República Bolivariana de Venezuela

Instituto Universitario Politécnico “Santiago Marinó”

Extensión Maturín

Cátedra: Ingeniería Química

Descripción del efecto de la adición del compuesto

DRILL-TREAT como humectante en los fluidos de

perforación en el taladro WDI-777, Ubicación en la

localidad de Medina, pozo J-503, Municipio Maturín-

Edo Monagas.

Profesora: Integrantes:

Ing. Ingrid Brito Cabeza Leidi, C.I: 19.037.810

Díaz Jesús, C.I: 24.123.526

Martínez Richard, C.I: 18.174.148

Maturín, Julio 2014

Índice General

Pág.

Introducción 3

Planteamiento del Problema 4

Objetivo General 4

Objetivos Específicos 4

Justificación del Problema 5

Bases Teóricas 5

Fluidos de Perforación 5

Propiedades de los Fluidos de Perforación 6

Funciones de los Fluidos de Perforación 8

Reologia de los Fluidos de Perforación 10

Componentes de los Fluidos de Perforación 12

Aditivos químicos de los Fluidos de Perforación 12

Composición química del compuesto Dril-Treat 13

Que efecto tiene el compuesto Dril-Treat 13

Proceso de Estudio 20

Prueba Piloto 20

Como utilizar el humectante Dril-Treat 22

Conclusiones 23

Bibliografía 24

Anexos 25

Introducción

El petróleo, es el energético más importante en la historia de la humanidad, un

recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que

se consume en el mundo, es transformado por empresas especiales como Weatherfod

Latín América, S.A, una de las corporaciones de servicios petroleros más grandes e

importantes del mundo, se dedica a la explotación, producción, refinación, mercado y

transporte del mismo en Venezuela.

Los pozos petroleros son las fuentes primordiales del hidrocarburo, para tenerlo

en superficie y en uso se necesita de la perforación; la cual consta de taladrar el

subsuelo donde está ubicado el yacimiento hasta llegar a la arena productora. Los

fluidos de perforación han estado sometidos a continuos estudios para su mejoramiento

ante diferentes condiciones en las cuales se haya empleado, y así, obtener un óptimo

desempeño en formaciones que presenten altas presiones y elevadas temperaturas, y

ante la presencia de agentes contaminantes.

Los agentes humectantes forman parte de los aditivos que constituyen los fluidos

de perforación aplicados en el proceso de exploración petrolera, ayudando en el

transporte de ripios, acondicionando el área de perforación y minimizando los riesgos

de operación originados por las condiciones de presión y temperatura.

Esta investigación describirá los efectos de la adición del compuesto Dril-Treat

como humectante en los fluidos de la perforación en el taladro PDI-777, ubicado en la

locación dlj-496x-pozo J-503, en la comunidad de Potrerito municipio Maturín – Edo

Monagas.

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Planteamiento del problema

Durante la labor de perforación, existen numerosas actividades que se

desempeñan en conjunto para llevar a cabo el objetivo deseado. Uno de los trabajos es

seleccionar el fluido de perforación a utilizar durante el desarrollo de la misma, al

realizar esta labor son varios los fluidos usados, estos varían según las características

que presentan cada una de las formaciones que van hacer perforadas y a las diversas

condiciones que tiene que soportar el lodo, tales como las diferentes presiones y

temperaturas que se encuentran en el pozo a medida que se avanza en profundidad.

Este trabajo de investigación, describirá el efecto de la adición del compuesto

Dril-Treat como humectante en los fluidos de perforación en el taladro WDI-777,

Ubicación en la localidad de Potrerito, pozo J-501, Municipio Maturín-Edo Monagas,

sobre la base de la problemática mencionada se procederá, por medio de una prueba

piloto, como introducir cambios sustanciales en el fluido mediante la evaluación del

compuesto Dril Treat a diferentes concentraciones, cuya finalidad será comprobar la

concentración óptima en el fluido de perforación.

Objetivo general

Describir el efecto de la adición del compuesto DRILL-TREAT como humectante

en los fluidos de perforación en el taladro WDI-777, Ubicación en la localidad de

Potrerito, pozo J-501, Municipio Maturín-Edo Monagas.

Objetivos específicos

Revisión bibliográfica y documental del proceso de humectación en los fluidos

de perforación.

Verificación por observación directa del proceso de humectación en los fluidos

de perforación con el compuesto Dril-Treat.

Descripción del proceso de humectación con la adición del compuesto Dril-Treat

en los fluidos de perforación.

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Justificación de la Investigación

El uso de fluidos de perforación en la industria petrolera ha sido vital a lo largo de

la evolución de la perforación de pozos para la extracción de hidrocarburos. En este

sentido, lograr una mejor eficiencia en cuanto a la estabilización del hoyo y lubricación

de la mecha, generan mayor velocidad de penetración con mínimos daños a las

formaciones y buscan minimizar los problemas que interfieran en el proceso de

perforación, entre otros problemas operacionales que representan el día a día en la

perforación de pozos.

La importancia de esta investigación radica en describir el efecto de la adición del

compuesto Dril-Treat como humectante en los fluidos de perforación en el taladro WDI-

777, a fin de verificar mediante observación directa el proceso de humectación de los

sólidos en las operaciones de perforación.

Bases teóricas

Fluido de perforación

Según, Aguilar, M (2008), un fluido de perforación, es una mezcla de un solvente

(base) con aditivos o productos, que cumplen funciones físico-químicas específicas, de

acuerdo a las necesidades operativas de una formación a perforar. En el lenguaje de

campo, también es llamado Barro o Lodo de Perforación, según la terminología más

común en el lugar.

Los fluidos de perforación se componen de dos fases: líquida y sólida. Dentro de

la fase líquida se encuentra el fluido base agua, la cual puede ser dulce o salada, ya sea

saturada o parcialmente saturada y el fluido base aceite, el cual se subdivide en 100%

aceite, si la fase continua es menor a 5% de agua, o una emulsión inversa, si la fase

continua es mayor a 5% de agua. Dentro de la fase sólida se encuentran, los sólidos

inertes deseables, los cuales son agentes densificantes que se mantienen en suspensión y

no reaccionan con el fluido y los indeseables, que son sólidos perforados que se

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incorporan al fluido y no reaccionan con el mismo. También en la fase sólida, se

encuentran los reactivos, en donde se pueden hallar las arcillas comerciales y sólidos

hidratables perforados.

Propiedades de los fluidos de perforación

Las propiedades del fluido a mantener durante la perforación del pozo son:

Densidad: es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en

sitio los fluidos de las formaciones. La densidad se expresa por lo general en

lbs/gal, y es uno de los dos factores, de los cuales depende la presión hidrostática

ejercida por la columna de fluido. Durante la perforación de un pozo se trata de

mantener una presión hidrostática ligeramente mayor a la presión de la formación,

para evitar en lo posible una arremetida, lo cual dependerá de las características de

la formación.

Viscosidad API: es determinada con el Embudo de Marsh, y sirve para comparar

la fluidez de un líquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede

cierta importancia práctica aunque carece de base científica, y el único beneficio

que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formación en el espacio

anular, cuando el flujo es laminar. Por esta razón, generalmente no se toma en

consideración para el análisis riguroso de la tixotropía del fluido. Es

recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad embudo

más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de

gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado exhibe alta

viscosidad embudo.

Viscosidad plástica: es la viscosidad que resulta de la fricción entre sólidos,

sólidos y líquidos y, líquidos y líquidos. Esta viscosidad depende de la

concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes en el fluido, y se controla

con equipos mecánicos de control de sólidos. Este control es indispensable para

mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para obtener altas tasas de

penetración (ROP). Una baja viscosidad plástica aunada a un alto punto cedente

permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración.

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Punto cedente: es una medida de las fuerzas de atracción entre las partículas,

bajo condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido

una vez que entra en movimiento. El punto cedente está relacionado con la

capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas, y generalmente sufre

incremento por la acción de contaminantes solubles como el carbonato, calcio, y

por sólidos reactivos de formación. Un fluido floculado exhibe altos valores de

punto cedente, esto se controla de acuerdo al causante que lo origina. Se usan

adelgazantes químicos cuando es causada por excesos de sólidos arcillosos y agua

cuando el fluido se deshidrata por altas temperaturas.

Resistencia o fuerza de gel: es una medida de la atracción física y electroquímica

bajo condiciones estáticas, relacionada con la capacidad de suspensión del fluido

y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la

origina el mismo tipo de sólido (reactivo). Las mediciones comunes de esta

propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero pueden ser

medidas para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta fuerza debe ser lo

suficientemente baja para:

Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie,

principalmente en la trampa de arena.

Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de

circulación.

Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería.

Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido, para facilitar el

funcionamiento del desgasificador.

Filtrado AP-AT (alta presión-alta temperatura): el filtrado indica la cantidad

de líquido relativa que se filtra a través del revoque hacia las formaciones

permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial, esta propiedad

es afectada por la presión, la temperatura, el tiempo y la dispersión de las

partículas suspendidas en l fluido. El filtrado se mide en condiciones estáticas, a

baja temperatura y presión para fluidos base agua y alta presión (AP) y alta

temperatura (A) para fluidos base aceite. Su control depende del tipo de

formación. En formaciones permeables no productoras se controla desarrollando

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un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene una alta concentración y

dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos del control de

filtración. Por ello, es práctica efectiva usar bentonita pre- hidratada para controlar

el filtrado API.

Contenido de sólidos y líquidos: se determina con una prueba de retorta. Los

resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el

porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad específica.

Funciones de los fluidos de perforación

Los fluidos de perforación cumplen múltiples funciones, la prioridad de las

mismas radica en la condición que presenta el ambiente de perforación, siendo la

limpieza y control del pozo, las de mayor relevancia.

Las principales funciones de los fluidos de perforación son:

Retirar los recortes del pozo: los recortes de perforación deben ser retirados del

pozo a medida que son generados por la barrena. A este fin, se hace circular un

fluido de perforación dentro de la columna de perforación y a través de la barrena,

el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, subiendo por el

espacio anular.

Controlar las presiones de la formación: con la finalidad de impedir que los

fluidos formación fluyan y que los fluidos de formación presurizados causen un

reventón, se aumenta la densidad del fluido de perforación agregando barita para

equilibrar las presiones y mantener la estabilidad en el agujero.

Suspender y descargar los recortes: para lograr un control de sólidos eficaz, los

sólidos de perforación deben ser extraídos del fluido de perforación durante la

primera circulación proveniente del pozo. Al ser circulados de nuevo, los recortes

se descomponen en partículas más pequeñas que son más difíciles de retirar. Un

simple método para confirmar la remoción de sólidos de perforación consiste en

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comparar el porcentaje de arena en el fluido en la línea de flujo y en el tanque de

succión.

Obturar las formaciones permeables: los sistemas de fluidos de perforación

deben estar diseñados para depositar sobre la formación un delgado revoque de

baja permeabilidad con la finalidad de limitar la invasión de filtrado. Esto mejora

la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforación y producción.

Mantener la estabilidad del hoyo: la mejor estabilidad del pozo se obtiene

cuando este mantiene su forma cilíndrica y tamaño original. El ensanchamiento

del pozo produce una multitud de problemas, incluyendo bajas velocidades

anulares, falta de limpieza del pozo, mayor carga de sólidos, evaluación deficiente

de la formación, mayores costos de cementación y cementación inadecuada.

Minimizar los daños al yacimiento: la posibilidad de daños a la formación

puede ser determinada a partir de los datos de pozos de referencia y del análisis de

los núcleos de la formación para determinar la permeabilidad de retorno. Fluidos

de perforación diseñados para minimizar un problema en particular, fluidos de

perforación del yacimiento diseñados especialmente, o fluidos de rehabilitación y

completación pueden ser usados para minimizar los daños a la formación.

Transmitir energía hidráulica a las herramientas y a la mecha: la energía

hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración (ROP),

mejorando la remoción de recortes en la barrena. Esta energía también alimenta

los motores de fondoque hacen girar la barrena y las herramientas de medición al

perforar (MWD) y de registro al perforar (LWD).

Asegurar una evaluación adecuada de la formación: la evaluación correcta de

la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación,

especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades físicas y

químicas del fluido afectan la evaluación de la formación y las condiciones físicas

y químicas del agujero después de la perforación también afectan la evaluación de

la formación.

Controlar la corrosión: un fluido de perforación debe mantener la corrosión a un

nivel aceptable. Gases disueltos como dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno,

oxigeno, pueden causar graves problemas de corrosión, por lo tanto se deben usar

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inhibidores químicos y secuestradores, que utilizados adecuadamente se puede

mantener un nivel de corrosión aceptable.

Facilitar la cementación y la completación: el fluido de perforación de producir

un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y

cementada eficazmente y que no dificulte las operaciones de cementación.

Cada una de las funciones anteriores está sujeta a variación, dependiendo del

equipo de perforación y las condiciones en el interior de la mecha utilizada, por

ejemplo: temperatura, presión y el tipo de formación geológica a perforar.

Reología de los fluidos de perforación

La reología es el estudio de la manera en que la materia se deforma y fluye. Se

trata de una disciplina que analiza principalmente la relación entre el esfuerzo de corte y

la velocidad de corte, y el impacto que estos tienen sobre las características de flujo

dentro de materiales tubulares y espacios anulares. Las propiedades reológicas son

monitoreadas para facilitar la optimización del proceso de perforación. Estas

propiedades físicas contribuyen a varios aspectos importantes para la perforación

exitosa de un pozo, incluyendo:

Proporcionar el control de las presiones para impedir el influjo de los fluidos de

las formaciones.

Transmitir energía a la barrena para maximizar la velocidad de penetración

(ROP).

Suspender los recortes y el material densifcante durante los períodos estáticos.

Permitir la separación de los sólidos perforados y el gas en la superficie.

Extraer recortes del pozo.

Componentes de los fluidos de perforación

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Según, Sánchez, C. (2010): el fluido de perforación está constituido por una

serie de compuestos, tales como:

Densificantes: Se utilizan para controlar la presión de los fluidos de la formación

previniendo reventones. La característica de importancia de los materiales

densificantes es su gravedad específica, debido a que a una mayor gravedad

específica se tiene una menor concentración de sólidos en el lodo. Ejemplo: barita,

hematita, carbonato de calcio.

Viscosificantes: Son aditivos que se utilizan para aumentar la viscosidad de los

fluidos de perforación para mejorar el rendimiento en el fluido y así mantener

limpio el pozo sacando los ripios de la perforación. Ejemplo: bentonita, xanthan

gum, bentonitas modificadas, atapulgita, sepiolota, polímeros extendedores.

Dispersantes y defloculantes: Aditivos utilizados para evitar la formación de

láminas o paquetes más gruesos de las partículas, que puede generar una

disminución de la viscosidad, gelificación y filtrado. Ejemplo: lignosulfanato de

cromo, lignosulfanato libre de cromo, lignito, lignito de cromo, lignito caustizado

potásico, ploacrilatos.

Controladores de filtrado: Aditivos utilizados para controlar la pérdida relativa

del fluido a través de membranas o formaciones permeables cuando el fluido de

perforación está sometido a una presión diferencial, una pérdida de viscosidad o

deficiencia en la torta: Ejemplo: resinas, resinas modificadas, celulosa,

polianiónica, poliacrilatos, carboxi metil celulosa CMC, almidones.

Controladores de alcalinidad y pH: Aditivos utilizados para aumentar o

disminuir la alcalinidad del fluido de perforación alterada por el uso de

viscosificantes, densificantes o materiales que aumentan la gelatinosidad del lodo.

Generalmente, los fluidos de control que se manejan en los pozos, deberán

mantenerse en ciertos grados de alcalinidad (pH 8 a 9.5).

Materiales para pérdida de circulación: Aditivos utilizados para disminuir la

porosidad y la permeabilidad de la formación, además modificar la composición

de las arcillas presentes en la arena. Representa el problema más común y costoso

durante la perforación y/o cementación.

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Inhibidores de corrosión: Cualquier agente que al ser agregado a un

sistema, previene una reacción química o corrosión causada por sulfuro de

hidrógeno, dióxido de carbono, oxígeno, agua salada, etc. Los inhibidores

comunes agregados a los fluidos de perforación son las aminas formadoras de

película, los secuestrantes de oxígeno, los inhibidores pasivantes y los productos

químicos amortiguadores de pH.

Lubricantes o reductores de fricción: Son materiales que se usan con el

propósito de reducir los arrastres de torque en las operaciones de perforación,

estos productos además se incorporan al revoque o cubren las superficies

metálicas con una película protectora, esta modificación reduce de una manera

efectiva la fricción entra la sarta y la pared del hoyo. Su función es la de reducir la

fricción. Está constituido por materiales como: aceites minerales o vegetales,

surfactantes, grafito, asfalto, polímeros, alcoholes, gilsonita, etc.

Controladores reológicos: El control primario de la reología se logra mediante la

concentración del viscosificante primario que se utiliza en el sistema. Sin

embargo, cuando no se puede lograr el control efectivo de la reología mediante el

uso de los productos se deben utilizar materiales denominados adelgazantes,

dispersantes o desfloculantes; los cuales por definición van a causar un cambio en

la interacción físico química de los sólidos del sistema y las sales disueltas.

Aditivos Químicos para los Fluidos de Perforación

En la formulación de los fluidos base agua o aceite se usan aditivos químicos en

diferentes concentraciones para cumplir funciones específicas, establecidas en los

programas de perforación.

Los agentes humectantes son un tenso activo que reduce la tensión interfacial y

el ángulo de contacto entre un fluido y un sólido. Su función es evitar la floculación de

partículas sólidas dispersas manteniéndolos humedecidos proporcionándole una

afinidad con la fase continua y evitando la sedimentación del material densificante.

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Composición Química del Compuesto Dril-Treat

Es un producto químico de la familia de los Lipidos, su aplicación es que moja

con aceite.

No posee sustancias peligrosas, el numero del CAS es Mixture, el porcentaje (%)

es de 60-100%, el valor umbral limite (ACGIH) no aplica, y el limite de exposición

permisible (OSHA) no aplica.

Los riesgos en caso de inhalación en condiciones normales no se necesitan de

primeros auxilios, por contacto con la piel se debe lavar con agua y jabón, por contacto

con los ojos lave de inmediato los ojos con un chorro de agua abundante durante al

menos 25 minutos y procure atención medica si la irritación persiste, si lo ingiere en

condiciones normales no se necesitan procedimientos de primeros auxilios.

Es un producto de los servicios de linea de Halliburton Energy Services, Inc.

Qué efecto Tiene el Compuesto Dril-Treat en los Fluidos de Perforación

En la etapa de perforación básicamente se tritura la roca a grandes

profundidades; una vez que se inicia ésta, se empiezan a generar desechos

contaminantes, siendo los más importantes los cortes y fluidos de perforación, los cuales

están compuestos de una mezcla heterogénea de rocas, el compuesto Dril-treat su

función es lubricar los sólidos, es decir los baña en aceite con el fin de que estos no se

puedan mezclar unos con otros, esto debido a que a medida que se va perforando van

saliendo nuevas rocas que se adhieren al lodo de perforación, haciendo en este que

aumente su viscosidad plástica y por ende necesite humectarse para que las operaciones

y los equipos no se vean afectadas.

Proceso de Estudio

Prueba Piloto

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Los procedimientos utilizados para la realizar las pruebas a los fluidos de

perforación, están basados en los métodos estándar recomendados por el Instituto

Americano del Petróleo (API)

Densidad del fluido (peso del fluido)

El equipo requerido para la realización de esta prueba es la balanza de fluido que

consiste en una base de soporte, un recipiente con cubierta, un brazo graduado con

caballete móvil, y un punto de apoyo con una burbuja de nivel.

Procedimiento:

a. Para comenzar el ensayo se debe proceder a nivelar la balanza, colocando el

estuche que contiene esta sobre una superficie plana y al nivel, además se debe asegurar

que la balanza este limpia y seca.

b. Tomar una muestra de fluido y retirar la mayor cantidad posible de aire

entrampado (burbujas). Tomar la temperatura de la muestra de fluido.

c. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con el fluido a probar.

d. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada, asegurándose

que parte del fluido sea expulsado a través del agujero de la tapa, lo que indicara que el

recipiente está lleno; se debe asegurar que todas las burbujas de aire se escapan al llenar

el recipiente.

e. Limpiar el fluido que se encuentra derramado fuera del vaso y en el brazo de la

balanza.

f. Colocar el brazo de la balanza sobre la base, con el cuchillo descansando sobre

el punto de apoyo.

g. Desplazar el caballete hasta que el nivel de burbuja de aire indique que el brazo

graduado está nivelado.

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h. En el borde del caballete más cercano al vaso, leer la densidad o el peso del

fluido en cualquiera de las dos escalas impresas en el brazo de la balanza.

i. Una vez finalizada la prueba se descarta el fluido, se limpia y seca debidamente

la balanza para evitar la corrosión.

Reología (viscosidad aparente, viscosidad plástica, punto cedente y geles)

Para la determinación de la reología de un fluido se requiere un viscosímetro

rotacional de lectura directa, una taza térmica y un termómetro.

Procedimiento:

a. Recoger una muestra de fluido.

b. Colocar la muestra recién agitada dentro de la taza de calentamiento y ajustar la

superficie del fluido al nivel de la línea trazada en la manga del rotor.

c. Calentar o enfriar la muestra hasta120ºF (49ºC) para fluidos Base Agua o 150°F

para fluidos Base Aceite. Se rota la perilla de velocidades para agitar lentamente

mientras se ajusta la temperatura.

d. Se deberá girar la perilla del viscosímetro a 600 rpm hasta obtener un valor

constante, registrar la lectura del dial como L600.

e. Ajustar la perilla a la velocidad de 300 rpm. Esperar hasta una lectura estable, y

registrar el valor indicado como L300.

f. Realizar el mismo procedimiento para las lecturas de 200, 100 6 y 3 rpm.

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f. Para tomar las lecturas de los geles se debe girar la perilla del viscosímetro a

600rpm durante 15 segundos aproximadamente, parar 10 segundos, luego girar la perilla

a 3rpm y registrar la máxima lectura del dial la cual equivale a la resistencia de gel a los

10 segundos.

g. Girar nuevamente a perilla a 600 rpm durante 10 a 15 segundos, parar y dejar

reposar la muestra por 10 minutos y volver a girar la perilla a 3 rpm, tomar la máxima

lectura obtenida en el dial y registrarla como los geles a los 10 minutos.

h. Para los geles a 30 minutos se procede de la misma manera pero la muestra se

deja reposar por 30 minutos.

I. Para realizar los cálculos concernientes a esta prueba se utilizan las siguientes

ecuaciones:

Viscosidad Aparente (Va) en cps. Va=L600/2

Viscosidad Plástica (Vp) en cps. Vp=L600-L300

Punto Cedente (Pc) en lbs/100pie2 Pc= L300 -Vp

Contenido Agua, aceite y sólidos.

Se usa una retorta de fluido con capacidad de calefacción en el “horno” para

determinar la cantidad de líquidos y sólidos contenidos en un fluido de perforación

además de espátula, lana de acero fina, grasa o lubricante para altas temperaturas,

cilindro graduado de 10ml y un perforador natural.

Básicamente la muestra es calentada hasta que los componentes líquidos se

vaporicen. Los vapores pasan a través de un condensador y se recogen en un cilindro

graduado en porcentajes. El volumen de líquido, aceite y agua se mide directamente en

porcentajes. Los sólidos suspendidos y disueltos son determinados restando de 100% o

leyendo el espacio vacío en la parte superior del cilindro.

Procedimiento:

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a. Asegurarse primeramente que el equipo esté totalmente limpio.

b. Recoger una muestra de fluido.

c. Llenar la cámara de expansión superior con lana de acero (previene la

ebullición sobre los sólidos dentro del vaso de muestra y evitar la pérdida de vapores

durante el filtrado) y lubricar la rosca de la tapa superior de la muestra y condensador

con una pequeña porción de lubricante HT (facilita el desarmado del equipo).

d. Llenar el vaso de muestra con el fluido a probar casi hasta el nivel máximo. Se

debe golpear suavemente los costados de la taza para expulsar cualquier cantidad de aire

presente en el fluido.

e. Colocar la tapa del vaso de muestra girando firmemente y escurriendo el exceso

de fluido para obtener el volumen exacto. Limpiar el fluido derramado sobre la tapa y

las roscas.

f. Ajustar la taza de la muestra en la cámara superior de la retorta, colocar la

retorta en el bloque aislador y el cilindro graduado debajo del drenaje del condensador.

g. Conectar la retorta y calentar la muestra hasta que deje de pasar liquido a través

del tubo de drenaje o hasta que apague la luz piloto de las unidades controladas

termostáticamente.

h. Leer el porcentaje de agua, aceite y sólidos directamente en el cilindro

graduado. (Una o dos gotas de solución ayudará a definir el contacto aceite-agua,

después de leer el porcentaje de sólidos.). Al final de la prueba, enfriar completamente,

limpiar y secar el montaje de retorta.

Filtrado API (Fluidos Base Agua)

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La propiedad de filtración o formación de paredes de un fluido es determinada con

un filtro prensa. La prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se fuerza un

fluido a través del papel filtro bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión

especificadas, después de la prueba se mide el espesor del revoque sólido que se ha

asentado y la cantidad de filtrado recolectado.

La prueba de filtrado API es realizada a la temperatura superficial y a presión de

100 psi, los resultados se registran como número de mililitros perdidos en 30 minutos.

Procedimiento

a. Recoger una muestra de fluido

b. Retirar la tapa de la parte inferior de la celda limpiarla, secarla y armar dicha

celda con el papel de filtro y las gomas en su lugar. Cualquier daño mecánico o mal

posicionamiento de las gomas podría perjudicar la hermeticidad de la celda.

c. Llenar la celda con fluido hasta 1 pulgada (2,54 cm) de la parte superior.

d. Meter la celda dentro del marco de la prensa, colocar y ajustar la tapa sobre la

celda.

e. Colocar un cilindro graduado apropiado debajo del orificio de descarga para

recibir el filtrado.

f. Cerrar la válvula de alivio y ajustar el regulador de la válvula de entrada de tal

manera que sea aplicada una presión de 100 ±5 psi.

g. La prueba de API dura normalmente 30 minutos Manteniendo la presión

durante el tiempo de duración de la prueba. Al término de la prueba, cerrar la válvula.

Después de desconectar la fuente de presión, la presión se purgará automáticamente.

Luego se desmontar la celda.

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Filtrado Alta Presión – Alta Temperatura (fluidos base aceite)

La prueba estándar de filtrado ATAP se realiza a una temperatura de 300ºF

(148ºC) y una presión diferencial de 500 psi.

Disponer de: Camisa de calentamiento HP/HT, celda de calentamiento con sus

tornillos y orings, dos pines, dos pasadores de seguridad, papel filtro, termómetro, llave

Allen, llave ajustable, manómetros de alta y baja presión, bombonas de CO2,

cronómetro de 30 minutos, teflón y cilindro graduado.

Procedimiento

a. Recoger una muestra del fluido. Pre-calentar la camisa de calentamiento a una

temperatura de 300 +/- °F.

b. Llenar la celda de calentamiento dejando vacía ¼ de su capacidad. Colocar el

pin de la parte de abajo de la celda de calentamiento.

c. Colocar el papel de filtro en la celda y después la cubierta.

d. Tapar y ajustar todos los tornillos en forma de cruz y luego apretar en forma

circular.

e. Colocar el pin de arriba de la celda y proceder a introducir la camisa de

calentamiento con los tornillos hacia abajo.

f. Hacer girar la celda hasta que calce en la camisa de calentamiento Colocar

el termómetro en el receptáculo.

g. Conectar las unidades de presión en los pines superior e inferior, asegurando

con los pasadores.

h. Aplicar una presión de 200 psi a la válvula superior y 100 psi a la válvula

inferior con ambas válvulas cerradas. Abrir la válvula superior y aplicar la presión de

200 psi hasta alcanzar la temperatura de 300 ºF.

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i. Al alcanzar la temperatura deseada de 300° F aumentar la presión de la unidad

superior hasta 600 psi.

j. Abrir la válvula inferior manteniendo 100 psi para crear un diferencial de

presión de 500 psi. Durante el transcurso de la prueba, si la presión aumenta por encima

de 100 psi, sacar filtrado abriendo la válvula inferior de descarga. Filtrar durante 30

min.

k. Registrar el volumen de filtrado. Este valor se multiplica por dos y se reportará

como el volumen total de filtrado.

l. Sacar el cilindro de la celda de calentamiento para enfriarse.

m. Despresurizar la camisa de calentamiento abriendo y cerrando los pines poco a

poco. Esperar que se descargue la presión, repitiendo esta operación hasta que el filtro

prensa esté totalmente despresurizado.

n. Abrir cuidadosamente la camisa de calentamiento aflojando los tornillos. Si el

último tornillo es difícil de aflojar, indica que aún la celda tiene presión, razón por la

cual se deben apretar nuevamente los tornillos y despresurizar totalmente.

o. Una vez abierto el cilindro, retirar el papel filtro el cual se lavará

cuidadosamente para luego medir el revoque formado.

p. Limpiar el equipo y revisar los pines y oring’s para la próxima prueba.

Como Utilizar el Humectante Dril-Treat

Se realiza una prueba piloto en el laboratorio con diferentes libras por barril del

producto, tomando una muestra de lodo cada 2 o tres horas y se le aplica a diferentes

concentraciones el compuesto hasta conseguir la cantidad óptima requerida.

Ejemplo:

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Se aplica en compuesto en estas concentraciones 0,25 Lpb; 0,50 Lpb; 0,75 Lpb, 1 Lpb,

y supongamos que se consiguió lo requerido a 0,75 Lpb.

Una vez contabilizado el volumen de barriles que está circulando en el sistema, se

realiza la siguientes conversiones, si por ejemplo tenemos 1700 Bls circulando.

Se multiplica esa cantidad por las libras conseguidas.

1700 x 0,75 = 1275 Lbs de humectante.

Un tambor de Dril-Treat pesa 458 Lbs, si el lodo requiere que 1275 Lbs de humectante,

este se dibide entre 458 dando como resultado 2,78 Tambores, y como no se puede dejar

un tambor con compuesto destapado, se le aplican los 3 tambores.

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Conclusiones

Los fluidos de perforación se utilizan para hacer circular los recortes que se

hacen en la perforación fuera del pozo, estos están sometidos a continuos estudios para

su mejoramiento ante diferentes condiciones y así, obtener un óptimo desempeño en

formaciones que presenten altas presiones y elevadas temperaturas, y ante la presencia

de agentes contaminantes.

El proceso de humectacion de los solidos proporciona una mejor lubricacion de

los fluidos de perforacion, y a su vez ayuda a que los equipos (bombas) trabajen con la

menor presion posible para mover el lodo.

Cada 2 o 3 horas se debe realizar una prueba piloto, para determinar si el lodo

circulante esta en las condiciones optimas para las operaciones realizadas.

El mantener un lodo controlado con humectante se puede obtener un control de

la viscosidad plástica y mejorar la limpieza del lodo por lo equipos de control de

sólidos.

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Bibliografia

AGUILAR, M (2007). Evaluación del Comportamiento de Fluidos 100% Aceite

Utilizando Diferentes Modificadores reológicos. Trabajo de Grado. Universidad de

Oriente, Núcleo Monagas.

CIED. (2002). "Fluidos de perforación y control de sólidos", primera edición.

ESVENCA. (2010). Manual Básico de Fluidos de Perforación. Monagas-

Venezuela.

SÁNCHEZ, C. (2010). Composición de los fluidos de perforación. Caracas-

Venezuela.

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ANEXOS

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