos en estudio se la realiza en cuatro etapas: 26, 16, 12 ¼ y 8 ½ y alcanzan una profundidad promedio de pies MD y 9600 Pies TVD, cumpliendo con los objetivos dentro de la zona productora. La máxima inclinación del pozo es de La etapa de 26 es perforada verticalmente hasta +/- 200 ft y se asienta la tubería de revestimiento de 20 a esa profundidad. En la etapa de 16 se inicia el trabajo direccional a una profundidad de 400 pies (KOP) donde se construye con un (Dog Leg Severity) DLS de 1.80 /100 pies con una dirección constante de azimut de Hasta alcanzar una inclinación de a la profundidad de 2141 pies MD; y luego mantener tangente hasta la profundidad de 3855 ft MD. Desde esta profundidad se empieza a tumbar inclinación con un DLS de 1.70 /100 pies hasta alcanzar la inclinación de 0 a los 5752 pies MD y mantener la verticalidad hasta pies MD (profundidad final). Todos los valores anteriormente descritos son promedios de los pozos analizados. A continuación se presenta los principales datos de información y parámetros estimados de los pozos en estudio, los cuales se presenta en tablas y gráficos: 97

98 Tabla 6: Topes de formaciones estimados presión de Yacimiento del Campo Shushufindi FORMACION MD (ft) TVD(ft ) ORTEGUAZA Presión Yacimiento (psi) TIYUYACU Agua CONGLOMERADO INFERIOR TIYUYACU TENA BASAL TENA LUTITA NAPO SUPERIOR CALIZA M CALIZA A Fluidos ARENISCA Aceite y U-SUPERIOR agua ARENISCA Aceite y U-INFERIOR agua LUTITA NAPO MEDIA CALIZA B ARENISCA Aceite y T-SUPERIOR agua ARENISCA Aceite y T-INFERIOR agua LUTITA NAPO BASAL HOLLIN SUPERIOR TD Fuente: (Consorcio Shushufindi, 2012) Elaborado por: William Lalaleo 98

99 Gráfico 26: Perfil del pozo - vista lateral Fuente: (Consorcio Shushufindi, 2014) 99

100 Tabla 7: Puntos de asentamiento de los revestidores (casing) revestidor OD (in) asentamiento conductor 16" 200 pies desde superficie superficial 13 3 / 8" dentro de ± 45 pies Orteguaza produccion 9 5 / 8" En el tope de la caliza M2 Cubrir zona produccion 7" productora Fuente: (Consorcio Shushufindi, 2012) profundidad estimada de asentamiento.ft +/ / / / objetivo Aislar boulders superficiales Aislar arcillas reactivas de Chalcana Aislar formaciones que contienen base de la arena T-inf Sección de 26 El fluido de perforación utilizado para los pozos en estudio del Campo Shushufindi es diseñado en base a: perforar convencionalmente con broca tricónica de 26 hasta 200 pie de profundidad a través de sedimentos cuaternarios no consolidados. Tabla 8: Principales parámetros de la sección de 26 hoyo de 26" a 200 pie & revestidor de 20" sistema litología formación ángulo lodo Nativo sedimentos cuaternarios (conglomerados - boulders, arenas y arcillas) cuaternario 0.0 grados Fuente: (MI-SWACO, 2013) La determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación en de la sección de 26 se la realiza en función de la siguiente información generalizada de los pozos en estudio: perforar con broca de 26 hasta 200 pie de profundidad, para 100

101 lo cual se perforará con broca tricónica de 26 a través de sedimentos cuaternarios no consolidados, usando un sistema NATIVO. La adición de Bentonita que es extendida incrementa el punto cedente y los esfuerzos de gel del fluido, contribuyendo al acarreo de cortes y la estabilización de las paredes del hoyo. La densidad inicial del sistema es de 8,5 lb/gal, aumentando progresivamente hasta 8,9 a punto de revestidor de 20 pulgadas Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación Los siguientes parámetros forman parte de los problemas mayormente comunes y presentes en la sección de 26 respecto a la gestión de fluidos de perforación: Stock suficiente del material de pérdidas de control Pre-hidratación de la bentonita Optimizar el volumen del lodo Densidad del lodo Limpieza del agujero Pérdidas de circulación Presencia de boulders o cantos rodados bajas tasas de penetración Contaminación de fluido de perforación Estabilidad de las paredes del pozo Mantener parámetros recomendados (WOB, RPM, GPM) Fracturamiento de la formación Retorno de cemento Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas representativas. Este tema presenta las buenas prácticas operativas y lecciones aprendidas que se pueden presentar en la gestión de fluidos de perforación. A continuación se analiza la información proporcionada por los programas de perforación, programa de fluidos de perforación, reporte de perforación y reporte de fluido de perforación. 101

102 Verificar que exista en locación suficiente material anti-pérdida y suficiente cemento antes del inicio de la perforación en el caso que se necesite por una pérdida de circulación. En esta sección hay riesgo de pérdidas superficiales. Previo a iniciar la perforación de la fase de 26, planificar en los tanques un circuito corto para optimizar el volumen del lodo. Pre-hidratar la bentonita por lo menos 6 horas antes del inicio de la perforación del intervalo y extenderlo para optimizar la limpieza del hoyo. La densidad inicial del sistema se encuentra en 8,5 lb/gal, aumentando progresivamente hasta 8,9 lb/gal a punto de revestidor de 20 pulgadas. Asegurar estado de cellar jet previo al arranque de la perforación. Además, evitar la contaminación del fluido de perforación con espaciadores y/o cemento. Iniciar la perforación con parámetros controlados (una sola bomba), se debe aplicar la regla local 100 x 100, la cual consiste en 100 ft perforados a 100 gpm, 200 ft perforados a 200 gpm, 300 ft perforados a 300 gpm. La aplicación de esta regla, según experiencias locales, ayuda a minimizar el riesgo de fracturamientos y pérdida de circulación. Es importante mencionar que este caudal no es óptimo para la correcta limpieza del hoyo, por lo que el uso de píldoras de limpieza es necesario. Mantener parámetros recomendados (WOB, RPM, GPM), estos valores son referenciales y dependen de las condiciones que se presenten en el pozo WOB: 05-8 KLBS, RPM: 50/80, GPM: Pérdidas de circulación en los primeros pies perforados, debido a la presencia de boulders o cantos rodados; esta condición pudiera ocacionar problemas de limpieza o pérdidas de circulación inducidas al no arrancar con un fluido bentonítico de alta reología; por lo tanto. Es necesario asegurar las correctas propiedades inhibitorias del sistema y mantener buena limpieza del agujero. Existe la posibilidad de embolamiento de la broca en esta sección. Se deberá optimizar la hidráulica para minimizar este problema. 102

103 Antes de sacar tubería para realizar viaje, se debe chequear el pozo por flujo, si el pozo esta estático, bombear una píldora pesada y continuar el viaje, llevando un buen control del llenado del pozo para mantener la columna hidrostática todo el tiempo. Realizar Dewatering al sistema de fluido de perforación, para ser utilizado en la siguiente sección. Esto ayudará a minimizar el consumo de agua fresca. Se debe optimizar el periodo de circulación con rotación y reciprocación de la sarta, para ayudar a que todo el pozo se encuentre en movimiento y por ende la salida de todos los cortes que se encuentren decantados en el hoyo. Alcanzando punto de revestidor a 200 pie, se recomienda, bombear una píldora dispersa y después una píldora de alta viscosidad para limpiar el hoyo, circular hasta retornos limpios (mínimo 2 veces el volumen del fondo arriba), realizar viaje de calibre, limpiar pozo nuevamente, y dejar en todo el hoyo una píldora de alta reología pesada. Dejar en el hoyo una píldora viscosa de 80 a 150 seg/qt, para asegurar la estabilidad del hoyo y corrida del revestidor. Con estos valores de viscosidad se minimiza el riesgo de pérdida de circulación, ocasionado por socavamiento. En el Campo Shushufindi no es necesario agregar material densificante a la píldora viscosa, para mantener estable las paredes del hoyo. Los equipos de control de sólido permiten mantener la densidad del fluido en un rango deseado y la diferencia entre la presión hidrostática de una columna 200 pie de fluido de 8,5 lpg Vs 9,2 lpg no es importante, como para originar la inestabilidad del hoyo. Se recomienda limpiar/desalojar los retornos de cemento en el cellar mediante el empleo de bombas electro-sumergibles y neumáticas, esta operación minimiza los volúmenes de fluido descartados. Durante la cementación mantener vacío el contrapozo para poder observar el retorno del cemento. Estar muy atento en el momento que comience a flocular el lodo para descartarlo fuera del sistema y asi evitar una contaminación por cemento o taponamiento de las líneas. El uso de la phenolftaleina para determinar rapidamente el retorno de cemento es un método efectivo. 103

104 Tabla 9: Propiedades del fluido nativo- sección de 26 pulgadas Prof. formacion densidad viscosidad filtrado PV YP MBT ph LGS MD pie lpg sec/qt cm3/30min cp lb/100pie2 lb/bbl-equiv. %v/v 0 Cuaternario 8, N/C TBP 3-5 N/C Cuaternario 8, N/C TBP 6-8 N/C Cuaternario 8, N/C TBP 6-10 N/C Cuaternario 8, N/C TBP 8-12 N/C 7-11 <10 Fuente: (MI-SWACO, 2013) A continuación se muestra la variación de la densidad durante la perforación de la sección de 26 : Gráfico 27: Comportamiento de densidades, hoyo de 26 Fuente: (MI-SWACO, 2013) Establecimiento de prácticas eficientes generales El análisis de los reportes de perforación y fluidos de perforación de cada pozo para la sección de 26 se indica en la siguiente tabla de prácticas eficientes generales, presentando los riesgos con su respectiva mitigación y recomendación para cada caso. 104

105 Tabla 10: Prácticas eficientes sección 26 RIESGOS MEDIDAS DE PREVENCION RECOMENDACIONES Taponamiento flow line Realizar modificaciones al equipo, diámetros, longitudes, etc., según especificaciones para líneas de flote. Con bomba jet, limpiar rápidamente la línea. Bombear una píldora dispersa cada parada perforada y cada tres paradas píldoras viscosas hasta pasar los 1000 ft de profundidad cantos rodados Embolamiento Caída de ROP Fuga por codo de salida de cellar jet Lavar el tubo conductor al perforar Pega de tubería por empaquetamiento al perforar Pérdidas de circulación al circular La TR no llega a fondo Perforar con caudal entre gpm. Bombear píldora dispersa y viscosa para limpieza. Circular hasta retornos limpios. Píldora viscosa al final de la sección. Bombear de píldoras antiespumantes durante la perforación. Bombear de píldoras antiembolantes. Incrementar los parámetros de perforación (WOB, RPM y caudal) para mejorar la ROP. Verificar el estado de la línea de succión del cellar jet. Iniciar las perforación con bajo caudal 100 gpm y bombear píldoras viscosas Bombear píldoras viscosas. Usar bombas jet para limpiar el cellar cuando exista ROP<10 ft/hr. Píldora viscosa al final de la sección. RPM los primeros 100 ft Bombear con bajo caudal y RPM los primeros 100 ft. Contar con suficiente material anti pérdida y cemento antes de comenzar la perforación Realizar viaje de calibración. Colocar píldora viscosa en último viaje antes de correr TR Reducir parámetros de perforación ( gpm). Monitorear retornos y variaciones continuas para determinar: inicio y final de los cantos rodados. Bombear píldoras de control de pérdida y de limpieza Limpieza de broca. Usar surfactante para desembolamiento. Mantener el peso de Drill Colar de 9 1 / 2 para incrementar el peso de la broca. Implementar evaluación como parte de la prueba (test) de aceptación al equipo, previo al inicio de la etapa de perforación. Contar con cellar jet o bombas eléctricas antes de comenzar la perforación Contar con suficiente material anti pérdida y cemento antes de comenzar la perforación Contar con suficiente material anti pérdida y cemento antes de comenzar la perforación Evaluar cementar, Trabajar TR Realizado por: William Lalaleo 105

106 Sección de 16 El fluido de perforación utilizado para la sección de 16 del Campo Shushufindi ha sido diseñado en base a: perforar direccionalmente con broca de 16 desde 200 pie hasta 5393 pie, a través de la formación Chalcana y 40 pies dentro de Orteguaza. El trabajo direccional iniciará con KOP a 800 pie, incrementar ángulo hasta 18,44 grados, y mantener este ángulo hasta 5393 pie, punto de revestidor de 13 3 /8. También asegurar las correctas propiedades inhibitorias del sistema y mantener buena limpieza del agujero para asegurar la estabilidad del hoyo al perforar la formación Orteguaza. Tabla 11: Principales parámetros de la sección de 16 hoyo de 16" desde 200 pie hasta 5393 pie & revestidor de 13 3 /8" sistema litología lodo Nativo - Disperso Conglomerados, arenas, arcillas y lutitas formación ángulo Cuaternario, Chalcana (con intercalaciones de Anhidrita) y Tope de Orteguaza ,44 grados Fuente: (MI-SWACO, 2013) El objetivo de esta sección es aislar la formación Chalcana y parte de Orteguaza, dando adicionalmente integridad y soporte para continuar con la siguiente sección. Este es un fluido diseñado especialmente para perforar la sección de 16 donde las características litológicas de los sedimentos muestran intercalaciones de arenas y arcillas jóvenes hidratables que al contacto con el agua adquieren una consistencia plástica y pegajosa. En esta sección se encuentran los niveles sedimentarios de la formación Chalcana, la cual presenta estratos arcillosos de esmectita muy hidratable, llamadas pulgadas Gumbo pulgadas; estas al hidratarse son muy pegajosas ocasionando embolamiento de la broca, razón por la cual el fluido a utilizar en esta fase, está compuesto principalmente por aditivos dispersantes y anti acreción. El sistema Nativo-disperso se compone esencialmente de bentonita y agua. Normalmente se usa este sistema para inicios de la perforación de un pozo. A medida 106

107 que la perforación continúa, los sólidos de la formación se incorporan dentro del fluido de perforación. Los equipos de remoción de sólidos son usados para eliminar la mayor cantidad posible de sólidos perforados. Algunos de los sólidos nativos de la formación pueden ser de carácter bentonítico y aumentan la viscosidad del fluido de perforación. Por lo tanto, a este sistema se le atribuye frecuentemente el nombre de lodo nativo. Las ventajas de este sistema son un costo bajo y una Velocidad de Penetración (ROP) alta. Este sistema suele disminuir considerablemente su viscosidad con el esfuerzo de corte. Los sistemas base agua-arcilla no densificados son generalmente convertidos en otro sistema antes de alcanzar cualquier parte crítica del pozo. Por lo tanto, el contenido de sólidos debería ser mantenido a valores bajos para facilitar esta conversión. Como este sistema no está densificado, el efecto de flotabilidad que tiene sobre los ripios es bajo. Por lo tanto, la limpieza del pozo depende de la viscosidad y del caudal. La viscosidad plástica debería ser baja, si el contenido de sólidos del sistema es bajo, por lo tanto la capacidad de transporte debe ser lograda con puntos cedentes más altos. Los des-floculantes químicos reducen dramáticamente el punto cedente y la viscosidad. Esto puede causar una limpieza inadecuada del pozo. Por lo tanto, el uso de des-floculantes químicos en este sistema debería estar estrictamente limitado. Si se requiere un filtrado bajo, éste debería ser controlado con adiciones de bentonita pre-hidratada si se usa en agua salada y un aditivo de control de filtrado apropiado Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación De manera similar que en la sección de 20 es necesario tomar en consideración los problemas operativos ya mencionados anteriormente y también otros que son característicos de las formaciones Cuaternario, Chalcana (con intercalaciones de Anhidrita) y Tope de Orteguaza, las cuales son perforadas en el intervalo de 16. Stock suficiente del material de pérdidas de control Pre-hidratación de la bentonita Optimizar el volumen del lodo Densidad del lodo Limpieza del agujero 107

108 Pérdidas de circulación Presencia de boulders o cantos rodados y bajas tasas de penetración Contaminación de fluido de perforación Estabilidad de las paredes del pozo Mantener parámetros recomendados (WOB, RPM, GPM) Fracturamiento de la formación Retorno de cemento Taponamiento del flow line con arcilla tipo Gumbo al perforar la formación Chalcana. Contaminación con Anhidrita al perforar la formación Chalcana Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas representativas. Para perforar los primeros 600 pie se considera un sistema Nativo disperso, el cual contribuirá con la limpieza y estabilización de los sedimentos jóvenes a perforarse (posibles cantos rodados). Pre-hidratar bentonita con anterioridad al arranque para obtener el máximo rendimiento. La adición de bentonita incrementa el punto cedente inicial del fluido mediante un extendedor de bentonita. Esta bentonita prehidratada es utilizada para la perforación de los primeros pie en circuito corto para optimizar el rendimiento de la bentonita. Una vez observado la presencia de arcillas en zarandas se abrirá un circuito completo con un sistema Nativo- Disperso. El lodo inicial puede ser utilizado como píldoras viscosas. El tramo restante de la sección de 16 es perforado con una pre-mezcla de agua fresca con dispersantes, surfactantes (solo como contingencia), que permite aumentar la tasa de penetración y evitar la acreción de la arcilla sobre la broca y el ensamblaje de fondo. Para optimizar la limpieza del pozo, se bombea píldoras de baja reología cada parada y píldoras de barrido cada dos o tres paradas (la frecuencia puede variar de acuerdo a la tasa de penetración y demás condiciones de perforación). Esta metodología nos permite adicionalmente minimizar la formación de camas de cortes. Monitorear las características de los recortes al momento del retorno. Es recomendable maximizar la 108

109 rotación de la tubería y el caudal en los momentos que se circule con el fin de ayudar a remover mecánicamente los ripios que se alojan bajo la sarta (camas). Se requiere circular por etapas para eliminar estas camas en la sección de mayor ángulo, previo corrida del revestidor de 13 3 /8. Durante la perforación de este intervalo en la formación Chalcana se mantendrá un circuito cerrado con la unidad de Dewatering con el fin de disminuir el consumo de agua fresca y mantener el sistema lo más disperso posible. Es necesario realizar diluciones para evitar que el fluido incremente su viscosidad. Durante la perforación de esta sección superficial, en muchas áreas del oriente ecuatoriano, se ha encontrado material arcilloso de altísima plasticidad o altamente reactivo, que puede taponar la línea de flujo, además de embolar la broca. Este problema puede ser superado con una rápida dilución del fluido o incorporando dispersantes, y sobre todo con un apropiado caudal que permita levantar los cortes a superficie asi como su dispersión (> 600 gpm). Estratos de anhidrita son usualmente encontrados durante la perforación de los intervalos superiores, por lo que se llevara un control minucioso de la concentración de Ca 2+ en el sistema, realizando tratamientos, de requerirse, con agente alcalino y dispersante para el control de Ca 2+. Es necesario pre-tratar el sistema previo a viajes de calibración y/o acondicionando. La densidad inicial del sistema será de 8,9 lb/gal, y durante la perforación se llevara la densidad de acuerdo al perfil programado. Para la corrida de revestidor se ajustara la densidad al ECD + recortes, registrado durante la perforación. En caso de presentarse problemas en los viajes de calibre se discutirá posibles incrementos en la densidad. Se aumentara la densidad del sistema a 9,8 lb/gal a la profundidad de 600 ft, con la finalidad de alcanzar la caída de presión apropiada esto junto con un caudal de 1000 gpm. Es importante mantener caudales por encima de los 1000 gpm y un adecuado diseño hidráulico (HSI alto) con el fin de fomentar el lavado uniforme de las paredes del pozo durante la perforación de la sección, asi como también evitar las tendencias de 109

110 embolamiento. En caso de disminución en la ROP, considerar barridos de píldoras dispersas con cascara de nuez, para descartar posible embolamiento de la broca. El surfactante se mantendrá como contingencia durante la perforación de esta fase, la adicion de agentes tenso activos trabajan como un mecanismo de prevención. Desde el punto de vista químico, se adhiere en las superficies metálicas de la broca y BHA minimizando la adhesión de los recortes, facilitando el incremento de la tasa de perforación. Podría observarse pérdidas de circulación superficiales a nivel del zapato de 20 pulgadas, por lo que se debe comenzar a perforar con caudal controlado los primeros 200 ft e ir incrementando gradualmente hasta 650 gpm con ROP controlada hasta los primeros 800 ft. Mantener suficiente material de pérdida de circulación en locación. Mientras más rápido se alcance un caudal óptimo de perforación (>1000 gpm) en función de los límites de presión del equipo, menor será la probabilidad de taponamiento del flow line. Previo a los viajes de tubería se debe bombear un tren de píldoras (dispersa viscosa) y circular hasta hoyo limpio. Igualmente al llegar al fondo se debe hacer la misma operación previa a asentar la broca, con el fin de evitar que los sólidos arrastrados por el BHA sean compactados entre las aletas de la broca y disminuya la ROP. La siguiente recomendación es para el personal involucrado en operaciones: en caso de que el material de pérdida de circulación deba ser agregado y bombeado para cualquier evento de pérdida parcial o total del fluido, la concentración, tipo y tamaño de material a ser usado, debe ser discutido con el personal encargado de la operadora, personal de MWD y Direccional. Esto es muy importante para prevenir el taponamiento de la herramienta MWD y cualquier situación de control de pozo. Minimizar el riesgo de embolamiento de la broca y del BHA y no sobrecargar el anular con cortes, para lo cual: Mantener mínimo peso sobre la broca Seleccionar el tamaño de boquillas para obtener el máximo HSI (diseño hidráulico alto). Mantener máxima tasa de flujo (>1100 gpm) 110

111 Realizar simulaciones continuas con software disponible, para llevar seguimiento a la limpieza asi como también el incremento de ECD + recortes. Bombear píldoras con dispersantes mecánicos, cada parada perforada para mantener limpio el ensamblaje de fondo y maximizar la tasa de penetración. Se debe disponer listo surfactante como material de contingencia. Bombear píldoras de barrido cada 2 o 3 paradas perforadas con viscosificante para el control de filtrado, entexdedor de bentonita, dependiendo de las ROP. Se bombearan tren de píldoras antes de cada viaje, dispersa y viscosa pesada. Las píldoras dispersas, no deben ser bombeadas en la formación Orteguaza. Usar viscosificante (control de filtrado) pre-hidratado para estabilizar zonas poco consolidadas al inicio de la sección. Se recomienda en los viajes de calibre circular en los puntos que indique el software a utilizar para remover posibles camas, bombear píldoras dispersas y viscosas, y la tubería rotando todo el tiempo durante el desplazamiento de las píldoras. Perforar la formación Chalcana con un lodo de baja reología y asegurar su limpieza de bombeo con píldoras viscosas frecuentemente cada 1 o 2 paradas dependiendo de la ROP. Es necesario utilizar tasas de flujo mayor a 1000 gpm para ayudar a socavar el hoyo y asegurar la limpieza del mismo. Al perforar con lodo inhibido, se observa hoyo en calibre provocando grandes problemas de arrastre y empaquetamiento de tubería. Mantener el punto cedente entre 8 14 lb/100ft 2. La limpieza es crítica en esta sección haciendo clave el bombeo de píldoras viscosas para asegurar la limpieza del hoyo. Bombear píldoras viscosas cada parada si es necesario, dependiendo de la ROP y la reología del fluido. Formular la píldora con viscosificante (controlador del filtrado), extendedor de bentonita. Evitar bombear píldoras dispersas con mucha frecuencia, solo cuando sea necesario, y esta nunca debe comprometer la limpieza del hoyo, ya que la limpieza es un factor crítico en esta sección. Bombear píldoras dispersas con dispersante (control de Ca 2+ ), cuando se esté en presencia de anhidrita, para evitar la floculación del sistema, no exceder la 111

112 concentración de 1 lb/bbl en el sistema y cuando se tenga este valor detener su uso; usar dispersante y controlador de filtrado del sistema si es requerido. Verificar que las mallas en las zarandas estén en rango adecuado para esta sección y evitar colocar mallas de diferentes mesh (malla) en una misma zaranda, para optimizar el sistema de control de sólidos. Mantener el MBT lo más bajo posible y los LGS< 12 % v/v. Tabla 12: Propiedades recomendadas- sección de 16 pulgadas. prof. formacion densidad viscosidad filtrado PV YP MBT ph LGS Ca2+ MD pie lpg sec/qt cm3/30min cp lb/100pie2 lb/bbl-equiv. %v/v mg/l 200 cuaternario 8, N/C TBP 8-12 TBP 8-9 <12 < Chalcana 9, N/C TBP 8-12 TBP 8-9 <12 < Chalcana 9, N/C TBP TBP 8-9 <12 < Chalcana 9, N/C TBP TBP 8-9 <12 < Chalcana 10, N/C TBP TBP 8-9 <12 < Chalcana 10, N/C TBP TBP 8-9 <12 < chalcana orteguaza 10, N/C TBP TBP 8-9 <12 < Orteguaza 10, N/C TBP TBP 8-9 <12 <200 Fuente: (Buenaño, 2013) A continuación se muestra la variación de la densidad durante la perforación de la sección de 16, iniciando con 8,9 hasta 10,4 lpg al final de la sección. 112

113 Gráfico 28: Comportamiento de densidades, hoyo de 16 Fuente: (MI-SWACO, 2013) Establecimiento de prácticas eficientes generales El análisis de los reportes de perforación y fluidos de perforación de cada pozo para la sección de 16 se indica en la siguiente tabla de prácticas eficientes generales, presentando los riesgos con su respectiva mitigación y recomendación para cada caso. 113

114 Tabla 13: Prácticas eficientes y lecciones aprendidas sección de 16 RIESGOS MEDIDAS DE PREVENCION RECOMENDACIÓN Limpieza del BHA, arrastre Diseño bajo del DLS. Alto galonaje mayor a 1100 gpm. Problemas con bombas Mantenimiento preventivo. Al reiniciar operación, bombear píldora dispersa y viscosa y circular Obstrucción en viajes a superficie y fondo, empaquetamiento. Revisar tortuosidad del pozo. Trabajar reciprocando hasta recuperar circulación. Continuar bajando con bomba. Taponamiento y fuga en el flow line Mejorar diseño de la línea de flujo. Iniciar perforación con 600 gpm hasta alcanzar 1000 gpm. Jets en el flow line con la tercera bomba del taladro. Utilizar bomba para los jets del flow line. Bombear píldora dispersa cada parada y cada tres píldoras viscosas. Repasar puntos apretados, realizar backreaming con mismos parámetros de perforación Problemas en viaje de calibración. Optimizar limpieza. Circulaciones intermedias. Back reaming al sacar. Rimando de regreso a fondo. Máximo caudal y RPM. Arrastres y apoyos durante los viajes de tubería Bombear continuamente píldoras de alta viscosidad. Levantar mayor cantidad de recortes posibles. Apoyo durante la bajada de casing, lodo deshidratado y abundantes sólidos. Presencia de gumbo en tubo conductor y en el bolsillo de zarandas Perdida de hidratación del lodo de perforación Asentamiento (apoyoa) de casing en Tiyuyacu, incremento de presión con mínimo retorno. Optimizar la limpieza antes de bajar casing. Agregar material hidratante, mientras se circula. Evitar hinchamiento de lutitas, usar estabilizador. Bombear píldoras dispersas cada parada y píldoras viscosas cada dos paradas. Punto cedente óptimo. Evitar acreción de arcilla sobre la broca y BHA. Utilizar los equipos de control de sólidos. Bombear píldoras en el viaje de calibración. Sobre ft sobre Orteguaza, bombear píldora dispersa seguida de píldora viscosa pesada. Circular en fondo hasta tener retornos limpios. Trabajar con bomba y circular..incrementar washout donde la litología lo permita. Evitar hinchamiento de lutitas, usar estabilizador. Bombear píldoras lubricantes. Mantener una bomba que permita limpiar la línea de flujo. Revisar frecuentemente las propiedades reológicas del fluido. Pre-hidratar la bentonita para obtener máximo rendimiento. En fondo bombear píldora viscosa con 2 puntos arriba del peso del lodo. Espotear píldora estabilizadora y lubricada. Maniobrar con circulación. Circular reciprocando la tubería con full parámetros. 114

115 Embolamiento de broca Eliminar formación de camas a la salida de la broca. Revisar: aditivos dispersantes, anti-acreción en el fluido y píldoras de baja reología y de barrido. Maximizar rotación y caudal Lavar el tubo conductor mientras se perfora Perforar con bajo caudal gpm y bombear píldoras viscosas Contar con jet cellar o bombas eléctricas antes de comenzar la perforación Fracturamiento y comunicación de cellars y formaciones Embolamiento de broca mientras se perfora Hoyo apretado/ pega de tubería perforando Perforar con parámetros controlados hasta 500 ft. Bombear píldoras viscosas cada parada Mantener óptimo caudal y óptimas condiciones del fluido de perforación. Bombear píldora dispersa. Hacer viajes de calibración cada horas. Usar fluido disperso. Circular con máximo caudal. Material anti pérdida / controlar parámetros Bombear píldoras desembolantes. Sacar broca y estabilizar para limpieza Trabajo de la sarta. Procedimiento/ difusión de prácticas operacionales para perforar. Usar martillo de perforación Formación de ojo de llave Viajes de calibración Trabajo de la sarta. Procedimiento/ difusión de prácticas operacionales para perforar, potenciales eventos de pega de tubería Hoyo apretado/ pega de tubería en viaje de calibración Hoyo apretado en viaje de calibración al regresar a fondo Tubería de revestimiento (TR) no llega a fondo Viaje de condicionamiento entre horas de exposición del agujero. Erosionar la formación con máximo caudal para realizar el viaje. Usar fluido disperso Erosionar la formación con máximo caudal para realizar el viaje BHA simulado con igual configuración de BHA de perforación Incrementar densidad de lodo para compensar ECD antes de bajar TR. Trabajar apoyos con circulación. Análisis de tortuosidad. Cementación hasta zapato de conductor y dejar píldora pesada. Trabajo con sarta. Procedimiento/ difusión de prácticas operacionales para viajes. Usar martillo en BHA Trabajar con la sarta Procedimiento/ difusión de prácticas operacionales para viajes. Usar fluido disperso Evaluar cementar TR. Sacar TR y realizar viaje de calibración. Evaluar TR de contingencia. Viaje de calibración. Elaborado por: William Lalaleo 115

116 Sección de 12 ¼ Perforar la sección de 12 ¼ direccionalmente desde 18,44 grados, verticalizando hasta 0,0 a la profundidad de 6999 pie, y mantener hasta punto de revestidor de 9 5 /8 grados a través de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo incluyendo la Caliza M2, asegurando la limpieza del hoyo y la corrida del revestidor. Tabla 14: Principales parámetros de la sección de 12 ¼ hoyo de 12 ¼ desde 5393 pie hasta 9004 pie (MD)& revestidor de 9 5 /8" sistema Semi Disperso litología Lutitas, arcillas, conglomerados con niveles de chert (Tiyuyacu), calizas, areniscas. formación ángulo Orteguaza, Orteguaza, Tena, Basal Tena y Napo Shale (Lutita Napo). 18, grados Fuente: (MI-SWACO, 2013) El objetivo de esta sección es aislar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo incluyendo la Caliza M2, dando integridad y soporte para continuar con el siguiente intervalo. Se considera perforar secciones principalmente compuestas de arcillas hidratables y sensitivas con el tiempo (compuesta principalmente de Ilitas y Esmectitas), por lo cual debe ser perforado con un sistema de bajos sólidos formulado con: Agente inhibidor de arcillas en presencia de agua. Encapsulador de sólidos perforados, además agrega lubricidad a las paredes del pozo evitando la hidratación de la formación. Surfactante para prevenir embolamiento de la broca y BHA. Reductores de filtrado, permiten minimizar la invasión manteniendo la estabilidad del agujero. 116

117 Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación Es necesario tomar en consideración los problemas operativos que son característicos de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Basal Tena y Napo Shale, las cuales son perforadas en el intervalo de 12 1 /4. Stock suficiente del material de pérdidas de control Formaciones Tiyuyacu y Tena tienen alta tendencia a hincharse Presencia de micro fracturas presentes al atravesar conglomerados, zonas de arenas y lutitas. Optimizar el volumen del lodo Densidad del lodo Pérdidas de circulación Mantener el valor adecuado de ph. Filtrado del lodo. Concentración de sólidos en Tiyuyacu y Tena (zonas arcillosas). Contaminación de fluido de perforación Mantener parámetros recomendados (WOB, RPM, GPM) Fracturamiento de la formación Retorno de cemento. Frecuente embolamiento de la broca al perforar las arcillas de Tena Limpieza y la estabilización de las paredes del pozo al perforar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Basal Tena y Napo Shale. Posible presencia de carbón en la formación Tiyuyacu. Presencia de Crudo/Gas en las arenas Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas representativas. Una vez que se ha limpiado el cemento del revestidor de 13 3/8, desplazar el fluido contaminado por el sistema semi-disperso. Perforar cemento y equipo de flotación con el fluido del intervalo anterior realizando un circuito corto. En caso de requerirse se tratará el sistema con Bicarbonato de 117

118 Sodio, para evitar una contaminación con cemento que pudiese flocular el sistema. Una vez que se ha limpiado el cemento del revestidor de 13 3/8 desplazar el fluido contaminado. Iniciar con densidad programada de 9.7 lb/gal. Generalmente, se perfora los Conglomerados Superior e Inferior con densidad mayor. Es importante no exceder el tiempo entre viajes de calibre mayores a 35 horas. Las formaciones Tiyuyacu y Tena tienen una alta tendencia a hincharse, sin embargo para prevenir este tipo de problema debe utilizarse inhibidor. Al atravesar conglomerados, zonas de arenas y lutitas agregar al sistema circulante agentes puenteantes; y estabilizadores de lutita con el fin de sellar las micro-fracturas presentes. El surfactante se debe mantener como contingencia si es requerido para la sección. El ph será mantenido alrededor de en todo momento. Agregar surfactante con la finalidad de prevenir incremento de la concentración de sólidos mediante la encapsulación de los cortes, y favoreciendo el incremento de la lubricidad. Es importante mantener esta aplicación mientras se perfora la sección y especialmente cuando se atraviese las formaciones Tiyuyacu y Tena (zonas arcillosas). El filtrado se regula a 6 cc/30 min., desde el inicio de la etapa y se ajusta a valores menores a 6 cc/30 min., con reductores de filtrado a medida que alcance la formación Napo. Utilizar material densificante para este intervalo y se adiciona agente sellante en las formaciones Orteguaza, Conglomerados de Tiyuyacu y Napo Shale. Bombear píldoras dispersas en las arcillas de Tena para evitar embolamientos de la broca, tener estas píldoras dispersantes disponibles antes de entrar a esta formación. Las características de hinchamiento observadas, son utilizadas para anticipar o corregir los problemas, a menudo imprevisibles, encontrados con frecuencia mientras se perfora las formaciones de arcillas reactivas. Prevenir embolamientos del BHA y sobrecarga del anular con ripios, para lo cual deberá: Seleccionar el tamaño adecuado de boquillas para obtener máximo HSI. 118

119 Mantener máxima tasa de flujo, pero tratar de evitar en lo posible flujo turbulento. No controlar parámetros de perforación al entrar a Tena para evitar que la broca se embole. Tener píldora anti-embolamiento con reductores de filtrado preparada antes de entrar a la formación Tena, para ser bombeada inmediatamente se sospeche de embolamiento. Optimizar el funcionamiento del equipo de control de sólidos para evitar altas tasas de dilución. Controlar el contenido de Calcio menor a 200 mg/l. Considerar que el uso de los nuevos inhibidores tiende a incrementar la dureza total por encima de 200 mg/l, sin afectar las condiciones del fluido. Bombear píldoras de baja reología (excepto en las formaciones Orteguaza y Napo) y píldoras de barrido cada 200 pie. Si la tasa de penetración es alta bombear las píldoras de manera más frecuente, evaluar cuidadosamente las características de los retornos tanto en cantidad como en naturaleza; en caso de observar alguna anormalidad evaluar el incremento del perfil reológico del fluido circulante y mejorar prácticas operacionales. Previo a realizar viaje de calibre, circular el tiempo necesario para asegurar buena limpieza del agujero, especialmente cuando se perfora a altas tasas de penetración y alto ángulo. Bombear píldoras visco-pesadas con volúmenes entre 80 y 100 bbl con 1 lb/gal por encima del peso del fluido circulante en caso de requerirse. En zonas arcillosas se debe bombear píldora dispersa cada parada perforada. Revisar procedimientos de mezcla y manejo de productos durante la perforación del intervalo. Tratar el sistema con bactericida para prevenir cualquier indicio de degradación bacteriana después de perforar las formaciones Tiyuyacu y Tena. El uso de los nuevos inhibidores otorga al sistema menor ph que el inhibidor previo. Evitar tiempos excesivos de circulación y de rotación de tubería en zonas localizadas de lutitas. Utilizar productos lubricantes para reducir el torque y el arrastre, en caso de necesitar mayor lubricidad disminuir el coeficiente de fricción de cualquier lodo a base de 119

120 agua, a fin de reducir la torsión y el arrastre. La condición de humectabilidad, disminuye el potencial de embolamiento del conjunto de fondo de la sarta de perforación. Es necesario bombear una píldora de sello para las lutitas de la formación Napo Shale, como sigue: Tener preparada previamente píldora de sello para estabilizar las lutitas localizadas en la formación Napo Shale, determinar tope y base de esta formación según la información suministrada por registros. Bombear píldora para estabilizar las lutitas (esto se bombea cada parada perforada). Evitar bombear píldoras dispersas cuando se atraviese las lutitas de Napo Shale ; esto induce a tener un ambiente de flujo turbulento, el cual creará un entorno desfavorable para estabilizar esta formación. No circular por largos periodos en esta formación lo cual desestabilizará las lutitas. Realizar simulación mediante software para asegurar la limpieza, siempre en flujo laminar para prevenir su desestabilización. Evitar realizar Back Reaming en esta zona en lo posible, ya que la vibración de la sarta en forma pendular golpea las paredes de la formación induciendo el derrumbe fácilmente. Es importante presentar la siguiente información para Basal Tena y el uso de píldora de sello para la misma, según datos de Petrofísica se estima una permeabilidad de aproximadamente 350 mili Darcy (md) para las arenas de Basal Tena, se conveniente sellar con agente densificante y sellante según la distribución de tamaño de partículas. Estas píldoras están programadas para ser bombeadas 30 pie antes de entrar a Basal Tena. Otras recomendaciones para perforar esta sección son: Usar surfactante para prevenir embolamiento de la broca desde el inicio de la perforación de la sección de 12 ¼ pulgadas previamente pre-hidratada para evitar ojos de pescado y taponamiento de mallas. Además agregar surfactante previamente pre-hidratado, como dilución al sistema mientras se perfora la sección, nunca o evitar en lo posible agregar agua directamente como dilución al sistema mientras se perfora. Asegurar que el punto cedente esté entre (12-16) lb/100ft2 los primeros 1,500 a 2,000 pie, e incrementar entre (16 20) lb/100ft2, en el resto de la etapa perforada. 120

121 Bombear Píldoras Viscosas cada dos paradas si es necesario, dependiendo de las ROP y la reología del fluido. Bombear Píldoras Dispersas cuando sea necesario, diseñar una apropiada hidráulica de broca para evitar embolamiento, preparar píldoras cuando se sospeche de embolamiento de la broca. (Tener esta píldora preparada antes de entrar a la formación Tena y bombear). Verificar que las mallas en las zarandas estén en rango adecuado para esta sección y evitar colocar mallas de diferentes mesh en una zaranda, para optimizar el sistema de Control de Sólidos. Usar las Píldoras de Sello según Programa de Fluido para cada una de las formaciones; Conglomerado, Basal Tena y Napo Shale. Mantener el MBT < 25 lb/bbl, LGS < 6% v/v y el filtrado < 6 cc/30 min, desde el inicio de la perforación. Abajo se presenta la tabla que contiene los valores recomendados para la perforación de la sección de 12 1 /4. Estos parámetros son profundidad, tipo de formación a atravesar perforando, densidad, viscosidad, filtrado, viscosidad plástica, Punto de cedencia, ph, sólidos de baja gravedad específica y otros. 121

122 Tabla 15: Propiedades recomendadas sección de 12 1 /4 prof. formacion densidad viscosidad filtrado PV YP MBT ph LGS Ca2+ PHPA MD pie lpg sec/qt cm3/30min cp lb/100pie2 lb/bbl-equiv. %v/v mg/l ppb 5353 orteguaza 9, <6 TBP < <6 <400 >0, Tiyuyacu <6 TBP < <6 <400 >0, conglom. Sup. 10, <6 TBP < <6 <400 >0, base.congl. Sup. 10, <6 TBP < <6 <400 >0, tope.cong.inf. 10, <6 TBP < <6 <400 >0, tena 10,4-10, <6 TBP < <6 <400 >0, basal tena 10, <6 TBP < <6 <400 >0, lutita napo superior 10, <6 TBP < <6 <400 >0, caliza M1 10, <6 TBP < <6 <400 >0, Caliza M2 10, <6 TBP < <6 <400 >0, Caliza M2 - casing 10,6-10, <6 TBP < <6 <400 >0,75 Fuente: (MI-SWACO, 2013) Elaborado por: William Lalaleo. El siguiente gráfico muestra la variación de la densidad con que se perfora la sección de 12 1 /4, desde un valor inicial de 9,7 hasta 10,4 al final de la sección. 122

123 Gráfico 29: Curva de densidades sección 12 1 /4 Fuente: (MI-SWACO, 2013) Establecimiento de prácticas eficientes generales El análisis de los reportes de perforación y fluidos de perforación de cada pozo para la sección de 12 1 /4 se indica en la siguiente tabla de prácticas eficientes generales, presentando los riesgos con su respectiva mitigación y recomendación para cada caso. 123

124 Tabla 16: Prácticas y lecciones aprendidas- sección de 12 1 /4 RIESGOS MEDIDAS DE PREVENCION RECOMENDACIÓN Taponamiento del flow line Realizar modificaciones de diámetro, longitudes, etc. De acuerdo a estándares recomendados para línea de flote Contar con bomba jet para limpiar la línea. Repasar puntos apretados realizar backreaming con mismos parámetros de perforación. Embolamiento de broca Mantener óptimo caudal condiciones del fluido de perforación. Bombear píldora dispersa. Bombear píldoras desembolantes. Sacar broca y estabilizar para limpieza. Viajes de calibración Densificar el fluido Disminución en los viajes y arrastres. Excesivo backreaming en viaje de salida Mejorar practicas operacionales de repaso y circulación tanto perforando como viajando. Circular por encima del conglomerado inferior hasta retornos limpios. Mismos parámetros de la perforación. Bombear píldoras de limpieza cada 2 paradas. Incremento de torque en conglomerado superior Bombear píldoras lubricantes Reducir caudal. Embolamiento en conglomerado inferior, descenso de ROP Bombear píldoras de limpieza Bombear píldora desembolante. Perforar conglomerados Evitar backreaming Bombear píldoras dispersas y viscosas Entrar en el casing de 13 3 /8 Eliminar camas de recortes, optimizar limpieza Circular dentro de la zapata 2 fondos arriba o por debajo de Orteguaza. Lutitas astilladas Incrementar densidad del lodo Circulaciones intermedias. Realizar viajes de calibración. Presencia de H2S en superficie Mantener monitoreo constante en el fluido y en el ambiente. Mantener equipos requeridos en locación y entrenar al personal Verificar presencia de H2S en pozos vecinos. Activar alarma. Baja rata de perforación (ROP) al atravesar conglomerado inferior Revisar parámetros de perforación Trabajar sarta reciprocando. Bombear píldora lubricante mecánico. Pérdida de avance al perforar conglomerado inferior Incrementar peso del lodo. Bombear píldora desembolante y trabajar sarta. Bombear píldora viscosa y circular hasta zarandas limpias. empaquetamiento Limpieza del pozo Trabajar sarta arriba y abajo hasta retomar circulación y rotar Atrapamiento de la sarta al repasar Buena limpieza del agujero. Incremento de densidad Bombear píldora lubricante. Aplicar peso con torque 124

125 Derrumbes de lutitas en Orteguaza No circular en Orteguaza Evitar costra muy gruesa. Evitar back reaming que desestabiliza lutitas Pega de tubería por cemento verde Bajar las dos últimas paradas con circulación y rotación. Usar accesorios no rotativos Trabajar sarta. Usar martillo de perforación Problemas de limpieza de agujero Optimizar diseño de hidráulica. Bombear tren de píldoras. Circular con máxima rotación permitida Viajes de calibración. Backreaming Variación en las presiones de circulación, real vs estimada Revisión de ID de la sarta de perforación. Realizar prueba de eficiencia de bombas Reducir gpm. Evaluar uso de drill pipe de 5-1/2 Altos valores de torque Usar reductores de torque. Repasar cada junta perforada. Con circulación y rotación. Bombear de píldoras de limpieza Reductores de torque. Lubricantes en fluido (máx. 1.5%). Cambio de BHA. Modificar parámetros operacionales Influjo de agua por pozos inyectores Cierre de pozos inyectores. Estudio de geomecanica para evaluar ventana operativa. Mapeo de presiones de Tiyuyacu Procedimiento para control de influjo de agua Arrastres y apoyos en viaje de calibración Limpieza del agujero. Reducir velocidad de viaje antes de entrar a conglomerados. Identificar camas de recortes, Mantener el filtrado de acuerdo al programa de lodos Reaming y backreaming. Max. Over Pull (OP) Klb Inestabilidad de hueco por formaciones reactivasen la perforación Agregar inhibidores de hidratación de arcillas. Pruebas de reactividad de la formación Trabajar la sarta con bombas y rotación Arrastres y apoyos al sacar barrena a superficie Limpieza de agujero. Reducir velocidad de viaje antes de entrar a conglomerados. Identificar camas de recortes Reaming % backreaming. Utilizar BHA simulado. Max. Over Pull (OP) Klb Tubería de revestimiento no llega a fondo Viaje de calibración. Incrementar Densidad del fluido para compensar ECD previo a la corrida. Trabajar apoyos con circulación. Análisis de tortuosidad y velocidad de bajada de TR Pérdida de circulación durante la cementación Monitorear volúmenes de la cementación todo el tiempo. Evaluar el uso de material sellante o anti pérdida en la lechada de cemento Reducir gastos durante el trabajo de cementación al mínimo Elaborado por: William Lalaleo 125

126 Sección de 8-1/2 Perforar la sección de 8 1 /2 manteniendo la vertical a través de las calizas M2, A y B y las areniscas U, T y Hollín, hasta 9689 pie y correr liner de 7. El objetivo de esta sección es cubrir y aislar las potenciales arenas productoras: U y T. El sistema considerado es el inhibidor de lutitas, con el cual se busca, junto a un adecuado puenteo, minimizar el daño de la formación, aumentando el retorno de permeabilidad y la producción de hidrocarburos del pozo. Tabla 17: Principales parámetros de la sección de 8 1 /2 hoyo de 8 1 /2 desde 9465 pie hasta pie & revestidor de 7" sistema litología inhibidor de lutitas Lutitas, calizas y arcillas formación ángulo Napo, Hollin 0.0 grados Fuente: (MI-SWACO, 2013) Determinación de problemas operativos en la gestión de fluidos de perforación Es necesario tomar en consideración los problemas operativos ya mencionados anteriormente y también otros que son característicos de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Basal Tena y Napo Shale, las cuales son perforadas en el intervalo de 12 1 /4. Stock suficiente del material de pérdidas de control Formación de washouts (cavernas) Fluido contaminado. Optimizar el volumen del lodo Densidad del lodo Pérdidas de circulación Mantener el valor adecuado de ph. Control del filtrado del lodo. 126

127 Daño de formación. Uso de píldoras de baja reología (dispersas) debido a valores altos de torque y arrastre. Pega diferencial del BHA. Mantener parámetros recomendados (WOB, RPM, GPM) Fracturamiento de la formación Retorno de cemento. Frecuente embolamiento de la broca. Limpieza y la estabilización de las paredes del pozo al perforar las formaciones Presencia de Crudo/Gas en las arenas Priorizar buenas prácticas operacionales y lecciones aprendidas representativas. En base al análisis realizado, se recomienda los siguientes procedimientos durante la perforación del intervalo: Perforar cemento con el fluido del intervalo anterior realizando un circuito corto. Una vez perforado el cemento del revestidor de 9 ⅝ desplazar el fluido contaminado por el fluido inhibidor de lutitas previamente acondicionado. El sistema debe presentar las concentraciones programadas de inhibidor de lutitas y controlador de filtrado de manera previa al desplazamiento. El filtrado se regulará a 5.0 cc/30 min., desde el inicio de la etapa con controlador de filtrado y se ajustará menor a 5 cc/30 min., mientras perfora la sección, manteniendo hasta el final del intervalo. La concentración inicial de inhibidor, es recomendable en 1.0 lb/bbl, y mantener hasta la profundidad total. Bombear píldoras viscosas con el fin de evaluar la limpieza del hoyo; las píldoras de baja reología (dispersas) NO deben ser empleadas en esta sección. En valores altos de torque y arrastre, principalmente en zona de calizas, se adicionará lubricante con el fin de incrementar la lubricidad del fluido, a través de píldoras con 127

128 una concentración de 3% v/v. Se recomienda evaluar como opción sustitutiva la colocación de una píldora de lubricante mecánico. Mantener un caudal máximo de ( ) gpm, para evitar flujo turbulento el cual podría desestabilizar las paredes del pozo. Se mantendrá un punto cedente superior a 28 lb/100ft2 y la concentración de estabilizador de lutitas entre lb/bbl, preferir material con el tamaño de partícula más pequeña. Con esto se busca estabilizar el agujero, minimizando los washouts presentes en la sección. Se debe acompañar esta actividad con buenas prácticas de perforación, como no circular por largos períodos de tiempo en zonas erosionables (lutita), así como también realizar los viajes a velocidad moderada para evitar suabeo y posible desestabilización de las lutitas. Desde el inicio del intervalo adicionar material de puenteo y densificante de diferente granulometría, con el fin de garantizar un sello efectivo frente a las arenas perforadas y minimizar el riesgo de pega diferencial. Tomar de referencia la permeabilidad o tamaño de poro establecido para el Campo Shushufindi. Mantener en reserva un bache de lodo del sistema con material puenteante utilizando este fluido como dilución durante la perforación. Es importante bombear estos baches 20 pie antes de entrar a las Arenas U y T. Como referencia, al llegar a la Caliza A se deberá bombear las píldoras sellantes para las arenas U y ajustar el bombeo de píldoras sellantes al momento de perforar la caliza B tope marcador de las arenas T. Optimizar el funcionamiento del Equipo de Control de Sólidos para evitar incremento en % LGS. En caso de presentar propiedades adecuadas, el fluido remanente de la sección es recomendable almacenarlo para su uso en el siguiente pozo o según los requerimientos operativos. Revisar procedimientos de mezcla de productos, manejo de productos, y procedimientos a realizar durante la perforación del intervalo. Abajo se presenta la tabla que contiene los valores recomendados para la perforación de la sección de 8 1 /2. Estos parámetros son profundidad, tipo de formación a 128

129 atravesar perforando, densidad, viscosidad, filtrado, viscosidad plástica, Punto de cedencia, ph, sólidos de baja gravedad específica y otros. Tabla 18: Propiedades recomendadas- sección 8 1 / lutita Napo Basal 9, < < TD liner 7" 9, < < <3 <100 Fuente: (MI-SWACO, 2013) Tabla 19: Variación de la densidad del lodo de perforación sección de 8 1 /2 prof. formacion densidad viscosidad filtrado PV YP MBT ph LGS Ca2+ MD pie lpg sec/qt cm3/30min cp lb/100pie2 lb/bbl-equiv. %v/v mg/l 8983 Caliza M2 8, < < <3 < Caliza A 8, < < <3 < arenisca U.sup < < <3 < arenisca U.inf < < <3 < lutita Napo < <5 medio 10.5 <3 < caliza B < < <3 < arenisca T.sup 9, < < <3 < arenisca T.inf 9, < < <3 < <3 < Hollin Superior 9, < < <3 <100 Fuente: (Consorcio Shushufindi, 2014) Establecimiento de prácticas eficientes generales El análisis de los reportes de perforación y fluidos de perforación de cada pozo para la sección de 8 1 /2 se indica en la siguiente tabla: 129

130 Tabla 20: Prácticas y lecciones aprendidas- sección de 8 1 /2 RIESGOS MEDIDAS DE PREVENCIÓN RECOMENDACIÓN Altos valores de torque perforando Repasar cada junta perforada con circulación y rotación. Optimizar la limpieza del agujero. Bombear píldoras de limpieza. Monitorear valores de T&D Usar reductores de torque. Usar lubricantes en fluido (máx. 1.5%). Cambio de BHA, modificar parámetros operacionales. Bombear píldoras viscosas Pega diferencial Estudio de geomecanica para establecer ventana operacional. Diseño del fluido de perforación y obturantes. Mantener la sarta en movimiento, limpieza del agujero. Disminuir tiempo de conexión. Control de la densidad del fluido Martillo de perforación. sidetracking Inestabilidad de agujero/ pega de tubería Estudio de geomecánica para establecer ventana operacional y dirección de esfuerzos. Practicas operacionales recomendadas. Monitoreo de recortes Pérdida de circulación (yacimientos con alta permeabilidad y baja presión Monitorear siempre ECD. Mantener buena limpieza del pozo. Mantener en buen estado las propiedades del lodo. No bombear píldoras pesadas. Ajustar punto de asentamiento de la TR de 9-5/8 Bombear píldoras con material anti pérdida Atrapamiento de la herramienta por pega diferencial / no alcanzar TD Cambiar configuración de las herramientas. Localizar la herramienta para liberar Viaje de calibración Liner no llega a fondo Realizar Viaje de calibración. Incrementar densidad del fluido para compensar ECD previo a la corrida. Trabajar apoyos con circulación. Analizar tortuosidad y velocidad de bajada de TR Evaluar cementar liner. Sacar liner y realizar viaje de calibración. Evaluar liner de contingencia Pérdida de circulación al cementar liner de 7 Monitorear volúmenes de la cementación todo el tiempo. Evaluar el uso de material anti pérdida en la lechada Reducir gastos durante el trabajo de cementación al mínimo Pérdida de circulación durante la perforación y viajes. Correlacionar con pozos vecinos para evaluar ventana operativa de trabajo. Revisar equipos. Detección de influjos y arremetidas del pozo. Continuar con las buenas prácticas, gpm. Usar bache viscoso. Usar densidad de lodo menor a la presión de fractura de formación. Arrastre sacando tubería en viaje de calibración Regresar a fondo con bomba. Rotar las dos últimas paradas. Mantener practicas recomendadas Bombear píldora viscosa y circular. Espotear píldora lubricante previo a la sacada del BHA. Rotar y flujo de gpm Presencia de gas en el lodo durante toma de registros de presión Aumentar peso del lodo en dos puntos previo a sacar superficie para corrida de registros Realizado por: William Lalaleo 130

131 CAPÍTULO V 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES En base al cumplimiento de los objetivos planteados para la realización de este Trabajo de Grado se presenta las siguientes conclusiones y recomendaciones: CONCLUSIONES: 1. La descripción de los fundamentos básicos de fluidos de perforación en el presente trabajo permitió consolidar los conocimientos teóricos adquiridos para fundamentar la presente investigación. 2. El análisis de los programas y reportes finales de perforación del Campo Shushufindi permitieron identificar las buenas prácticas y lecciones aprendidas para optimizar la gestión de fluidos de perforación en cada sección perforada del campo en estudio; como se especifica a continuación: Sección de 26 : Taponamiento del flow line, se realiza modificaciones al equipo, diámetros, longitudes, etc., según especificaciones para líneas de flote. Embolamiento de la broca, se optimiza la limpieza del pozo, se circula hasta retornos limpios, se usa el diámetro adecuado en las zarandas. Pega de tubería, durante la perforación se bombea píldoras viscosas; además, se necesita el control de las revoluciones por minuto (RPM). Pérdidas de circulación, se perfora con bajo caudal y bajo RPM. Esto se realiza debido a la presencia de cantos rodados que causa problemas como caída de ROP y la tubería de revestimiento no llega a fondo de la profundidad objetivo. Sección de 16 : Arrastre del BHA, se recomienda una buena limpieza del pozo para evitar la formación de camas de recortes. Problemas en viaje de calibración, es útil la erosión de la formación con máximo caudal antes de realizar un viaje, se optimiza la limpieza y se realiza circulaciones intermedias entre paradas. Arrastres y apoyos durante los viajes de tubería, se bombea píldoras de alta viscosidad. 131

132 Apoyo durante la bajada de casing, se hidrata mientras se circula y se usa estabilizador de lutitas para evitar el hinchamiento de las mismas, esta pega de tubería es ocasionada por lodo deshidratado y presencia de abundantes sólidos. Presencia de arcillas gumbo, se bombea píldoras dispersas cada parada y píldoras viscosas cada dos paradas. Embolamiento de la broca, debido a la presencia de camas de recortes es necesario mejorar la limpieza al circular fondos completos. Es importante el uso de lubricantes para evitar se adhiera la arcilla a la broca. Fracturamiento de las formaciones, se perfora con parámetros controlados y se bombea píldoras viscosas cada parada para levantar la mayor cantidad de cortes posibles. Pega de tubería, se realiza viajes de calibración cada 45/70 horas y se circula con máximo caudal. Sección de 12 1 /4 : Embolamiento de la broca, se mantiene óptimo caudal, se bombea píldora dispersa y de acarreo. Taponamiento del flow line, se realiza modificaciones del diámetro, longitudes, etc. De acuerdo a estándares recomendados. Incremento de torque, es necesario el bombeo de píldora lubricante. Presencia de ácido sulfhídrico (H2S), se recomienda el monitoreo constantemente en superficie del fluido; también, se evidencio necesario el monitoreo del ambiente de la locación con equipos requeridos y el entrenamiento al personal para la actividad mencionada. Bajas tasas de perforación, se bombea píldora lubricante. Lutitas astilladas, se verifica con el monitoreo de recortes en superficie y se necesita el aumento de la densidad del lodo. Empaquetamiento, se requiere una mejor limpieza del pozo, el bombeo de píldora dispersa más píldora viscosa. Derrumbes de lutitas en Orteguaza, no se circula en Orteguaza y se evita backreaming porque desestabiliza las lutitas. Pega de tubería por cemento verde, se baja las dos últimas paradas con circulación y rotación. 132

133 Atrapamiento de la sarta, se necesita buena limpieza del agujero e incremento de la densidad del lodo de perforación. Sección de 8 1 /2 : Altos valores de torque al perforar, se requiere el repaso en cada junta perforada con circulación y rotación; además, el bombeo de píldoras de limpieza para optimizar el acarreo de recortes.. Pega diferencial, se revisa el estudio de geomecanica para establecer ventana operacional, se mantiene la sarta en movimiento, se limpia el agujero y se disminuye el tiempo de conexión. Pérdida de circulación, es producto de yacimientos con alta permeabilidad y baja presión, se previene con una buena limpieza, buenas propiedades del lodo, y no se bombea píldoras pesadas. Liner no llega a fondo, se realiza viaje de calibración antes de iniciar la bajada, se incrementa la densidad, se analiza la tortuosidad y velocidad de bajada de tubería de revestimiento. Pérdida de circulación al cementar liner, es útil el monitoreo de volúmenes de cementación y se evalúa el uso de material anti pérdida en la lechada. 3. En definitiva el análisis determinó la eficiencia técnica en las operaciones sobre la gestión de los fluidos de perforación utilizados, esto se demuestra por el tiempo no productivo (TNP) al ser menores o similares en comparación al tiempo programado. RECOMENDACIONES 1. Para la sección de 26, es el uso de un lodo Nativo extendido, este sistema permite perforar el intervalo con presencia de boulders o cantos rodados mediante el incremento del punto cedente y los esfuerzos de gel del fluido, mejorando el acarreo de cortes y estabilización de las paredes del pozo. Otras técnicas que permite mejorar la perforación son realizar un circuito corto, pre-hidratar la bentonita por un lapso de 12 horas como mínimo, trabajar con una sola bomba para evitar fracturar la formación y es importante una adecuada limpieza de las líneas para evitar tiempos no productivos (NPT). 2. Para la sección de 16 es importante el uso de lodo Nativo-Disperso con dispersantes, surfactantes y un apropiado caudal, necesarios para aumentar la tasa de penetración (ROP), evitar la acreción de la arcilla sobre la broca y 133

134 BHA, la dispersión se logra con galonaje >600 gpm, levantar los cortes a superficie. También se debe optimizar la limpieza del pozo con píldoras de baja reología cada parada, píldoras de barrido cada dos o tres paradas, también es necesario rotar y circular la sarta con el fin de minimizar la formación de camas de cortes. Se debe tener presente la existencia de estratos de anhidrita por considerarse un contaminante para el lodo. La densidad inicial del sistema se establece en 8.9 lb/gal. 3. En la sección de 12 1 /4 es importante lo siguiente: el sistema semi disperso, permite perforar en las mejores condiciones la litología que comprende: lutitas, arcillas, conglomerados con intervalos de chert (Tiyuyacu), calizas, areniscas. Este sistema contiene: agentes inhibidores que evitan el hinchamiento de las formaciones (Tiyuyacu y Tena, zonas arcillosas) al encapsular los ripios perforados y dar lubricidad a las paredes del pozo, surfactante para prevenir el embolamiento de la broca y BHA, reductores de filtrado que minimizan la invasión del filtrado manteniendo la estabilidad del pozo, agentes puenteantes (conglomerados, zonas de arenas, lutitas), estabilizadores de lutita con el fin de sellar microfracturas existentes. El densificante para este intervalo es Barita con un valor inicial de 9,7 lb/gal. Es necesario bombear píldoras dispersas en las arcillas de Tena para evitar embolamiento de la broca y efectivizar buena limpieza en consecuencia estabilidad del pozo. 4. En la última sección de 8 1 /2, el sistema recomendado para ser utilizado en esta sección, debe ser capaz de manejar lutitas, calizas, areniscas de Napo y Hollin, primordialmente se busca un adecuado puenteo y control del filtrado del lodo que minimiza el daño de la formaciones productoras de hidrocarburos. Es necesario bombear píldoras de alta reología (píldora viscosa) pero no se debe emplear píldoras de baja reología (píldoras dispersa). Un caudal máximo de gpm, evita desestabilizar las paredes del pozo. No se debe circular por largos tiempos en zonas erosionables (lutitas). El CaCO3 se usa como material de puenteo y densificante. 5. Los fluidos de perforación deben ser diseñados, para resultar compatibles con la formación y el régimen de esfuerzos locales, lo que asegura la estabilidad 134

135 química y mecánica del pozo. Como resultado de estas medidas se han reducido los incidentes de atascamiento de las tuberías. También se recomienda la aplicación de técnicas y herramientas en especial software para reducir el daño de formación mediante el diseño de fluidos de perforación con bajo contenido de sólidos especialmente en la zona de interés (sección de 8 1 /2 ) al mejorar la limpieza y, por lo tanto estabilización del pozo. 6. Con la aplicación de buenas prácticas y lecciones aprendidas, se puede estandarizar las operaciones a realizar. Sin embargo, siempre están presentes eventos ajenos a lo programado, pero el grupo humano, con su conocimiento y experiencia responsable está en condiciones de modificar diversos parámetros, para reducir el riesgo, los costos e integridad de los pozos evitando minimizar el tiempo No productivo (TNP). 7. El tema tratado es extenso, por lo tanto el estudio realizado es una breve visión de los fluidos de perforación, en consecuencia, existe la posibilidad de aumentar el conocimiento en futuras investigaciones del tema. 135

136 CAPÍTULO VI 6 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS BIBLIOGRAFÍA BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA ARANBERRI IBON, ALEXANDER BISMARCK. (2007). Caracterización superficial de minerales arcillosos presentes en los depósitos de crudo. España. ARENIVAR B., MARTÍNEZ G., RIVERA I. (2012). Evaluación fisicoquímica de arcillas naturales existentes en el campo geotérmico Berlín, Usulután y elaboración del diagnóstico de su comportamiento reológico durante la perforación de pozos geotérmicos. El Salvador. A., G. (1992). Curso de Metodología de Investigación. Quito: Serie Didáctica. CRAFT AND HAWKINS. (1991). Applied Petroleum Reservoir Engineering. New Jersey: Fred Dahl and Rose Kernan. DAVILA PEDRO, TAYO WASHINGTON (2012). MEJORAMIENTO DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN LA PRODUCCION DEL PETROLEO EN EL AREA SHUSHUFINDI. Escuela Politécnica Nacional. Quito. Ecuador. DELGADO NAKARID. Y OTROS. (2007). Evaluation of oil-in-water emulsions with non-ionic and anionic surfactants mixtures for potential use in the oil industry. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela. ENRIQUEZ JOSE, FEIJOO MARLON, (2008). ACTUALIZACION DE LAS RESERVAS EN BASE A LOS NUEVOS FACTORES DE RECOBRO DEL CAMPO SHUSHUFINDI. Escuela Politécnica Nacional. Quito- Ecuador. GALARZA LUIS, PAZOS LUIS (2010). Estudio de efectividad del sistema de fluidos base amina-glicol-phpa en la inhibición de los componentes arcillosos de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Lutita Napo en un campo del oriente ecuatoriano. Quito. 136

137 M. D. RUIZ CRUZ Y M. ESTERAS MARTIN. (1993). Caracterización geoquímica de la esmectita en varias formaciones arcillosas de los flyschs del Campo de Gibraltar. Cádiz, España. MI SWACO. (2013). Programa de fluido de perforación. Pozo: SSFD-163 D. Quito, Ecuador. MI SWACO. (2012). RECAP de fluidos de perforación. Pozo: SSFD-163 D. Quito, Ecuador. MI SWACO. (2013). Informe técnico ES final de perforación. Pozo: SHS-163 D. Quito, Ecuador. Ing. Patricio Izurieta. Fracturamiento hidráulico. Universidad Central del Ecuador. Quito. Teoría, diseño y control de los procesos de clarificación del agua BIBLIOGRAFÍA CITADA API, E. (2001). Manual de fluidos de perforacion. Dallas, Texas: Instituto americano del petróleo. ARCH. (15 de OCTUBRE de 2014). AGENCIA DE REGULACION Y CONTROL HIDROCARBURIFERO. Obtenido de htt:+// BAROID. (2001). Manual de fluidos de perforación. Texas. Biedma, D. (2014). Un gigante que se despierta. Oilfied Review, 2,3. Buenaño, C. (2013). Programa de fluidos de perforación. Quito. Consorcio Shushufindi. (2012). Programa de perforacion SFD D. Quito. Consorcio Shushufindi. (2014). Programa de perforacion. CSSFD. (2014). Reprte de fluidos de perforación. Quito. FIRP. (06 de 2010). Cuaderno FIRP S203. Recuperado el 13 de 05 de 2015, de FIRP S203- A.COM 137

138 GALARZA LUIS, P. L. (2010). Estudio de efectividad del sistema de fluidos arcillosos de las formaciones orteguaza, tiyuyacu, tena y lutita napo en un campo del oriente del oriente ecuatoriano. QUITO. Gonzáles Andres, J. M. (2010). Programa de brocas requerido para perforar el pozo direccional XD. Guayaquil. Halliburton. (2008). Manual de educacion continua de Halliburton. Houston, Texas. Hermoso limon, j. (2014). Reología de fluidos de perforacion a alta presion. Huelva, españa. internacional, N. (2011). Aspectos fundamentales de la corrosión. Recuperado el 23 de junio de 2015, de basics An Introduction, Aspectos Fundamentales Corrosión - Introducción) NACE Internacional.com Mi-swaco. (2012). Informe de perforacion. MI-SWACO. (2013). programa de fluido de perforación. Quito. PDVSA. (2002). Fluidos de perforacion. Caracas. PETROBLOG. (21 de MARZO de 2012). PETROBLOG. Recuperado el 01 de JULIO de 2015, de PETROBLOG: química, M. c. (diciembre de 2011). Mi ciencia química. Recuperado el 02 de Junio de 2015, de Romay, Y. (2008). Manual del fluido de perforación. mexico. Sclumberger. (2015). Oilfield glosary. Recuperado el 10 de Junio de 2015, de Oielfield glosary: Slide. (MARZO de 2014). Slide. Recuperado el 13 de mayo de 2015, de Slide: Valencia, R. (2014). clases. Recuperado el 12 de Enero de 2015, de 138

139 Wikipedia. (30 de Julio de 2013). Flujo de Couette. Recuperado el 15 de Mayo de 2015, de Flujo de Couette: 139

140 CAPITULO VII 7.1 CURRICULUM VITAE 7 APENDICES Y ANEXOS 140

141 A GLOSARIO TÉCNICO Absorción.- Propiedad de algunos líquidos o sólidos de absorber agua u otros fluidos. En la bentonita hidratada, el agua planar mantenida entre las capas micáceas es el resultado de la absorción. Adsorción.- Propiedad de algunos sólidos y líquidos de atraer a un líquido o a un gas hacia sus superficies. Por ejemplo, el agua mantenida en la superficie exterior de bentonita hidratada es agua adsorbida. Agua de formación.- Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y el gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes concentraciones de sales minerales. Agua Salobre.- Agua con bajas concentraciones de cualesquier sales solubles. Amortiguador.- Cualquier sustancia o combinación de sustancias que, al disolverse en agua, produce una solución que resiste cualquier cambio de su concentración de iones hidrógeno cuando se agrega un ácido o una base. Arcillas nativas.- Arcillas que se incorporan a un lodo llamado de sólidos nativos cuando se perforan formaciones poco profundas. Las arcillas nativas son desaconsejables en lodos que son (o serán) densificados con barita. La viscosidad de los fluidos densificados puede subir rápidamente con la adición de arcillas nativas, lo que dificulta el control y bombeo del lodo. Se obtienen mejores propiedades del lodo cuando se mantiene un bajo nivel de sólidos perforados, incluido el nivel de arcillas nativas. (Schlumberger, 2015) Atascamiento mecánico.- La limitación o impedimento del movimiento de la sarta de perforación por cualquier razón que no sea el atascamiento por presión diferencial. El atascamiento mecánico puede ser causado por la presencia de detritos en el pozo, anomalías de su geometría, cemento, enchavetamientos o una acumulación de recortes en el espacio anular. Atascamiento por presión diferencial.- Una condición por la cual la sarta de perforación no puede moverse (rotarse o moverse con movimiento alternativo) a lo largo del eje del pozo. El fenómeno de atascamiento diferencial se produce 141

142 generalmente cuando se ejercen fuerzas de alto contacto causadas por las bajas presiones del yacimiento, las altas presiones del pozo, o ambas presiones en un área suficientemente grande de la sarta de perforación. Azimut.- Es la desviación ó inclinación respecto al plano horizontal; es decir, la dirección (azimut) de la sarta respecto al Polo Norte magnético del plano horizontal. (Perfoblogger, 2009). B Back off.- En ocasiones en que los esfuerzos por recuperar toda la sarta de perforación, se procede a la detección de puntos libres o que no estén atascados mediante la aplicación de un alto torque para rotar la tubería y observando los puntos en los que se observa que la tubería gira con el torque aplicado. De allí se obtiene la profundidad en la que se espera que la tubería no esté atascada, se realiza una desconexión mecánica o mediante cañoneo, separando la parte libre de la sarta de la que está atascada para recuperarla. Este proceso se conoce como back Off, mediante el cual se saca la tubería que fue desconectada mecánicamente. Back reaming (repaso).- Técnica de perforación de hoyos direccionales que se hace rotando la broca para asegurar la estabilidad del hoyo y evitar que el mismo se cierre una vez que se haya sacado la tubería. De esta forma se va repasando en el hoyo ya perforado circulando. Este procedimiento también permite volver a agrandar el hoyo para la instalación de revestidores, tubos lisos, rejillas, etc., evitando de esta forma apoyos de tubería. (Perfoblogger, 2009). Bentonita prehidratada.- Una lechada concentrada de arcilla de bentonita mezclada en agua dulce. La concentración práctica máxima de bentonita es de alrededor de 30 a 40 lbm/bbl porque una concentración mayor es difícil de mezclar y bombear. El agua se pone en el tanque de prehidratación del equipo de perforación y el ph se sube a 10 u 11 con soda cáustica. Se adiciona ceniza de soda, lo necesario para eliminar la dureza. La bentonita se adiciona lentamente por la tolva de lodo. El mezclado y la agitación en forma continua y enérgica ayudan a las partículas de arcilla a dispersarse completamente. (Schlumberger, 2015) Barril.- unidad de volumen utilizada en la industria petrolera desde sus orígenes y que equivale a 42 galones o 159 litros en el sistema métrico decimal. 142

143 BSW.-se denomina así a las impurezas (sólidos y agua) que se asientan en el fondo de los tanques que contienen al petróleo. C Campo.- Área geográfica en la que un número de pozos de petróleo y gas producen de una misma reserva probada. Un campo puede referirse únicamente a un área superficial o a formaciones subterráneas. Un campo sencillo puede tener reservas separadas a diferentes profundidades. Capacidad de suspensión.- fluido con alta viscosidad que disminuye su viscosidad con el esfuerzo de corte con propiedades tixotrópicas. Colchón.- Un líquido bombeado antes que otro líquido para limpiar. Conglomerados.- Rocas clásticos compuestos por trozos redondeados, de igual o distinta naturaleza y terreno, de diferentes rocas, minerales, conchas, huesos, etc. Tales trozos son gruesos o medianos, pero siempre de grado de división superior al de la arena gruesa (1-2 mm) y aún al de la grava (2-10 mm), o sea, al menos de 10 mm. Un conglomerado apenas tiene cemento. (Schlumberger, 2015) Contacto agua-petróleo (CAP).- se lo define como el nivel donde se obtiene una producción de 100% de agua. D Desplazamiento.- Proceso mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en un medio poroso. Drenaje.- Proceso en donde la fase no mojante va aumentando su saturación en el sistema con el tiempo. Este es un proceso forzado. Es el movimiento de petróleo y de gas en un yacimiento debido al gradiente de presión que existe entre el yacimiento y los pozos productores. E Emulsión (perforación).-una dispersión de un líquido inmiscible en otro mediante el uso de una sustancia química que reduce la tensión interfacial entre los dos líquidos para lograr estabilidad. Se utilizan dos tipos de emulsión como lodos: (1) emulsión de aceite en agua (o directa), conocida como "lodo de emulsión" y (2) 143

144 emulsión de agua en aceite (o inversa), conocida como "lodo de emulsión inversa". La primera se clasifica como lodo a base de agua y la segunda como lodo a base de aceite. (Schlumberger, 2015) Emulsión inversa.- Una emulsión en la que el aceite es la fase continua o externa y el agua es la fase interna. Emulsión inversa normalmente se refiere a un lodo a base de aceite y los términos se consideran sinónimos. Los lodos de emulsión inversa pueden tener de 5 a 50% de agua en la fase líquida, aunque hay sistemas que son 100% aceite. (Schlumberger, 2015) Enchavetamiento.- Un canal de pequeño diámetro generado en la pared de un pozo de diámetro más grande. Puede ser el resultado de un cambio abrupto en la dirección del pozo (un cambio angular o pata de perro), o el resultado de dejar un resalto de una formación dura entre formaciones más blandas que se expanden con el tiempo. En cualquiera de los dos casos, el diámetro del canal generalmente es similar al diámetro de la columna de perforación. Cuando se introducen en el canal herramientas de perforación de mayor diámetro, tales como uniones de tuberías, portamechas, estabilizadores y barrenas, sus diámetros más grandes no pasan y pueden atascarse en el enchavetamiento. Erosión mecánica.- producto resultante de la rotación y de los viajes del aparejo de perforación. Extendedor de arcilla.- Una clase de polímeros adicionados a un mineral de arcilla para perforación durante la trituración, o adicionado directamente a un sistema de lodo base arcilla, para mejorar el rendimiento reológico de la arcilla. (Schlumberger, 2015) F Falla.- Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo largo de la cual ha habido un perceptible deslizamiento. Floculo.- Una masa coagulada de partículas en un líquido. Los flóculos pueden existir de forma natural, pero a menudo se generan a partir de un sistema coloidal disperso al que se le adiciona una sustancia química floculante. Las partículas de arcilla y los polímeros en agua pueden flocularse para formar flóculos. (FIRP, 2010) 144

145 Fluido.- Sustancia que fluye y que se deforma ante cualquier fuerza que tienda a cambiar su forma. Los líquidos y gases son fluidos. Fluido de empaquetador.- Un fluido que se deja que queda en la región anular de un pozo, entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento exterior, arriba de un empaquetador. Las funciones son: proporcionar presión hidrostática, bajar la presión diferencial en el pozo y la tubería de revestimiento para prevenir colapsos y proteger los metales y elastómeros de la corrosión. (Schlumberger, 2015) G Gasto de operación.- Son los costos que se atribuyen a un proyecto, operación o unidad específica. Gel.- Los geles suelen ocurrir cuando las partículas coloidales dispersas tienen una gran afinidad con el medio dispersante. Un término usado para designar arcillas comerciales viscosificantes, de alto rendimiento, con un alto contenido de coloides, como las arcillas bentonita y atapulguita. Gumbo; lutita gruesa.- Un tipo inespecífico de lutita que se vuelve pegajosa cuando se moja y se adhiere a las superficies de forma agresiva. Forma anillos y bolas de lodo que pueden obturar el espacio anular, la línea de flujo y la zaranda vibratoria. Es probable que la lutita "gumbo" contenga cantidades apreciables de arcillas de esmectita con Ca +2. Se dispersa en el lodo a base de agua, causando acumulaciones rápidas de sólidos coloidales. (Schlumberger, 2015) H Higroscopia.- es la capacidad de algunas sustancias de absorber humedad del medio circundante. También es sinónimo de higrometría, siendo ésta el estudio de la humedad, sus causas y variaciones (en particular de la humedad atmosférica). I Inclinación.- Es el ángulo de desviación del hoyo respecto al plano vertical. (Perfoblogger, 2009). Índice de limpieza del pozo (HSI).- Parámetro que proporciona una medida de la fuerza hidráulica que consume la broca en función del caudal de la bomba, de la caída de presión en la broca y del diámetro de la misma. El HSI es el factor primario 145

146 para maximizar la tasa de penetración, y es la energía necesaria en la broca para transportar los cortes desde la salida (cara) de la broca al anular. (Gonzáles Andres, 2010) Inhibir.- En los fluidos de perforación, los términos inhibir, inhibición y sistema de lodos inhibidores se refieren a detener o lentificar la hidratación, hinchamiento y desintegración de las arcillas y lutitas. Imbibición.- Es el proceso inverso al drenaje y en este la fase mojante incrementa su saturación en el sistema con el tiempo. Este es un proceso espontaneo. Interacción agua arcilla.- La diferencia estructural entre las arcillas (la esmectita, la caolinita, la clorita, la illita) determina la superficie expuesta a los fluidos de yacimiento o los fluidos de estimulación. Por lo general, la existencia de una superficie más alta indica mayor reactividad. Sin embargo, no toda la arcilla presente en una roca es reactiva. Las arcillas pueden encontrarse en los espacios porosos, como parte de la matriz o como material de cementación de granos. Las arcillas autígenas, que se desarrollan en los poros a partir de los minerales presentes en el agua connata, pueden rellenar los poros o tapizarlos. Estas arcillas poseen una superficie considerable, expuesta en el poro y pueden ser reactivas, en tanto que las arcillas detríticas que forman parte de la matriz suelen ser menos reactivas. Por otro lado, las arcillas, como materiales de cementación o adherencia de granos pueden reaccionar con el agua o el ácido y desagregar la formación si no son protegidas por los sobrecrecimientos de cuarzo. (Schlumberger, 2015) J K L Litología.- Parte de la geología dedicada al estudio de las rocas; básicamente su estructura y composición. Lodo a base de agua.- Un fluido de perforación (lodo) en el que el agua o el agua salada son la fase líquida principal, así como la fase mojante (externa). Las categorías generales de lodos a base de agua son: agua dulce, agua de mar, agua salada, cal, potasio y silicato. Abundan las subcategorías de éstas. 146

147 Lodo de emulsión.- Fluido de perforación a base de agua que contiene petróleo o hidrocarburo sintético dispersos como fase interna. Los primeros lodos de emulsión utilizaban diésel oil o petróleo crudo en lodos a base de agua alcalina. Los líquidos sintéticos ahora están siendo sustituidos por petróleos en los lodos de emulsión. (Schlumberger, 2015) Lodo a base aceite de emulsión inversa.- Una distinción obsoleta entre dos tipos de lodos a base de aceite. En el pasado, los lodos a base de aceite de emulsión inversa eran aquellos con más de 5 % vol. de agua emulsionada y los lodos a base de aceite eran aquellos con menos de 5 % vol. de agua. Hoy en día, esta distinción no es pertinente porque el término general lodo a base de aceite abarca todas las concentraciones de agua. Lodo base de aceite.- Un lodo en el que la fase externa es un producto obtenido de un petróleo, como diesel o aceite mineral. Lodo base sintética.- Lodos no acuosos, de emulsión interna de agua (inversa), en los que la fase externa es un fluido sintético en lugar de un aceite. Este y otros cambios menores en las formulaciones han hecho que los fluidos sintéticos en los lodos sean más aceptables ambientalmente para su uso costa afuera. Los lodos base sintética son populares en la mayoría de las zonas de perforación costa afuera, a pesar de sus altos costos iniciales, debido a su aceptación ambiental y la aprobación para disponer de los recortes de perforación en el agua. No debería usarse el término "lodo a base de aceite" para describir los lodos base sintética. Lodo base diesel oil. Un lodo a base de aceite con diesel oil como fase externa. El lodo base diesel oil es el lodo a base de aceite tradicional y tiene antecedentes de excelente rendimiento para la perforación de pozos difíciles. (Schlumberger, 2015) Lodo defloculado.- Un lodo a base de agua con arcilla cuya viscosidad ha sido reducida por un tratamiento químico, incorrectamente llamado lodo "disperso". La sustancia química utilizada es un defloculante, no un dispersante. Un defloculante de arcilla bien conocido y eficaz es el lignosulfonato. El lodo, después de haber sido defloculado, normalmente exhibe mucho mejores cualidades de revoque de filtración, con un umbral más bajo de fluencia plástica y menores resistencias de gel. 147

148 Lutita.- Una roca de grano fino, impermeable y sedimentaria, compuesta de arcillas y otros minerales, que suele tener un alto porcentaje de cuarzo y son buenas rocas de cubierta para trampas de hidrocarburos. La lutita es el tipo de roca más común, y ciertamente el más problemático, que debe perforarse para llegar a los depósitos de petróleo y gas. La característica que hace que las lutitas sean muy problemáticas para los perforadores es su sensibilidad al agua, debida en parte a su contenido de arcilla y la composición iónica de la arcilla. Por esta razón, los fluidos de perforación a base de aceite son el lodo de elección para perforar las lutitas más sensibles al agua. M Martillo (Jar).- Están diseñados para desarrollar un impacto tanto en las subidas como en las bajadas del BHA. Son empleados para pozos direccionales para que la tubería pueda liberarse en caso de hoyos ajustados o que este atascada. Material higroscópico. La absorción de agua por un material higroscópico tal como una arcilla o un polímero. La hidratación es la primera etapa de la interacción arcilla-agua (o polímero-agua). Cuando la bentonita seca se agita en agua, la hidratación se observa en la forma de hinchamiento. Material para control de pérdida de fluido.- Tipo de daño en el cual partículas bloquean la formación cercana al pozo, reduciendo su productividad. Migración de finos (terminación de pozos).- El movimiento de las partículas finas de cuarzo y arcilla o materiales similares en la formación prospectiva debido a las fuerzas de arrastre generadas durante la producción. La migración de finos puede resultar de una formación no consolidada o inherentemente inestable o de la utilización de un fluido de tratamiento incompatible que libera partículas finas. A diferencia de la migración de arena que se estabiliza mejor, el material movilizado en la migración de finos debe ser producido para evitar el daño de la región vecina al pozo. La migración de finos hace que las partículas suspendidas en el fluido producido obturen las gargantas de poros cerca del pozo, reduciendo la productividad de éste. 148

149 Movilidad.- Es la facilidad con la que un fluido se mueve a través del yacimiento. Se calcula como la relación entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad de este. N O P Patas de perro (Dog Legs Severity, DLS). Es la tasa de inclinación que indica el ángulo de desviación por cada 100 pies perforados. La empresa de Servicios Direccionales incluye en los surveys entregados, el Dog Leg calculado para cada profundidad, así si hubo poca inclinación entre una profundidad y otra separadas por una distancia de 100 ft MD, se mostraran valores pequeños de Dog Leg. Este término también hace referencia a las veces cuando las secciones del hoyo cambian de dirección de manera más rápida de lo previsto o planeado, generando con ello serios problemas de desviación notable con respecto al plan direccional, que puede incluso ocasionar la pérdida de la arena o la realización de un side track. (Perfoblogger, 2009) Pega diferencial.- Riesgo operacional y problemático que se presentan durante la perforación, debido a muchos factores, entre ellos los debidos a las características propias de la formación. También se deben a una diferencia de presión entre el hoyo y la formación, ocasionada por una larga sarta con drill collars sobredimensionados o la sarta posee larga longitud de los mismos. Además son debidas a una alta desviación del hoyo, altas densidades, muchos ripios, interrupción de la circulación. Cuando una tubería se queda pegada puede generar costosos daños, entre los que están el corte de tubería, operaciones de pesca y la realización de un desvío lateral (side track). (Perfoblogger, 2009) Pérdida de circulación.- La reducción o la ausencia total del flujo de fluidos por el espacio anular cuando se bombea fluido a través de la sarta de perforación. La reducción del flujo puede clasificarse generalmente como filtración (menos de 20 bbl/hr), pérdida de circulación parcial (más de 20 bbl/hr, pero aún con ciertos retornos), y pérdida de circulación total (cuando no hay ningún retorno de fluido en superficie y el nivel del lodo caerá hasta cierta profundidad bajo el pozo. Al perder 149

150 este gran volumen de fluido se afectará directamente la presión hidrostática en el fondo). Permeabilidad.- Es la característica de un cuerpo solido el cual permite que un fluido se mueva a través de él. Permeabilidad absoluta.- Ocurre cuando un fluido homogéneo satura 100% el espacio poroso. Y se mide en Darcy. Permeabilidad efectiva.- Es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o más fases están presentes y también se miden en Darcy. Píldora.- Cualquier cantidad relativamente pequeña (menos de 200 bbl) de una mezcla especial de fluido de perforación utilizada para ejecutar una tarea específica que el fluido de perforación regular no puede realizar. Algunos ejemplos son las píldoras de alta viscosidad que ayudan a extraer los recortes de perforación de los pozos verticales, las píldoras de agua dulce que disuelven las formaciones salinas en proceso de intrusión, las píldoras para liberar tuberías que destruyen el revoque de filtración y alivian las fuerzas de atascamiento diferencial y las píldoras de materiales para pérdidas de circulación que taponan las zonas de pérdida de circulación. Porosidad.- Es la capacidad de la roca para almacenar fluidos dentro de ella. Q R Remoción de ripios.- más eficaz con fluidos con baja viscosidad. Salmuera.- Es agua que dispone de una elevada concentración de NaCl que se encuentra disuelta. La solución de cloruro de calcio emulsionada [CaCl2] (o cualquier otra fase salina) en un lodo a base de aceite se conoce como "salmuera" o "fase salmuera". La relación aceite/salmuera (abreviada OBR) se utiliza para comparar el contenido de sólidos y el valor de salinidad de lodos a base de aceite. Las salmueras claras son soluciones salinas que tienen pocos sólidos en suspensión o ninguno. Sidetrack.- Desviar un pozo del perfil original planeado debido a la pérdida parcial de la sarta ya sea por pega diferencial o empaquetamiento. 150

151 Sistema de lodo cerrado.- Un sistema de lodo y control de sólidos en el que los únicos residuos descartados son los materiales rocosos perforados húmedos. Estos sistemas se utilizan para perforar pozos en áreas ambientalmente sensibles. En un sistema de lodo realmente cerrado no se utiliza pileta de lodo de reserva. El lodo es procesado de manera continua principalmente por medios mecánicos, como tamizado, hidrociclón y centrífuga, para remover los sólidos al inicio. La segunda etapa para quitar los sólidos coloidales se realiza con técnicas de limpieza de aguas residuales. Skin.- Es el factor de daño que tiene la pared del pozo. Se define como daño de formación al cambio de permeabilidad y porosidad. T Tensión interfacial.- Una propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles. Cuando ambas fases son líquidas se denomina tensión interfacial: cuando una de las fases es el aire se denomina tensión superficial. La tensión interfacial se produce porque una molécula cerca de una interfaz tiene interacciones moleculares diferentes de una molécula equivalente dentro del fluido estándar. Las moléculas surfactantes se sitúan preferentemente en la interfaz y por lo tanto disminuyen la tensión interfacial. Tensión superficial.- La energía libre superficial que existe entre un líquido y el aire. Esta barrera de energía impide que un líquido (como el agua) se mezcle espontáneamente con el aire formando una espuma. Trampa estratigráfica.- son originadas por cambios en el tipo de roca a lo largo de la formación o estrato, su geometría está relacionada con el ambiente sedimentario quien controla los depósitos de este tipo. Trampa estructural.- Son originadas por procesos tectónicos, gravitacionales y de compactación; entre las principales trampas estructurales tenemos: con pliegues compresionales, compactacionales y de fallas. U V 151

152 Velocidad anular.- velocidad del fluido de perforación en el espacio anular dentro del agujero. (Fluidos de control). Viscosidad.- Es la resistencia interna de un fluido a fluir. Viscosidad aparente.- viscosidad real o viscosidad verdadera observada. Viscosidad efectiva o de circulación.- viscosidad verdadera en cualquiera de los puntos obtenidos por lecturas de viscosímetro Fann. W X Y Yacimiento.- Es una estructura geológica porosa y permeable que ha permitido la acumulación de hidrocarburos. Z Zona de transición.- Esta es la zona comprendida entre el contacto agua/petróleo (CAP) y el punto en el cual el agua alcanza un valor de saturación irreductible. 152

153 CURRICULUM VITAE WILLIAM PATRICIO LALALEO MASAQUIZA DATOS PERSONALES C.I Lugar de nacimiento: Ambato - Ecuador Fecha de nacimiento: 09 de Junio de 1980 Dirección: Psj. Primavera y Guayaquil Teléfonos: (claro) (movistar) 153