PERFORACIÓN II

PERIODO 02-2014

LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Introducción al laboratorio – Preparación de Prueba Piloto – Medición de densidad y filtración

N. F. Barco B., UN; J. J. Peñaloza G., UN; J. Arbeláez G., UN; A. Salazar F., UN.

Resumen

El objetivo de la práctica se basó en realizar un fluido de

perforación WBM con bentonita y densidad teórica de

8.5 lbm/gal, a dicho fluido se le midieron en laboratorio

dos propiedades fundamentales: la densidad, por

medio de la balanza de lodos, y el volumen de filtrado

con el filtro prensa LP-LT, adicionalmente se visualizó el

revoque generado en el proceso de filtración. Se

tuvieron problemas con el equipo para la medición del

volumen de filtrado por tal se presenta un análisis de

datos reportados en otras pruebas piloto. El principal

problema con el ensayo fue la disminución de la

presión durante el mismo. Además se presenta una

breve comparación con los datos obtenidos por el

grupo 4 los cuales también presentaron inconvenientes

con la medición. Se puede concluir de forma directa que

una causa de error en las mediciones es el estado en el

que se encuentra el equipo para las pruebas deseadas

debido a limitación de insumos.

Introducción.

El éxito de una perforación está ligado al adecuado

conocimiento y planeamiento de las múltiples variables

que intervienen durante dicho proceso. Precisamente

se hace referencia al fluido de perforación, el cual debe

ser monitoreado durante toda la operación para poder

controlar diferentes parámetros de gran importancia y

que irán dictando la dinámica de la perforación.

Adicionalmente, el fluido de perforación será un

elemento determinante en la producción del pozo, por

tal razón el diseño del fluido de perforación es de

notable consideración durante la planeación del pozo

(1).

Debido a la necesidad de diseñar acertadamente el

fluido de perforación se han diseñado pruebas para

determinar sus principales propiedades y han sido

estandarizadas en la industria. (2)

La finalidad de la práctica fue realizar un fluido de

perforación base agua con una densidad específica

establecida y medir dos propiedades importantes: la

densidad y el filtrado. La densidad es una propiedad de

vital importancia en la perforación, debido a que tiene

funciones como la de controlar las presiones del

subsuelo. Para ello, se realizó primero una

contextualización teórica sobre el mecanismo de las

mediciones y equipos utilizados y luego se procedió a

realizar las pruebas. A partir de ellas se realizó un

análisis detallado sobre los resultados y se brindó

algunas conclusiones en consecuencia de los

resultados y los objetivos de la práctica.

Procedimiento

Descripción y Aplicación de los Equipos y Procesos:

En la primera práctica se utilizaron los siguientes

equipos elementales del laboratorio de fluidos de

perforación:

Probeta de laboratorio: se utiliza para medir el

volumen de agua necesitado al momento de

hacer la mezcla del fluido de perforación (3).

Balanza analítica: con ella se logró medir la

masa de bentonita que se iba a mezclar con el

agua para lograr el fluido de perforación. Este

instrumento tiene una certidumbre de 0.001

gramos (3).

Batidora: este instrumento es utilizado en el

laboratorio para dar homogeneidad a la mezcla

del fluido de perforación (3). (Ver Anexo A)

Balanza de lodos: la balanza de lodos está

compuesta por una taza a un extremo del brazo

y al otro un contrapeso, se tiene un dispositivo

que se desliza a lo largo del brazo graduado

para medir la densidad del fluido de

perforación, teniendo una precisión de 0.1

lbm/gal (3). (Ver Anexo A)

Filtro prensa Lt-Lp: posee un área de 45 cm2,

para la práctica se lleva a una presión de 100 psi

de presión, se utiliza para calcular el filtrado o

pérdida de agua hacia la formación en un inicio

y luego de pasados 30 minutos (3).

(Ver Anexo A)

Cronometro: el cual fue utilizado para medir el

tiempo mientras se está llevando a cabo la

prueba de filtrado, el cual tiene una

certidumbre de 0.02 minutos (3).

Los procesos que se realizaron en la práctica se llevaron

a cabo de la siguiente manera:

Se propuso preparar un lodo base agua (WBF)

adicionando cierta cantidad de bentonita para

incrementar la densidad de la mezcla a un valor de 8.5

lbm/gal (4).

1. Por medio de los cálculos respectivos se halló la

cantidad de bentonita que se debió agregar a la

mezcla para llegar a la densidad determinada,

por medio de las ecuaciones de balance de

materiales (4).

2. Luego se usó la balanza analítica para medir de

manera precisa la masa de bentonita que se

agregó a la mezcla, aquí se tuvo cuidado pues

no debe haber ningún tipo de perturbación en

el ambiente cercano a la pesa para no alterar

los resultados (4).

3. Con la probeta graduada se midió la cantidad

de agua que se necesitó para la realización de

la mezcla (4).

4. Para dar homogeneidad a la mezcla se utilizó la

batidora, la cual se usó con bastante cuidado y

dándole actividad de manera manual.

5. Con la balanza de lodos se midió la densidad del

fluido de perforación hecho, pero antes, se

chequeo las condiciones en las que esta se

realizó:

Con agua fresca se midió la calibración

de la balanza que debe dar una

densidad igual a 8.33 lbm/gal.

Luego se vertió la mezcla en la taza de

tal manera que parte del fluido saliera

por el orificio en la parte superior al

haber tapado el recipiente para

eliminar todo tipo de gas aun existente

en este.

Se procedió a medir mediante el

dispositivo movible por la guía

graduada hasta la estabilidad de la

balanza dejando la burbuja

exactamente debajo de la línea central.

Se realizó el registro de la densidad del

fluido dependiendo de la certidumbre

que tiene este instrumento (4).

6. Continuo a esto se procedió a realizar la prueba

de filtrado al fluido de perforación, empleando

un Filtro Prensa Lt-Lp (100 psi y baja

temperatura) (4). (Mirar Anexo A)

7. Se armó el sistema, colocando sobre la tapa

inferior una malla y un papel filtro por donde

debía pasar el volumen filtrado (en este

proceso es importante colocar bien el papel

filtro para que no se levante al momento de la

prueba).

8. Al comenzar la prueba se incrementó la

presión hasta 100 psi, se tomó el volumen de

filtrado inicial en una probeta y de ahí en

adelante se tomaron registro de volumen cada

3 minutos el cual se fue acumulando conforme

paso el tiempo, hasta llegar a 15 minutos y

luego se tomaron datos cada 5 minutos hasta

llegar a un total de 30 minutos. En el caso que

se presenta se tuvo problemas con una

disminución de presión inesperada en el filtro

prensa (Ver Anexo B). El tiempo se mide con el

cronometro (4).

9. Por último se debía medir el revoque (cake) en

la escala de 1/32avos de pulgada (4). En el caso

estudiado no se generó revoque debido al

inconveniente ya mencionado con el equipo de

presión filtro prensa.

*Al terminar la práctica, se dejó todo el laboratorio

en las condiciones encontradas, aseado y de buen

aspecto.

Resultados

Preparación del fluido de perforación de densidad 8.5

lbm/gal.

Este proceso se basó en hacer los cálculos necesarios

para hallar la cantidad de agua y bentonita necesaria

para preparar el fluido de perforación propuesto por el

monitor. De ahí se procedió a mezclar el agua y

bentonita con una batidora, cuando se vio una mezcla

homogénea se utilizó la balanza de lodos para medir la

densidad del fluido de perforación preparado.

Mediante balance de materias y la consideración de

masas y volúmenes aditivos se halló la cantidad de agua

(solvente) y bentonita (aditivo) necesario para obtener

el litro de lodo de densidad 8.5 lbm/gal.

𝜌𝑤𝑉𝑤 + 𝜌𝑏𝑉𝑏 = 𝜌𝑓𝑃𝑉𝑓𝑃 [1]

𝑉𝑤 + 𝑉𝑏 = 𝑉𝑓𝑃 [2]

Donde:

𝜌𝑤: Densidad del agua. (8.33 lbm/gal)

𝑉𝑤: Volumen de agua a emplear.

𝜌𝑏: Densidad de la bentonita. (21.66 lbm/gal)

𝑉𝑏: Volumen de bentonita a emplear.

𝜌𝑓𝑃: Densidad del fluido a preparar.

𝑉𝑓𝑃: Volumen del fluido a preparar.

Procedimiento:

Se Igualaron las ecuaciones [1] y [2] y se despejo 𝑉𝑤 de

[2];

𝑣𝑏 =𝑣𝑓𝑏(ρ𝑓𝑏−𝜌𝑤)

(𝜌𝑏−𝜌𝑤) [3]

𝑉𝑤 = 𝑉𝑓𝑃 - 𝑉𝑏 [4]

𝑉𝑓𝑝 = 1𝐿 = 0.26417 𝑔𝑎𝑙

Se Reemplazaron los valores de densidad y volúmenes

en [3] y [4] se obtuvo lo siguiente;

𝑣𝑏 =0.26417 (8.5 − 8.33)𝑙𝑏𝑚

(21.66 − 8.33)= 3.369 ∗ 10−3𝑔𝑎𝑙

𝑣𝑤 = 1 − 𝑣𝑏 = 0.2608 𝑔𝑎𝑙 = 0.9872 𝐿

Se halló la masa de bentonita para esto se multiplica 𝑣𝑏

por la densidad de bentonita utilizando el factor

respectivo de la prueba de piloto;

𝑚𝑏 = 𝜌𝑏𝑣𝑏 = 3,369 ∗ 10−3𝑔𝑎𝑙 ∗ 21.66 𝑙𝑏𝑚

𝑔𝑎𝑙 ∗

1 𝑔

1 𝑙𝑏𝑚

𝑚𝑏 = 33.10 𝑔

Por tanto, se debieron agregar 33.1 g de bentonita

a la mezcla y 0.9872 L de agua. Se Reporta la masa

de bentonita y volumen de agua con la precisión del

instrumento de medición, se tiene que:

Volumen de agua

𝑣𝑤 = 9,9 ∗ 102𝑚𝑙 ± 0.5 ∗ 102 𝑚𝑙

Masa de bentonita

𝑚𝑏 = 33.10 𝑔 ± 0.01 𝑔

Una vez se agregó y mezclo el agua con la bentonita se

procedió a medir la densidad del lodo con la balanza de

lodos ya calibrada con agua. Luego, al medir la

densidad del lodo se obtuvo una medición de 8.4

lbm/gal (Ver Anexo B). Al reportar con sus respectivas

cifras significativas e incertidumbre;

𝜌𝑓𝑝 = 8.4 𝑙𝑏𝑚

𝑔𝑎𝑙± 0.1

𝑙𝑏𝑚

𝑔𝑎𝑙

Donde la incertidumbre dada, al tener la densidad

como medida directa, es la precisión propia del

instrumento de medición.

Prueba de filtrado para un fluido de perforación

Después de obtener la densidad del fluido de

perforación se llevó la mezcla al filtro prensa. Se

procedió a medir el volumen de perdida de filtrado del

fluido en el filtro prensa con su acumulación en una

probeta, en el caso presentado se obtuvo

inconvenientes con la prueba. Se presentaron dos

problemas causantes de que la prueba no se ejecutara

adecuadamente y por tanto no tuvo validez. Primero,

el papel filtro no fue acomodado adecuadamente, por

tanto al empezar la prueba se generó un volumen de

filtrado mayor que el esperado. En segundo lugar la

presión que se aplicó al lodo en la prueba, por parte del

filtro prensa, fue disminuyendo con el tiempo por lo

cual se terminó la prueba de forma inesperada cuando

la presión ya estaba por debajo de 50 psi que fue

aproximadamente a los doce minutos de haber

empezado la prueba. Tomando un registro de volumen

en un intervalo de tres minutos se obtuvieron los

siguientes datos:

Tiempo (min) Volumen (ml)

0.00 ± 0.02 16 ± 0.5

3.00 ± 0.02 23 ± 0.5

6.00 ± 0.02 26 ± 0.5

9.00 ± 0.02 28.5 ± 0.5

12.00 ± 0.02 30.5 ± 0.5

Tabla1. Resumen de datos de volumen de filtrado para fluido

de perforación. Datos medidos con un cronometro y una

probeta.

La siguiente tabla fue anexada por el monitor para

hacer el análisis de la prueba de filtrado. Los primeros

15 minutos se tomó la medición de filtrado en

intervalos de 3 minutos y de ahí en adelante se tomó

las mediciones en intervalos de cinco minutos hasta

llegar a los 30 minutos.

Tiempo (min) Volumen (ml)

0.00 ± 0.02 22 ± 1

3.00 ± 0.02 26 ± 1

6.00 ± 0.02 29 ± 1

9.00 ± 0.02 30 ± 1

12.00 ± 0.02 32 ± 1

15.00 ± 0.02 34 ± 1

20.00 ± 0.02 36 ± 1

25.00 ± 0.02 38 ± 1

30.00 ± 0.02 39 ± 1

Tabla 2. Prueba de filtrado anexada por monitor

De aquí, se obtienen dos datos de suma importancia

en la determinación de esta prueba de filtración:

Volumen de filtrado inicial:

𝑉𝑠𝑝 = 22 𝑚𝑙 ± 1 𝑚𝑙

Volumen de pérdida de fluido API:

𝑉30 = 39 𝑚𝑙 ± 1 𝑚𝑙

Análisis de Resultados

Medición de la densidad del fluido de perforación:

Se procede a calcular el error relativo cometido de

acuerdo la densidad medida, tomando como valor

teórico el que asumió al momento de hacer el balance

de materiales:

𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 =|𝜌𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎−𝜌𝑡𝑒𝑜𝑟𝑖𝑐𝑎|

𝜌𝑡𝑒𝑜𝑟𝑖𝑐𝑎 [5]

𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 =|8.4 − 8.5|

8.5= 0.01

Este porcentaje de error es relativamente bajo (1%),

puesto que la densidad teórica se encuentra en el

intervalo que admite la incertidumbre de la medida del

instrumento. Podemos concluir que el error pudo ser

generado por la precisión de la balanza de lodos (± 0.1

lbm/gal); otro factor que se debe tener en cuenta es

que a medida que fue mezclado el agua con la

bentonita se generaron grumos de bentonita que

nunca se mezclaron adecuadamente con el agua y esto

pudo haber contribuido al error.

Prueba de filtrado:

Para el caso del laboratorio se tuvieron problemas con

la prueba de filtrado por lo cual no se pudo terminar la

prueba. Por esta razón se analizó la prueba con los

datos de la tabla [2] anexada por el monitor y

presentada anteriormente. Para el análisis se hizo una

regresión lineal con los datos de filtrado (volumen de

pérdida de filtrado vs la raíz cuadrada del tiempo) por

medio del programa de Physics Sensor elaborado por

el docente Diego Aristizabal:

Fig. 1: Regresión lineal de datos de Volumen (cm3) vs. raíz

cuadrada del tiempo (𝑚𝑖𝑛0,5) junto a datos originales

obtenidos. Creación por medio del programa Physics Sensor

del docente Diego Luis Aristizabal. (5)

Fig. 2. Resultados de regresión lineal de datos de Volumen

(cm3) vs. raíz cuadrada del tiempo (min0.5) junto a datos

originales de la prueba. Creación por medio del programa

Physics Sensor del docente Diego Aristizabal. (5)

Al hallar el máximo error absoluto obtenemos:

𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 = 𝑚𝑎𝑥|𝑉𝑜𝑙𝑀𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜 − 𝑉𝑜𝑙𝑅𝑒𝑔𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎𝑙|

𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 = 0.74

Este error absoluto es mayor a la incertidumbre de las

mediciones de volumen, por lo que habría que

considerar elementos que hayan podido afectar en el

error. Entre estos la concentración de iones en el

filtrado y la actuación de la bentonita como agente

reductor del filtrado. Pero, al considerar también que

la relación entre el volumen de pérdida de filtrado y el

tiempo es analítico-empírica; y que además, el dato

considerado como teóricamente verdadero proviene

de un método numérico a partir de datos

experimentales, se puede considerar que el resultado

obtenido es aceptable [4].

Comparación de Resultados:

Se procedió a hacer una comparación de los resultados

obtenidos por el grupo 4 y el grupo redactor de este

informe. El grupo 4 fue asignado la preparación de un

lodo de densidad 8.7 lbm/gal y hacer el respectivo

balance de masa y volúmenes aditivos a lo que

obtuvieron los siguientes datos:

Volumen de agua a emplear

𝑣𝑤 = 9,7 ∗ 102𝑚𝑙 ± 0.5 ∗ 102 𝑚𝑙

Masa de bentonita a emplear

𝑚𝑏 = 72.05 𝑔 ± 0.01 𝑔

En conclusión, los datos obtenidos por el grupo 4 son

coherentes ya que al preparar un fluido de perforación

de mayor densidad, se obtendrá mayor cantidad del

componente más denso y menor del menos denso (en

este caso fueron bentonita y agua respectivamente).

Medida de la densidad del fluido de perforación grupo

4:

Al pasar el fluido de perforación a la balanza de lodos

se hizo el mismo procedimiento que el grupo redactor

de este informe y se obtuvo una lectura de:

𝜌𝑓𝑝 = 8.7 𝑙𝑏𝑚

𝑔𝑎𝑙± 0.1

𝑙𝑏𝑚

𝑔𝑎𝑙

En este caso el erro relativo:

𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 =|𝜌𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎 − 𝜌𝑡𝑒𝑜𝑟𝑖𝑐𝑎|

𝜌𝑡𝑒𝑜𝑟𝑖𝑐𝑎

𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 =|8.7 − 8.7|

8.5= 0

En este caso se obtuvo un error menor que al del grupo

redactor por varias razones, de las cuales se destaca el

procedimiento y organización con la cual cada grupo

desarrollo el experimento. Otro factor importante que

se debe tener en cuenta son las incertidumbres de cada

instrumento utilizado durante el experimento.

Prueba de filtrado para el fluido de perforación grupo

4:

Se obtuvo el mismo problema descrito anteriormente

sobre la estabilidad de la presión. Por esta razón al

igual que el grupo redactor no se terminó esta prueba.

El grupo 4 reporto los datos consignados en la siguiente

tabla:

Tiempo (min) Volumen (ml)

0,00 ± 0,02 3,2 ± 0,5

3,00 ± 0,02 6,5 ± 0,5

6,00 ± 0,02 8 ± 0,5

9,00 ± 0,02 9,5 ± 0,5

12,00 ± 0,02 10,5 ± 0,5

12,00 ± 0,02 11,5 ± 0,5

15,00 ± 0,02 12,5 ± 0,5

Tabla [3]. Resumen de datos de volumen de filtrado para

fluido de perforación (Grupo 4). Datos medidos con un

cronometro y una probeta.

Se pudo observar que el volumen de filtrado es menor

que al del grupo redactor ya que este grupo no tuvo

problema con el acodamiento del filtro y por tal razón

se obtuvieron unos datos más razonables. Por tanto,

para el grupo 4 se formó un mud cake con poca firmeza

con las siguientes características (Ver Anexo B):

Característica Descripción

Espesor 2 mm ± 1 mm

Textura Blanda

Color Grisáceo

Tabla [4]. Características del mud cake resultante de la

prueba de filtrado del grupo 4.

Conclusiones

Se logró reconocer y aprender a manejar los

equipos básicos del laboratorio, cabe decir que

el estado en el que se encuentran los equipos

es de suma importancia ya que de ellos

depende la precisión y confiabilidad de los

resultados de la prueba, además de esto las

practicas se ven afectadas por las limitaciones

de tener materiales adecuados que hay

disponibles para su utilización, como se pudo

ver en el caso del papel filtro.

Es de vital importancia el adecuado diseño de

un lodo de perforación con características

específicas de acuerdo a las necesidades de

cada pozo, por lo cual es necesaria la

realización de pruebas piloto estándar en

laboratorio que permitan determinar el

cumplimiento de las funciones que debe tener

dicho fluido de perforación en el campo.

La filtración de los fluidos de perforación es

bastante importante ya que el daño que causa

a la formación crea problemas los cuales

pueden determinar la vida productiva del pozo.

Una forma eficaz de controlar las propiedades

de un fluido de perforación es la mezcla de

aditivos que se encargan de optimizar cada

función del lodo.

En la prueba de filtración del fluido, se observó

un volumen de filtrado inicial de gran

magnitud, debido a que el revoque necesita de

tiempo para constituirse y estabilizarse, para

que el revoque adquiera una impermeabilidad

que le permita cumplir el objetivo de aislar el

fluido de la formación.

Por motivos de caída de presión durante la

prueba de filtrado no se logró visualizar un

revoque optimo, ya que las partículas sólidas

no se desplazaron a la presión necesaria para

que la fase dispersa tuviera efectividad

formando el revoque en la parte de la tapa

inferior.

Analizando los datos brindados a partir de la

hipótesis de que un buen lodo de perforación

no debe dejar pasar más de 20 cm de filtrado

para formar un revoque con espesor

comprendido entre 5-8 mm, podemos concluir

que el volumen de filtrado no es el más óptimo

bajo la hipótesis mencionada, sin embargo su

volumen está en un rango aceptable, cerca al

establecido.

Anexos

Anexo A

Fig. A-1 Balanza de lodos para medir densidad

Fuente: elaboración propia.

Fig. A-2 Batidora para mezcla de lodos

Fuente: elaboración propia.

Fig.A-3 Prensa Filtro LP-LT

Anexo B

Fig. B-1 Lodo densidad 8.4 lbm/gal

Fuente: elaboración propia.

Fig. B-2 Revoque o mud cake de lodo

Fuente: elaboración propia.

Fig. B-3 Caída de presión inesperada de la de Prensa

Filtro LP-LT

Fuente: elaboración propia.

Tabla. B-1 Conversiones

Fuente: Guía Laboratorio 1 Perforación II

Anexo C

ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS

1. Consultar acerca de los tipos de fluidos base

agua (lodos dispersos, no dispersos…) y base

aceite (emulsión inversa, 100% aceite,

sintéticos…).

Fluidos base Agua (WBF, WBM) [5]

Son fluidos de perforación que tienen una base de agua

potable, agua marina, salmuera, o salmuera saturada y

el tipo de fluido seleccionado depende de las

condiciones del pozo o del intervalo de profundidad

donde se está perforando. Son fluidos usados

aproximadamente en el 80% de todos los pozos. Están

compuestos por un 80% de agua aproximadamente y el

resto son sólidos, tanto activos como inactivos, aceites

y químicos que controlan la actividad de los sólidos. Los

fluidos de perforación base agua se dividen en tres

categorías:

Lodos no dispersos: Son lodos poliméricos que

contienen pequeñas cantidades de sólidos y se

usan para mejorar la capacidad de limpieza en

el hueco y para aumentar la tasa de

penetración. Las arcillas naturales

incorporadas son manejadas mediante

dilución, encapsulación y floculación. La

viscosidad y el control de pérdidas de fluido

son provistos por largas cadenas de polímeros.

Alcanzan a tener una densidad entre 17 y 18

lbm/gal.

Lodos dispersos: Son lodos tratados con

dispersantes químicos y son diseñados para

deflocular las partículas de arcilla y permitir

que se mejoren las propiedades reológicas de

lodos de alta densidad. Para dispersar el lodo

se usan lignitos, lignosulfatos y taninos, y el

uso de ellos hace que el lodo incremente su

capacidad de tolerancia de sólidos, por lo que

la densidad del fluido alcanza valores

superiores a las 20 lbm/gal. Un lodo cargado

de sólidos puede además reducir la tasa de

penetración significativamente y contribuye

además a erosionar el hueco.

Lodos poliméricos: Son usados para perforar

formaciones reactivas donde es muy

significativo el requerimiento de inhibición de

lutitas. Los inhibidores que se usan más

frecuentemente son sales, glicoles y aminas,

los cuales son incompatibles con el uso de

bentonita. Entonces, estos lodos obtienen su

viscosidad de polímeros como la goma xantán

y el control de pérdidas de fluido a partir de

almidón o derivados de celulosa.

Lodos en base de agua salada: Son fluidos de

perforación usados típicamente para inhibir

shales y lutitas y para perforar formaciones

salinas. Lodos con baja cantidad de sólidos

pueden ser formulados con salmueras de alta

densidad como, cloruro de calcio, bromuro de

calcio y bromuro de zinc.

Fluidos base aceite (OBM, OBF) [5] [6]

Los fluidos de perforación base aceite fueron

desarrollados para ayudar con algunos problemas de

perforación, como la presencia de formaciones de

arcillas que reaccionan, hinchan o se desprenden

después de estar expuestas a fluidos base agua; el

incremento de temperaturas en el fondo del pozo y el

atascamiento de la tubería. Estos fluidos base aceite

son formulados con diésel, keroseno, petróleo, aceite

mineral o también con olefinas y parafinas, donde ya se

refiere al fluido como sintético. Su composición es

principalmente 54% de aceite, 30% de agua (emulsión

de agua en aceite) y un 16% de sólidos inactivos. Esta

emulsión debe ser lo suficientemente estable para

poder incorporar un volumen adicional de agua si se

encuentra un flujo de agua al fondo del pozo. A los

fluidos base aceite se les considera como una emulsión

inversa pues el aceite es la fase continua o externa y el

agua es la fase interna. Estos fluidos pueden clasificarse

en:

Fluidos de base sintética: Fueron desarrollados

con el deseo de reducir el impacto ambiental de

las operaciones de perforación costa fuera,

pero sin sacrificar la relación costo-efectividad

de los fluidos base aceite. Estos fluidos son

usados para maximizar la tasa de penetración,

incrementar la lubricación en pozos

direccionales y horizontales y para minimizar

los problemas de estabilidad como los

causados por shales y lutitas reactivas. Estos

fluidos están formados por una base de

sustancias orgánicas principalmente como

olefinas, parafinas, esteres y éteres.

Fluidos 100% aceite: Son normalmente

producidos con diésel o con una base sintética

y sin agua, y son especiales para el uso en

intervalos de formaciones de shales donde la

salinidad del agua de la formación varía en un

amplio rango, y de esta manera se puede

preservar la estabilidad y prevenir la hinchazón

de estas formaciones.

2. ¿Qué problemas conllevan un volumen alto de

filtrado, que solución podría darse a un fluido el cual

presenta un alto volumen de filtrado?

El volumen alto de filtrado conlleva a un daño a la

formación por desplazamiento de fluido del pozo a la

formación. Si el caso es de acuíferos puede llevar a la

contaminación de estos. Por otro lado está la formación

de un revoque grueso el cual reduce el diámetro del

pozo y dificulta la ingeniería posterior además de

aumentar el riesgo de una pega diferencial. Si el caso se

da en la formación productora puede causar daños a la

formación por afectación a la permeabilidad debido a la

migración de finos que podrían taponar los poros de la

formación productora reduciendo la permeabilidad y

por tanto la productividad del pozo.

La solución a estos problemas de alto filtrado es la

modificación del fluido de perforación para que

adquiera ciertas características que lo lleven a producir

un revoque delgado y poco permeable que evite el paso

de fluido del pozo a la formación.

Algunos aditivos típicos para el control del filtrado son:

almidón, bentonita, carboxi metil celulosa (CMC) (4).

Si el volumen de filtrado es muy grande ya generando

altas perdidas de fluido de perforación puede ser por

una posible fractura de formación que generara altas

perdidas económicas. Para controlar este problemas se

puede adicionar al lodo material que taponen las zonas

de perdidas como son cascaras de nuez y mica (4).

3. Al perforar se atraviesan estratos con diferentes

características, que sucede con el diámetro del hueco y

la formación de cake(o revoque) cuando se atraviesa

una formación:

•Impermeable

•Permeable

•Poco consolidada

Impermeable:

En la perforación de este tipo de formaciones,

como el mismo nombre lo dice, no hay

filtración del fluido de perforación por lo que no

se forma ningún tipo de revoque y por ende

encontramos que el diámetro del hueco

permanece constante.

Perméable:

En la perforación de este tipo de formaciones,

nos vemos afectados en la filtración de fluidos

al interior de la formación, al quedarse

atascadas las partículas sólidas fuera de la

formación se forma el cake y este al mismo

tiempo hace que el diámetro del hueco reduzca

en una magnitud que depende de los aditivos

que tenga el fluido de perforación (4).

Poco consolidada:

Cuando estamos perforando este tipo de

formaciones, al ser tan poco compactas las

paredes del hueco presentan derrumbes

constantes en los cuales se forma un revoque

inicial pero al haber desmoronamientos el

revoque también cae, aquí encontramos un

diámetro de hueco muy variable por lo anterior

dicho.

4. Una prueba de filtrado da como resultado X cm3 en

30 min, que esperaría si el fluido es utilizado para

perforar una formación A con Φ=0,2 y este mismo es

utilizado en una formación B con Φ=0,35.

Teniendo en cuenta que la porosidad (Φ) es la fracción

de volumen poroso respecto a él volumen total y que la

permeabilidad (k) es la capacidad de un sólido al

permitir flujo a través de él, se podría pensar que una

tiene una relación directa con la otra y efectivamente

en algunos casos se cumple que la permeabilidad es

proporcional a la porosidad (k 𝛼 Φ) lamentablemente

no siempre se cumple este hecho por lo cual no

podemos asegurar nada acerca de que pasara con el

volumen de filtrado ya que no conocemos la

interconexión entre los poros.

5. Determinar la perdida por filtrado inicial y la

perdida de agua API, para un lodo que presenta:

Tiempo (min)

Volumen de filtrado

(ml)

7,5 12,3

20 17

El volumen de filtrado (ml) es proporcional a la raíz

cuadrada del tiempo (en min0.5). Por tanto,

considerando tal relación lineal, se determina el

volumen de pérdida de filtrado (Vsp) a un t=0. Para ello,

se igualan las pendientes de las rectas que pasan por el

punto de t=0 y t=7.5min, y por t=20min y t=7.5min;

𝑣7.5 − 𝑣𝑠𝑝

√7.5=

𝑣20 − 𝑣7.5

√20 − √7.5

𝑣𝑠𝑝 = √7.5(𝑣7.5 − 𝑣20)

√20 − √7.5+ 𝑣7.5

𝑣𝑠𝑝 = 4,9 𝑚𝑙

Por tanto, la pérdida por filtrado inicial es de 4,9 ml.

Para calcular la pérdida de agua API, empleamos la

ecuación dada en la guía:

𝑉30 = 2 (𝑉7.5 − 𝑉𝑠𝑝) + 𝑉𝑠𝑝

𝑣30 = 2(12,3 − 4,9) + 4,9

𝑣30 = 19,73 𝑚𝑙

La pérdida de agua API es de 19,73 ml.

6. La densidad de 800 bbl de lodo de 14 lbm/gal

debe ser incrementada a 14,5 lbm/gal usando barita

API (densificante cuya densidad es 35 lbm/gal). El

volumen total del lodo es limitado a 800 bbl.

Calcular cuanta barita se requiere y cuanto volumen

de lodo debe descartarse.

Aplicamos balance de materia para este caso,

𝜌fp1𝑉fp1 + 𝜌𝑏𝑉𝑏 = 𝜌𝑓𝑃2𝑉𝑓𝑃2 [1]

𝑉fp1+ 𝑉𝑏 = 𝑉𝑓𝑃2 [2]

Igualando ambas ecuaciones obtenemos,

𝑣𝑓𝑝1 =𝑣𝑓𝑝2(ρ𝑓𝑝2 − 𝜌𝑏)

(𝜌𝑓𝑝1 − 𝜌𝑏) [3]

𝑉b = 𝑉𝑓𝑃2 – 𝑉fp1 [4]

Donde,

𝜌𝑓𝑃.1: Densidad del fluido base. (14 lbm/gal)

𝑉𝑓𝑃,1: Volumen del fluido base a emplear

𝜌𝑏: Densidad de la barita. (35 lbm/gal)

𝑉𝑏: Volumen de la barita a emplear.

𝜌𝑓𝑃,2: Densidad del fluido a preparar. (14.5 lbm/gal)

𝑉𝑓𝑃,2: Volumen del fluido a preparar (800 bbl =33600

gal)

Primero hallamos cuanto volumen de lodo debemos

descartar utilizando la formula [3];

𝑣𝑓𝑝1 =800𝑏𝑏𝑙(14.5 − 35)

(14 − 35)

𝑣𝑓𝑝1 =780,95 bbl

Luego, se emplearían 780.95 bbl del fluido de

perforación de 14 lbm/gal. Por tanto, se descartaría

la diferencia entre la cantidad inicial y la que se

necesita para la preparación del lodo de 14,5

lbm/gal.

𝑉𝑓𝑃1 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑡𝑎𝑑𝑜 = 𝑉𝑓𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 − 𝑉𝑓𝑃1

𝑉𝑓𝑃1 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑡𝑎𝑑𝑜 = 800 𝑏𝑏𝑙 – 780,95 𝑏𝑏𝑙

𝑉𝑓𝑃1 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑡𝑎𝑑𝑜 = 19,05 𝑏𝑏𝑙

Procedemos a calcular la masa de barita que se debe

utilizar para producir el lodo de perforación. Para esto

se requiere de la ecuación [4] para hallar el volumen de

barita que luego se multiplica por la densidad de barita

para obtener la masa de barita;

𝑚𝑏 = 𝜌𝑏(𝑣𝑓𝑝2 − 𝑣𝑓𝑝1)

𝑚𝑏 = 35 𝑙𝑏𝑚

𝑔𝑎𝑙(800 − 780,95𝑏𝑏𝑙)

42 𝑔𝑎𝑙

𝑏𝑏𝑙= 28003.5 𝑙𝑏𝑚

Finalmente la masa de barita que se debe utilizar en la

preparación del fluido de perforación de 14.5 lbm/gal

es de 28003.5 lbm.

7. Resumen Artículo:

Se evaluaron las propiedades de filtración de fluidos a

través de medios porosos no consolidados, se llevaron

a cabo estudios en varias propiedades del fluido para

tener un buen control del fluido y una buena estabilidad

de pozo. Se tomó en cuenta que la invasión de los

fluidos es muy importante en las zonas productoras, ya

que esta determina la productividad del pozo. El

Filtrado y la invasión de solidos pueden causar un daño

irreversible a la formación, y reducir la permeabilidad

de forma que la productividad disminuye.

Se implementaron ácidos solidos solubles que no

generan daño a la formación y usualmente se añaden a

fluidos de perforación para minimizar el efecto de la

filtración. También se utilizan polímeros específicos

para reducir la invasión que se da por química cuando

hay contacto con la superficie.

El experimento se realizó en dos formaciones

diferentes, con sólidos que poseían una distribución de

tamaño de partículas y concentraciones diferentes

entre medios porosos poco consolidados donde se

agregaron diferentes fórmulas de bases poliméricas

que exhiben las diferentes propiedades reologicas y

esfuerzo de cizalla. Se utilizó la misma técnica y

procedimiento para cada tipo de solución donde se

observó la filtración de este fluido en el medio poroso;

además de esto se identificó el impacto de los

diferentes tamaños, formas, distribución y origen de las

partículas.

Aquí se observó y medio la zona que fue invadida por el

fluido, y se logró evaluar la efectividad de los diferentes

tipos de materiales que se agregaron a los fluidos de

perforación.

Los resultados de esta prueba son material de apoyo

para el desarrollo de modelos de filtración para cálculos

de tasa de filtración y observar la penetración en la

formación para comportamientos reologicos no

newtonianos.

Se realizaron experimentos mediante la filtración

estática en medios porosos poco consolidados para

evaluar la profundidad de invasión y la formación de

revoque interno y externo. Todo se analizó mediante

observaciones y programas de tomografía.

Se experimentó con los efectos de sólidos en filtración. Los aditivos trabajando juntos como un material de taponamiento para controlar la pérdida de fluidos y minimizar la invasión hacia la formación. Por esto es de gran importancia los tipos de materiales y concentraciones que se deben mezclar para crear un revoque de baja permeabilidad y para disminuir daños a la formación. Se tomó en la prueba dos tipos de materiales granulares que se utilizaron en medios porosos (primero una mezcla de diferentes arenas en un medio poco consolidado y bauxita sintética, que se analizaron en medios porosos húmedos y secos) estos materiales se agregaron a cilindros transparentes para su análisis en donde se formó el medio poroso; esta prueba se hizo a temperatura ambiente y una presión de 100 psi.

Medio poroso poco consolidado (fluido saturado con carbonato de calcio): Se empleó varias pruebas de filtración API a dos tipos de base de fluidos formulados: Uno saturado con carbonato de calcio y otro de composición de agua fresca. Se concluyó que a cambiar el porcentaje de sólidos para ambas bases no se generó un cambio notable en la filtración API. En la prueba con Carbonato de Calcio:

Granulares: Los resultados del revoque y la profundidad de penetración sugiere que la relación entre el promedio del diámetro de los poros y el tamaño de partículas es un factor

muy importante para el control de deposición de sólidos.

Laminados: Se generó un cambio notable en la filtración y la formación de revoque para los diferentes tamaños de láminas (fine,médium,coarse).

Aquí vemos que en la prueba con carbonato de calcio,

la comparación de profundidad de invasión en la

formación se puede concluir que en una concentración

de solidos iguales, con partículas finas se demora más

en formarse el revoque; este atrasa la formación del

revoque externo y hace que la penetración del fluido

sea más fácil y sea más profunda; el efecto en medios

porosos húmedos y secos es el mismo.

Bauxita sintética (formulación de fluido a base de agua fresca): Se pudo concluir, por medio de los experimentos y datos recogidos, la importancia del tamaño y la forma de las partículas; estas son de gran importancia para el comportamiento de filtración en los diferentes fluidos. No se pudo concluir una relación directa con la concentración de sólidos y la profundidad de invasión de cada fluido. Los sólidos utilizados en esta prueba fueron 9

carbonatos de calcio, una muestra de fibra orgánica y 3

muestras de fibra celulosa.

Después de analizar los efectos de las diferentes

mezclas de fluidos que se utilizaron en la prueba,

concluimos que los materiales granulados, de fibra

laminares, actúan de manera distinta en medios

porosos poco consolidados con alta permeabilidad; con

esto se confirma la importancia de los efectos de la

forma de las partículas en los mecanismos de filtración;

también se ve que un aumento en la concentración de

solidos no afecta la filtración de sólidos y fluidos al

medio.

El tamaño de partículas y su geometría son los factores

principales en la invasión a la formación por el fluido.

Referencias Bibliográficas (5)

1. Bourgoyne, Adam M. Drilling Fluids. Applied Drilling

Enginnering. Richardson, Texas : Society of Petroleum

Enginnering, 1986, págs. 41-84.

2. American Petroleum Institute. Recommended

Practice for Field Testing Water-based Drilling Fluids.

[En línea] 2009.

http://www.techstreet.com/products/preview/16135

45.

3. Schlumberger Limited. Oilfield Glossary. [En línea]

2014. [Citado el: 20 de Marzo de 2014.]

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Disciplines/Dr

illing-Fluids.aspx.

4. Equipo de curso Perforación II: Universidad Nacional

de Colombia, Sede Medellín. Manual de Prácticas de

Fluidos de Perforación. [En línea] 8 de Agosto de 2012.

[Citado el: 25 de Marzo de 2014.]

https://docs.google.com/a/unal.edu.co/viewer?a=v&p

id=sites&srcid=ZGVmYXVsdGRvbWFpbnxwZXJmb3JhY2

lvbjJ1bmFsfGd4OjM3MDNhYzlkMWFkMjEzNzg.

5. Aristizabal, Diego. Physics Sensor. Medellin :

Universidad Nacional.