Contaminacion de Lodos

 

 

FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

Título 

CONTAMINACION DE FLUIDOS DE PERFORACION Nombres y Apellidos Código de estudiantes  Eduardo Fernández Fernández 201315339 Carla Belén García Serrate 201312797 Luis Adolfo Menacho Haquin 201313485 Alejandra Nahir Paredes Trujillo 201314833 Celso Añez Flores 201500857 Pedro Beltrán Cruz 201311948 Luis Fernando Burgos Padilla 201315092 06/09/2017

Autor/es 

Fecha  Carrera Asignatura Grupo Docente Periodo Académico Subsede

Ingeniería gas y petróleo Fluidos de perforación B Marco Elías zeballos torres 5° semestre Santa cruz

Copyright © (AGREGAR AÑO) por po r (NOMBRES). Todos los derechos reservados.  

 

Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández. .

RESUMEN: en este trabajo de investigación de proporcionara en el capítulo 2 la suficiente información acerca de la contaminación de un lodo de perforación , las causas y efectos que produce cada contaminante debido a que cada sustancia que se agregue al solido es tomada como un contaminante que modificara laslos propiedades lodo, También enpor el capítulo 2 se verá métodos yreologicas solucionesdel a los posibles problemas ante una contaminación del lodo de perforación

Palabras clave: Bentonita Arcilloso Características reologicas Intercambio de iones

ASTRACT The composition and treatment of the drilling fluids of a water base depends on the Materials that areallonmaterial the market Drilling; almost can during be contaminated in either case. During Drilling a well, the sludge can be contaminated with fluids from the Training, modification of technical characteristics. Contaminants Any type of material (solid, liquid or gas) that has a detrimental effect on the Physical or chemical characteristics of a drilling fluid. The low reactive solids Density are the most common contaminants in all drilling fluids, these solids They consist of perforated solids that have been incorporated into the system or resulting from Excessive treatment with commercial clays. The following chemical contaminants are Most common of water based sludge: A) Contamination by anhydrite (CaSO4) or gypsum (CaSO4 • 2H2O).   B) Cement contamination (Ca (OH) 2 complex silicate). C) Contamination by salt (rock salt, preparation water, salt water, magnesium, calcium, Asignatura: Fluidos de perforación. Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández. Sodium Chloride and Irreducible Water). D) Contamination by acid gases, including carbon dioxide (CO2) and sulfur of Hydrogen (H2S). The first three types of pollution refer to chemical pollutants that They are directly related to ion exchange reactions with clays. For the Thus, the concentration of clay-type solids in a water-based sludge directly Related to the severity with which the chemical contaminant affects the properties of sludge

Keywords: Bentonite Clayey Rheological characteristics Ion exchange  exchange 

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández.

1  Contenido 1.  Introducción ..................................................................................................................... 6  2  Capítulo 1. Planteamiento del Problema .............................................................................. ...................................................... ........................ 7  2.1  Formulación del Problema............................................................................................ .................................................. .......................................... 7   2.2  Objetivos......................................................................................................... .................................................. ..................................................................... .............. 7  2.3  Justificación .................................................................................................................. 7  2.4  Planteamiento de hipótesis ........................................................................................... 7  3  Capítulo 2. Marco Teórico ................................................................................................... 8  3.1  Área de estudio/campo de investigación ...................................................................... 8  3.2  Clasificación de los tipos de fluidos ............................................................................. 8   3.2.1  Fluidos de perforación base agua .................................................. .......................................................................... ........................ 8  3.2.2  Fluidos de perforación base aceite ........................................................................ 9  3.2.3  Fluidos de perforación aireados ............................................................................ 9  3.2.4  Los aspectos a considerar parar la selección un fluido de perforación ............... 10  3.2.5  Programa de fluidos ............................................................................................ 11  3.3  Propiedades fundamentales de un fluido de perforación ............................................ 11  3.4 de contaminación de fluido de perforación .............................................. 14 3.5   Definición Tipos de contaminación de lodos de perforación ....................................................... 15   3.5.1  Contaminación por Anhidrita o Yeso.................................................................. 15  3.5.2  Contaminación por Cemento................................................ ............................................................................... ............................... 15  3.5.3  Contaminación por Sal ........................................................................................ 16  3.5.4  Contaminación por gases ácidos: ........................................................................ 17   3.5.5  Contaminación de lodo base aceite ..................................................................... 18   3.6  Control de solidos ....................................................................................................... 19  3.6.1  Zarandas .............................................................................................................. 19  3.6.2  Hidrociclones ...................................................................................................... 20  3.6.3  Bombas centrifugas ............................................................................................. 21  3.7  Método para la descontaminación de los fluidos de perforación ............................... 22   3.7.1  Fluidos base agua ................................................................................................ 22  3.7.2  Fluidos de perforación base aceite ..................................................................... ............................................... ...................... 24  4  Capítulo 3. Método ........................................................... .................................................. ......... ¡Error! Marcador no definido.  4.1  Tipo de Investigación ................................................. ¡Error! Marcador no definido.  4.2  Cronograma de actividades ........................................ ¡Error! Marcador no definido.  5  Conclusiones ................................................... ...................................................................... ................... ¡Error! Marcador no definido.  6  Referencias ............................................. ................................................................................................... ............................................................................ ...................... 26  7  Apéndice ............................................................................................................................ 27  7.1  Lista de figuras ........................................................................................................... 27 

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández. LISTAS DE FIGURAS FIGURA N°1…………………………………………………………………………….30 

(Ciclo de perforación) FIGURA N°2…………………………………………………………………………….31 

(Balanza medidor de densidad) FIGURA N°3…………………………………………………………………………….32 

(Sacos de baritina) FIGURA N°4…………………………………………………………………………….33 

(Sacos de bentonita) FIGURA N°5…………………………………………………………………………….33 

(Zaranda para control de solidos) FIGURA N°6…………………………………………………………………………….34 

(Hidrociclónes separador de partículas pequeñas) FIGURA N°7…………………………………………………………………………….34   (Bomba centrifuga transportadora de fluidos)

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández.

1.  Introducción -  ¿Por qué es importante el problema?

El temaprestar de la contaminación de los fluidos perforación es los temas al cual se le debe mucha importancia en tenerdeconocimiento enunos esta área. El debido uso y función importante que realiza un fluido de perforación esta dado a la alta precisión de preparado de fluido para lograr obtener las características deseadas y así de tal forma poder lograr obtener buenos resultados en la la perforación de pozos. Al realizar las tareas de perforación de pozos los fluidos de perforación tienden a contaminarse, es por eso que será necesario investigar la forma de prevenir las causas y solucionar en caso de contaminación del lodo aplicando distintos métodos de descontaminación y separación de mate materia ria que afectan al lodo, analizar cuál será el método necesario para dar solución. El ingeniero de lodo debe conocer cada una de las desventajas de los distintos lodos de  perforación y los cambios de sus propiedades pr opiedades que puedan pres presentar entar al ser contaminados por los distintos factores que afectan, -  ¿Cuáles son los vínculos con la teoría?

La relación que tiene tiene la contaminación de los fluidos de perforación es vinculada con la distinta clasificación de preparación de un fluido de perforación. Las desventajas que puedan presentar al ser contaminados y cambio en las propiedades físico-químicas que cada fluido de perforación presenta.

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2  2.1 

Capítulo 1. Planteamiento del Problema

Formulación del Problema

Cuál es el método necesario para descontaminación del fluido de perforación aplicado al tipo de contaminación (causa y efecto)

2.2 

Objetivos

Identificar la causa y efecto que pueda presentar un lodo contaminado y analizar el método necesario para dar solución a la contaminación

Objetivos específicos        

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Comprender los conceptos necesarios sobre contaminación de fluidos de perforación. Clasificar los tipos de contaminación de fluido de perforación. Identificar las causas y efectos que presentan los fluidos contaminados. Conocer los métodos de control de sólidos.

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  Implementar métodos para la descontaminación de los fluidos de perforación.

2.3 

Justificación

Este tema merece ser investigado por que unos de los problemas más comunes en la actividad de  perforación de pozos es la contaminación con taminación del fluido de perforación, Además que el lodo de perforación presenta ventajas en la perforación ya que ayuda a sostener la sarta de perforación y también ayuda a prevenir la corrosión en el sistema de tuberías. Al investigar sobre el tema se desarrollara el criterio como actuar en casos de que suceda imprevistamente una contaminación de lodo y aplicar el método necesario. Como ingeniero en lodos de perforación se debe conocer las ventajas y característica que pueda  presentar el lodo de perforación seleccionado. s eleccionado. Para llevar a cabo esta investigación se deberá entender las distintas causas y efectos, consultar con profesionales del área sobre experiencia en soluciones y prevención del problema de contaminación de lodo de perforación.

2.4 

Planteamiento de hipótesis

¿Cuál será la causa o materia que más efectos puedan presentar cuando el fluido de  perforación es contaminado? La contaminación de los fluidos de perforación es causada por efectos del tipo de fluido (preparación) o sucede a causa de tipo de material que se está perforando para llegar hasta el yacimiento localizado.

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3  Capítulo 2. Marco Teórico 3.1 

Área de estudio/campo de investigación

El área de estudio que está dirigido esta investigación es puntualmente a reconocer cuales son los factores que afectan en la contaminación de un lodo de perforación, antes de brindar solución al problema presentado mediante el método seleccionado que el ingeniero determine.

3.2 

Clasificación de los tipos de fluidos

Dentro de la clasificación de fluidos existen gran variedad de lodos de perforación, diferenciándose uno del otro por la característica que presentan y el objetivo a ser utilizado dentro de ellos se clasifican en tres ramas importante: líquidos, gaseosos y líquidos-gases.

3.2.1  Fluidos de perforación base agua Los líquidos base agua consisten en una mezcla de solidos líquidos y químicos, con agua formando una fase continua, siendo así los fluidos de perforación a base agua los más usados a nivel mundial , al cual se le adicionan arcillas, polímeros, defisificantes. Algunos solidos reaccionan con la fase agua y químicos disueltos de tal forma que son denominados solidos reactivos, la cual mayoría de ellos está compuesta por arcillas hidratables. Los químicos que son agregados al solido restringen la actividad de estos, permitiendo que ciertas propiedades de los fluidos de perforación pueda mantenerse dentro de los límites deseados. Los otros solidos que no suelen reaccionar con el agua y químicos de manera significativa al resultado esperado suelen ser llamados solidos inertes. Cualquier aceite que se agrega a un lodo base agua es emulsificado dentro de la fase agua manteniéndose como pequeñas y discontinuas gotas, llamándose (emulsión aceite agua)

Los fluidos de perforación base agua se clasifican en tres fases:   Fase liquida : agua principalmente aceite cuando se emulsiona   Fase solida: material densificante y viscosificante (barita y bentonita )   Fase química productos químicos Los fluidos de perforación base agua (lodos no dispersos) Presentan composición básica de agua y bentonita sódica, no contienen adelgazantes, se denominan los primarios, afectan arcillas sensibles. Fluidos de perforación base agua (lodos calados) Se obtienen por adición de cal apagada y yeso en altas concentraciones, de esta forma la arcilla  bentonita sódica se transforma en arcilla cálcica (lodos ( lodos calados) y controla perforaciones de d e gas. 

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández.

Fluidos de perforación base agua (lodos dispersos) Se utilizan para perforar grandes profundidades o en formaciones altamente problemáticas además estos lodos presentan como característica principal, la dispersión de arcillas constitutivas (adición de lignitos que disminuyen la viscosidad). Los dispersos a base agua tienen la ventaja de alta resistencia a la temperatura altas. Fluidos de perforación base agua (lodos salinos) Son aquellos cuya fase continua es agua salada. Con una concentración mínima de 1000 ppm De NaCL (1% EN PESO) Estos lodos salinos utilizan como fase dispersa la arcilla attapulguita, unos de los usos específicos de este tipo de fluido es para perforar formaciones salinas salinas formaciones afectadas por la presencia de agua dulce. 3.2.2  Fluidos de perforación base aceite Son aquellos fluidos en los cuales el aceite es base del fluido. Que tienen a ser denominados lodos base aceite y su contenido de agua de mínimo del 1%-5% de gua se denomina emulsion inversa. Los fluidos a base aceite son similar en composición a los lodos base agua, otra diferencia importante es que todos los sólidos son considerados inertes, debido a que no reaccionan con el aceite. Además estos solidos a base aceite evitan la corrosión de la broca y de la sarta de perforación, evitan problemas de arcillas sensibles Aunque estos solidos presentan muy buenos resultados presentan desventajas como el alto costo inicial y mantenimiento Los lodos de perforación en bases aceite también presentan características estabilidad a altas temperaturas, son lodos cuya fase continua o externa corresponde a petróleo crudo o minerales de este, sus propiedades dependen de la relación aceite/agua y el contenido de solidos que contenga. Los lodos de perforación a base aceite tiene usos específicos como ser la perforación y coronamiento de zonas productoras. Además para la perforación con problemas de estabilidad de  pozos con arcillas sensibles, perforaciones perfo raciones de pozos profundos. profundos .

3.2.3  Fluidos de perforación aireados Fluidos aireados incluyen aire, gas, espumas o lodos aireados que son utilizados en zonas cuyos gradientes de presión de fractura son muy bajos. Los fluidos aireados son convenientes para las perforaciones en formaciones muy porosas, formaciones cavernosas, Estos lodos base agua al cual se adhiere aire presentan menos presión hidráulica y tendencia a fracturar formación débiles y reduce perdidas de circulación en áreas muy porosas y con bajo gradiente de fracturas.

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández. Los fluidos aireados con espuma requieren menos volúmenes que aire para la perforación,  permite mejorar la estabilidad del pozo debido a una delgada costra cos tra formada en la pared del hueco y además estos lodos presentan flujo continuo y regular en las líneas. El aire que más comúnmente se usa es gas comprimido para limpiar el pozo, también se usa gas natural. Estos fluidos son una combinación de agua o polímero/bentonita mezclada con agente espumante y aire de un compresor ara formar las burbujas, la espuma actúa como agente transportador y removedor de los cortes generadores. Los problemas con la perforación de lodos aireados son: Regulación de la presión del gas Influjo de los fluidos de formación Erosión del pozo El aspecto más importante consiste en mantener la velocidad del gas (3000ft/min)

3.2.4  Los aspectos a considerar parar la selección un fluido de perforación   Factores ambientales.

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En las zonas marinas: fluorescencia. Bioacumulacion, biodegradación. En las zonas terrestres: contenido de cloruros, metales pesados, ph y contenido de aceite.   Aspectos de seguridad Ejercer un control efectivo de la presión de formación, realizar una limpieza efectiva del pozo, mantener control sobre los contaminantes del área, permitir la rápida densificación.   domos salinos. Los aspectos a considerar en domos salinos son: el flujo de sal, descalibre del pozo, flujo de agua salada, incremento de la densidad, perdida de circulación, contaminación de fluido de perforación. La mejor solución en estos casos es utilizar un fluido de perforación base aceite en el cual este saturado con sal.

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temperaturas y presión.   Altas Cuando nos referimos a factores como altas temperatura y presión debemos tomar en

 

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cuenta la gelitificación, asentamiento de la barita, inestabilidad térmica, variaciones en la densidad (disminución) En estas condiciones el fluido base aceite (emulsión inversa) es el que mejor desempeño obtiene. Perdida de circulación. Algunos problemas que se presentan en la perdida de circulación son a causa de manejo de grandes volúmenes de lodo, como solución a estos problemas el fluido base agua es el más recomendado y de ser posible fluidos aireados. Lutitas hidrófilas. Logística. Valor de costo inicial y en manteniendo de las propiedades del fluido.

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández.

3.2.5  Programa de fluidos El diseño de fluidos se establece en función de la litología, daño a la formación, temperatura, hidráulica, geometría del pozo, profundidad logística y restricciones ambientales del lugar. Además que se debe especificar: tipos de fluidos a utilizar por etapa, los rangos de densidades necesarios para balancear las presiones, los aditivos requeridos por los fluidos para cada etapa. (Ver figura 1)

3.3 

Propiedades fundamentales de un fluido de perforación

Debido a que el lodo de perforación es uno de los componentes más importante durante la  perforación de un pozo, es de suma importancia el contro controll de sus propiedades físicas y químicas, de tal forma que el fluido proporcione un trabajo eficiente durante la etapa de perforación. Por esta razón, el operador de registro debe de conocer las características reológicas de los fluidos de Perforación, refiriéndose a los análisis necesarios que hay que efectuar al lodo para conocer las condiciones del mismo. Dichas condiciones son propuestas de antemano en el programa de  perforación de cada pozo dependiendo del tipo de roca que se va a perforar y de las posibles  presiones del yacimiento que pudiera cortarse con la barrena Las principales características reológicas de un lodo de perforación son: densidad, viscosidad, viscosidad plástica, viscosidad aparente, gelatinización, punto cedente, filtrado, enjarre, pH y cloruros. Densidad: Se define como la relación de masa dividida por unidad de volumen. Su función es el mantener a los fluidos contenidos dentro del agujero en el yacimiento durante la perforación, manteniendo de este modo la presión requerida que ejercen las paredes del agujero. Las unidades comunes de densidad son las libras por galón (lb/gal), libras por pie cúbico (lb/ft3), kilogramos por centímetro cúbico (kg/cm3) y gramos por centímetro cúbico (gr/cm3); siendo esta última la más utilizada en el campo. Los lodos de perforación pueden tener un rango de densidades de 1.07 a 2.50 gr/cm3lo que  permite una óptima velocidad de penetración al contrarrestar la presión de formación, sin  provocar pérdidas de circulación. La densidad de máxima del lodo que se requiere en la perforación de un pozo, está determinada por el gradiente presión. La presión de poro a una profundidad dada excede la presión ejercida por el peso de la formación sobre la profundidad evaluada (presión de sobrecarga). Para prevenir la entrada de fluidos desde la formación al agujero, el lodo debe proveer una  presión mayor ma yor a la presi presión ón de poros encon encontrada trada en e n los estratos a ser perforados. per forados. Un exceso en la densidad del fluido por que puede ocasionar la fractura de la formación con la consiguiente  pérdida de fluido de control. (Ver figura 2) Viscosidad:  Es una medida de resistencia interna que presenta un fluido al desplazarse en función directa a la  presión y temperatura del yacimiento. Los lodos de perforación tienen características de flujos no

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández. lineales (tixotrópicos) y requieren de más de un término de viscosidad para definir su comportamiento viscoso. La viscosidad se expresa en medidas relativas (Viscosidad aparente o de embudo), o en medidas absolutas (viscosidad plástica, punto cedente y gelatinosidad). Para un fluido de perforación, las propiedades deseadas de viscosidad efectiva  proporcionan a la barrena una óptima potencia hidráulica, manteniendo el agujero limpio en el espacio anular. Así mismo, se requiere de una baja viscosidad efectiva para que el lodo desprenda los cortes al llegar a la superficie también debe tener suficiente gelatinosidad para mantener a los cortes sólidos en suspensión cuando el fluido no esté en movimiento. La medida de viscosidad utilizada es con el embudo (viscosímetro Marsh) que se determina en segundos y en un rango normal puede ser de 45 a 75 segundos para los lodos base agua hasta 160 segundos  para lodos de emulsión inversa. Esta viscosidad aumenta a medida que los contaminantes son introducidos y/o que el contenido de sólidos se incrementa, por lo que la viscosidad aparente también aumenta. Por el contrario, la viscosidad suele decrecer al aumentar la temperatura y por lo tanto la viscosidad aparente también disminuye. Viscosidad Plástica:  Es la parte de la resistencia del fluido en movimiento causada por fricción mecánica. Esta fricción se produce entre los sólidos contenidos en el lodo y el líquido que lo rodea y por el esfuerzo cortante del propio líquido. En general, al incrementar el porcentaje de sólidos en el sistema, se aumenta la viscosidad plástica. El control en lodos de bajo y alto peso es indispensable para mejorar la reología y alcanzar promedios altos de penetración de la formación. Viscosidad Aparente:  Se define como la medición en centipoises (cps) que un fluido Newtoniano debe tener en un viscosímetro rotacional a una velocidad de corte previamente establecida, con los efectos simultáneos de todas las propiedades de flujo. Gelatinización:  Es una medida del esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel formado que muestra la fuerza de la floculación del lodo bajo condiciones estáticas. La tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. Si la gelatinización se forma lentamente después de que el lodo está en reposo, se dice que ésta es baja, siendo alta en caso contrario. Un lodo que presenta esta propiedad se le denomina tixotrópico y su grado se determina midiendo la fuerza de gel. del El conocimiento de esta propiedad es importante parasuficientemente prever dificultades la circulación fluido cuya resistencia a la gelatinización debe ser baja durante para: • Permitir que la aren a y el recorte sean depositados en el tanque de decantación. • Conservar el buen funcionamiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación. • Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería, y el efecto de pistón cuando se

introduce la misma en el agujero. • Lograr la separación del gas incorporado en el lodo. • Mantener la suspensión de los sólidos incorporados cuando se está añadiendo la barita y al estar

el lodo estático. Punto cedente:  Es la resistencia que presenta el lodo a fluir a causa de las fuerzas electroquímicas de atracción entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas localizadas cerca de la superficie de las partículas. Bajo condiciones de flujo, el punto cedente

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández. depende de las propiedades de los sólidos en el lodo en la superficie, de la concentración de los sólidos en el volumen del lodo y de la concentración y tipos de iones en la fase liquida del lodo. Cuando el punto cedente es alto, debido a los contaminantes solubles como el calcio, carbonatos y por los sólidos arcillosos de las formaciones, se provoca la floculación del lodo que debe de controlarse con dispersantes. El punto cedente y los esfuerzos de gelatinización son considerados medidas de la hidratación y de la floculación de las arcillas. Filtrado:  También conocido como pérdida de agua, es la cantidad de agua proveniente del lodo que se filtra hacia la formación en las formaciones permeables, y que debe mantenerse lo más bajo  posible para par a tener una bbuena uena estabilidad del agujero y evitar daños a la formación. Básicamente hay dos tipos de filtración: estática y dinámica. La estática ocurre cuando el fluido no está en movimiento, mientras que la dinámica ocurre cuando el lodo fluye a lo largo de la superficie filtrante. Durante el proceso de filtración estática, el revoque (embarrado) aumenta de espesor con el tiempo mientras que la velocidad de filtración disminuye, por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir la formación de revoques muy gruesos. Por otro lado, la filtración dinámica se diferencia de la anterior debido a que el flujo de lodo a medida que pasa  por la pared del pozo tiende a raspar el revoque a la vez que se va formando, f ormando, hasta que el grosor se estabiliza con el tiempo y la velocidad de filtración se vuelve constante. El control de este tipo de filtración consiste en prevenir una pérdida excesiva de filtrado a la formación. La temperatura, el tipo y tamaño de las partículas suspendidas en el lodo y la presión de formación, son algunos de los factores que afectan en la pérdida de agua del fluido de Perforación, Teniendo una relación directa en el ritmo de penetración y en la concentración de gas en el lodo al momento de la perforación. La medida del filtrado se realiza mediante la prensa de filtrado a temperatura ambiente, colocando el lodo dentro de la prensa con una presión de 100  psi durante 30 minutos. El líquido filtrado resultante se mide en centímetros cúbicos. (Se (S e pude Observar en Fotografía equipo para procesado y análisis de muestras) Enjarre:  Es una capa o película delgada de lodo que se forma en las paredes del agujero. Se presenta  principalmente en aquellas formaciones permeables; el esp espesor esor de la capa c apa puede variar de 1 a 4 mm. Cuando el enjarre no se forma, el lodo invade las formaciones permeables. Para la formación de enjarre, es esencialmente necesario que el lodo contenga algunas partículas de un tamaño muy opequeño para el dependiendo cierre de losdeporos de la aformación. enjarresLapueden ser compresibles incompresibles, la presión la que sean Los sometidos. formación del enjarre va a depender principalmente de la pérdida de agua y de la permeabilidad de la roca. PH, (potencial Hidrógeno):  Es el grado de acidez o de alcalinidad en el lodo. Se define como el logaritmo negativo de la concentración de iones o cationes de hidrógeno [H+], y es una medida que se usa para describir el carácter ácido (acidez) o básico (basicidad) relativo a una solución (lodo); donde los valores  bajos de pH corresponden a un unaa acidez creciente y los altos valores v alores de pH a una alta bbasicidad. asicidad. Un cambio de una unidad de pH corresponde a un aumento de diez veces la concentración de iones de hidrógeno. Los valores del pH van de 1 a 14, cuya solución neutra es el agua destilada con un pH de 7, El valor propio del pH para un fluido de perforación depende de su tipo, pero normalmente deben de ser de 8.5 a 10.5 para obtener un pH estable y duradero; para esto se utiliza sosa cáustica o

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández. hidróxido del potasio. La medida del pH en el campo en general se determina colorimétricamente por medio del papel indicador de pH (tornasol) que muestra la variación del color al mojarlo con la solución. En el caso del lodo, se utiliza el líquido del filtrado resultado del mismo. Los ácidos se pueden describir como sustancias que tienen un sabor agrio. Estos producen efervescencia al entrar en contacto con carbonatos, cambian a rojo el color azul del papel tornasol y reaccionan con bases, álcalis y ciertos metales para formar sales; todos los ácidos contienen hidrógeno. Los ácidos son calificados de fuertes o débiles según la concentración de iones hidrógeno (H+) resultante de la ionización. Las bases pueden ser descritas como substancias que tienen un sabor amargo, una textura resbaladiza en solución, la capacidad de cambiar a azul el papel de tornasol rojo, y la habilidad de reaccionar con ácidos para formar sales. Las bases no producen ninguna efervescencia al entrar en contacto con carbonatos; los ácidos reaccionan con las bases para formar sales. Una base es calificada de fuerte o débil según la cantidad de la molécula que se descomponga en iones hidroxilo (OH-) en la solución. Cloruros:  Los cloruros son compuestos que llevan un átomo de cloro en estado de oxidación formal -1, y se  pueden obtener por la reacción de una base (óxido. hidróxido, carbonato, etc.), y del ácido clorhídrico. El cloruro más conocido es la sal marina que está presente en el agua de mar con una concentración del 3 - 3,5 % aproximadamente. La concentración de cloruros es de suma importancia en los lodos de perforación, ya que al incrementarse su salinidad, la solubilidad de las sales y aditivos generalmente aumenta provocando reacciones químicas tales como la  precipitación. La contaminación del lodo por los cloruros puede provenir de las siguientes tres fuentes: 1. Del agua de alimentación al lodo cuya salinidad puede alcanzar hasta 20 ppm. 2. Del flujo de agua salada de la formación. 3. De las sales agregadas al lodo por los estratos de sal perforados. La salinidad de un fluido de perforación de base agua se determina por la titulación de filtrado resultado de lodo colocado dentro el filtro de prensa a 100 psi durante 30 minutos, al agregarse el nitrato de plata (AgNO3) al 0.028, al virar los cloruros solubles, se precipita la disolución ácida del filtrado formando un precipitado de color rojo ladrillo

3.4  Definición de contaminación de fluido de perforación La composición y tratamiento de los fluidos de perforación a base agua depende de los materiales que se encuentren o agreguen intencionalmente durante las operaciones de  perforación; casi todo material podrá ser considerado conside rado contaminante en uno u otro caso. Durante Dur ante la perforación de un pozo, el lodo puede sufrir contaminaciones con fluidos provenientes de la formación, modificando con esto sus características reológicas principales. Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas) que tiene un efecto perjudicial sobre las características físicas o químicas de un fluido de perforación. Los sólidos reactivos de baja densidad son los contaminantes más comunes en todos los fluidos de perforación, estos sólidos se componen de sólidos perforados que se han incorporado dentro del sistema o que resultan del tratamiento excesivo con arcillas comerciales. (Ver figura 3,4)

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3.5 

Tipos de contaminación de lodos de perforación

Los siguientes contaminantes químicos son los más comunes de los lodos: A) Contaminación por anhidrita (CaSO4) o yeso (CaSO4•2H2O).

B) Contaminación por cemento (silicato complejo de Ca (OH)2). C) Contaminación por sal (sal de roca, agua de preparación, agua salada, Magnesio, calcio, cloruro de sodio). D) Contaminación por gases ácidos, incluyendo el dióxido de carbono (CO2) y el sulfuro de hidrógeno (H2S). Los tres primeros tipos de contaminación hacen referencia a contaminantes químicos que están directamente relacionados a las reacciones de intercambio de iones con las arcillas. De tal forma, la concentración de sólidos de tipo arcilloso en un lodo base agua está directamente relacionada con la severidad con la cual el contaminante químico afecta las  propiedades del lodo.

3.5.1  Contaminación por Anhidrita o Yeso Ambas sustancias están compuestos de sulfato de calcio (CaSO4• (2H2O)) y tienen composiciones químicas casi idénticas. El yeso es sulfato de calcio hidratado mientras que la anhidrita es un sulfato de calcio sin agua. El ion calcio el cual es el principal contaminante de los lodos base agua, se puede derivar del yeso o durante la perforación en anhidrita; es un contaminante que causa agregación y floculación en la mayoría De los lodos base agua, cambiando drásticamente la naturaleza de estos sistemas de agua dulce con base arcilla, se presenta con bastante frecuencia durante la perforación. La primera indicación de contaminación de anhidrita o yeso sobre un sistema de lodo a base de bentonita es la disminución del pH y el aumento de las propiedades físicas (alta viscosidad de Marsh, punto cedente, altos esfuerzos de gel y un mayor filtrado). La severidad de este contaminante depende  principalmente de los metros perforados, una manera de reducir el ef efecto ecto del calcio es añadiendo carbonato de sodio al lodo para causar su precipitación. Cuando se perforan grandes secciones de anhidrita o yeso, la magnitud la control contaminación que sea prácticamente imposiblea mantener las propiedades de flujodey el de filtradohace deseables. Una manera de identificar la anhidrita, es colocando un fragmento de la misma sobre un vidrio (portaobjetos), agregándole ácido clorhídrico (HCl) y calentando el vidrio con un encendedor hasta consumir el ácido donde se deben de observar los restos de la anhidrita en forma de espículas alargadas. (Referencia Manual de registro de hidrocarburos de Rotenco)

3.5.2  Contaminación por Cemento La contaminación con cemento ocurre una o más veces cuando se cementa la tubería de revestimiento o al perforar los tapones de cemento. El grado de contaminación y la severidad con que afecta las propiedades del lodo dependen de varios factores tales como contenido de sólidos, tipos y concentración de dispersantes y cantidad de cemento incorporado. El cemento contiene

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández. compuestos que al reaccionar con el agua, forman grandes cantidades de hidróxido de calcio (Ca (OH)2); siendo esta cal producida la que causa la mayor dificultad en la contaminación con cemento. La indicación principal de la contaminación del lodo por cemento es un aumento importante del pH, debido a la disminución de la solubilidad por ser un silicato de cal además del aumento del filtrado. Cuando la cantidad de cemento perforado es relativamente pequeña, el lodo contaminado puede ser eliminado en las temblorinas o tratado con desfloculantes y precipitantes;  pero cuando la contaminación es grave, el lodo se deberá tratar con un ácido combinado con  bicarbonato de sodio para mantener un valor de pH menor de 11.7. Las únicas circunstancias donde el cemento no es un contaminante son cuando se usa agua clara, salmueras, lodos a base de calcio o lodos base aceite. Para identificar la presencia de cemento en los recortes se utiliza fenolftaleína, la cual se colorea en tonos rojizos al reaccionar con la cal de la muestra.

3.5.3  Contaminación por Sal La contaminación con sal se da por su contenido de iones de magnesio e iones de calcio, ambos  perjudiciales para los lodos base agua. Este tipo de contaminación puede provenir del agua que se usa para mezclar el lodo, en la perforación de domos salinos o en flujos de agua salada. Existen tres tipos de sales de roca naturales encontradas durante la perforación de domos salinos, siendo la halita (NaCl sal común), la que se perfora con más frecuencia y constituye el principal componente de la mayoría de los flujos de agua salada. Su efecto inicial sobre el lodo de  perforación es llaa floculación de las arcillas caus causadas adas por la acción del ion sodio. Los otros tipos de sales menos comunes son la silvita (KCl) y la carnalita (KMgCl3•6H2O). El flujo de agua salada puede ser mucho más perjudicial en las propiedades de lodo que en la  perforación de domos salinos porque las sales contenidas están solubilizadas y reaccionan más rápidamente con las arcillas. La base de estas sales está directamente relacionada con su origen en sedimentos marinos depositados en agua salada, que al ser expulsada de los sedimentos durante el proceso de compactación, su concentración de sales se vuelve considerablemente alta. En general, la contaminación de sal en un lodo a base agua causa un incremento en la viscosidad Marsh, viscosidad plástica y aparente, punto cedente, fuerzas de gel, filtrado, alcalinidad y contenido de cloruros; también ocasiona una disminución de la densidad y del pH. Un flujo de agua salada puede ser detectado por el incremento en el volumen de lodo en temblorinas y en  presas el aumento contenido en de lacloruros, el incremento las emboladas minuto de de lodo, las bombas de lodoeny el disminución presión de bomba. Si laendensidad del lodopor es mayor que la densidad del agua salada, la densidad disminuye. Como los efectos por contaminación de sal o de flujo de agua salada en un lodo base agua no se  pueden precipitar por medios químicos, la concentración sólo se puede reducir por medio de dilución con agua dulce, y a través del aumento de la densidad del lodo para tratar de contener el flujo, utilizando dispersantes para reducir las propiedades reológicas, así como sosa cáustica para aumentar el pH y de un reductor de filtrado. Para determinar la salinidad que existe en el lodo  base agua, se utiliza el filtro de prensa que además de servir para ver el grosor del enjarre que se forma en el papel filtro, mide también la cantidad de filtrado del lodo, el cuál, con una pequeña cantidad de filtrado combinado con una solución de nitrato de plata, determina las partes por millón de sal que hay en el lodo.

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3.5.4  Contaminación por gases ácidos: Este tipo de contaminación incluye el dióxido de carbono (CO2) y el sulfuro de hidrógeno (H2S); el primero constituye un contaminante bastante común en el lodo que existe en muchas formaciones. En una solución acuosa, el CO2 formará ácido carbónico (H2CO3), el cual se convertirá en grupos de bicarbonatos (HCO3) con valores de pH medios, y luego en grupos de carbonatos (CO3) con valores de pH más altos. La contaminación de carbonatos/bicarbonatos se reconoce generalmente en la alta viscosidad de la línea de flujo, un alto punto cedente y esfuerzos de gel progresivos que pueden causar la solidificación del lodo. Estos aumentos de la viscosidad son producidos cuando los carbonatos y/o bicarbonatos floculan los sólidos de tipo arcilloso en el lodo. Las fuentes de los carbonatos y/o bicarbonatos resultan cuando el dióxido de carbono del aire se incorpora en el lodo a través de las tolvas mezcladoras de lodo en las presas de lodo, y mediante las descargas de los equipos utilizados para mezclar el lodo y eliminar los sólidos; donde al disolverse el CO2 se transforma en ácido carbónico convirtiéndose después en  bicarbonatos y/o carbonatos según el pH del lodo. Otra forma se tiene por los excedentes de carbonato de sodio o bicarbonato de sodio resultado del tratamiento de la contaminación de cemento o yeso. También por el gas CO2 proveniente de la formación y agua de formación y por algunas baritas impuras. Cuando este tipo de contaminación sucede, se deben el eliminar iminar los carbonatos y/o bicarbonatos con cualquier fuente de calcio soluble con un pH constante o aumentando el pH con sosa cáustica, añadiendo cal (Ca (OH)2) y/o yeso (.2H2O) ambos solubles de calcio (Ca), para la eliminación del carbonato de calcio (CaCO3). El sulfuro de hidrógeno (H2S) es un gas ácido venenoso que se convierte en el contaminante más severo y peligroso que existe cuando se perfora un pozo. Por su alto grado de corrosión, este gas es destructivo para la tubería y herramientas de perforación y muy tóxico para los seres humanos  porque puede insensibilizar rápidamente los sentidos, siendo letal incluso a bajas concentraciones. Cuando se identif ica la presencia de sulfuro de hidrógeno extraído por absorción del lodo de perforación o del gas  presente en la atmósfera por medio de las alarmas sonoras de los sensores de H2S fijos y  portátiles, todo el personal debe de utilizar inmediatamente los equipos de respiración autónomos yMedidas poner endepráctica las Otra forma de detección del H2S es al pasar esta mezcla de gas-aire por seguridad. una solución de acetato de plomo (Pb (CH3-COO) 2) causando su precipitación en sulfuro de  plomo (PbS), y observando un color negro en la línea de flujo de gas total, para así detectarse en forma inmediata. Las propiedades físicas del sulfuro de hidrógeno son: • Extremadamente tóxico. • Incoloro.  • Más pesado que el aire por lo que se presenta en las zonas más bajas.  • Rápidamente volátil con el aire.   • Al quemarse su flama, se produce dióxido dióx ido de azufre (SO2), el cual es también altamente   Tóxico. • Olor fétido (huevo podrido) y penetrante en bajas concentraciones, adormeciendo e Inhibiendo rápidamente el olfato, por lo que nunca se debe depender de este sentido para

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández. Detectarlo. • Altamente corrosivo para algunos metales.   • Más letal que el monóxido de carbono (CO) y casi tan tóxico como el ácido cianhídrico

(HCN). • Altamente inflamable formando una mezcla explosiva al contacto con el aire y el oxígeno,  

Encendiéndose automáticamente a los 250 °C. El gas de sulfuro de hidrógeno se puede encontrar en muchas formaciones y en los: 1. Depósitos térmicos 2. Gas de la formación. 3. Degradación biológica. 4. Descomposición de materiales que contienen azufre.

3.5.4.1 Formas de reconocer el sulfuro de hidrogeno El sulfuro de hidrógeno puede ser identificado por: a) Reducción del pH del lodo.  b) Decoloración del lodo (hacia un color oscuro) oscuro ) debido a la formación de sulfuro ddee fierro (FeS) a partir de la barita. c) Olor a huevo podrido. d) Aumento dedelaincrustaciones viscosidad y del filtrado debido la reducción pH. e) Formación negras (FeS) sobrealas tuberías dedel perforación de acero. Debido a que el sulfuro de hidrógeno es un gas ácido, el pH del lodo se reduce rápidamente  por la neutralización de OH-; por lo anterior, el pH p H debe ser aumentado hasta un valor mínimo de 11 a 12 mediante la adición de sosa cáustica en el lodo, para después amortiguar el pH con cal y comenzar a tratar el lodo con óxido de zinc (ZnO) para eliminar los sulfuros solubles al sistema. El lodo de emulsión inversa protege más a la tubería de perforación contra la corrosividad del H2S porque el aceite actúa como agente formador de película, evitando en parte, la ruptura por absorción de hidrógeno que es la causa de destrucción de los materiales. Por el contrario, es con los lodos base aceite donde se deben de tomar mayores precauciones que en los lodos base agua aunque en ambos el H2S sea igual de toxico-, debido a la solubilidad del H2S en el aceite. En síntesis, cuando el gas de sulfuro de hidrógeno pareciera que proviene o que fluye de la formación, la densidad del lodo deberá de aumentarse para interrumpir el flujo de gas dentro del  pozo después realizar contaminante las acciones ydescritas tóxicospara de este gas altamente corrosivoanteriormente para minimizar los efectos

3.5.5  Contaminación de lodo base aceite La contaminación con agua salada en lodos de emulsión inversa produce: a) Disminución de la densidad.  b) Aumento de la viscosidad. c) En ocasiones, continuo flujo del lodo al parar las bombas. d) Disminución de la relación aceite-agua.

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3.6 

Control de solidos

La remoción de solidos es uno de los métodos más efectivo y mayor necesidad para así aumentar en rendimiento de un fluido de perforación mientras se perfora y el fluido tiende a ser contaminado por los sólidos que afectan al fluido y cambian sus propiedades y caracteriza del fluido es por eso que es necesario aplicar el método de control de sólidos en lo cual se utilizan una seria de sistema. El control de sólidos es una tarea difícil pero necesaria, pues mejora la calidad del fluido Y  permite obtener los siguientes beneficios: -Aumenta la tasa de penetración (ROP) - Incremento de la vida útil de las tuberías - Mejoramiento de la eficiencia de las bombas - Disminución de las presiones de circulación - Minimización de los atascamientos diferenciales de tuberías - Estabilización de la pared del pozo - Mejores trabajos de cementación - Mejor interpretación de los registros eléctricos - Menores problemas de torque y arrastre - Mejor control reologico del fluido - Disminución de los costos operacionales - Menos daño a la formación - Incremento de la productividad del pozo. Los sólidos son removidos del sistema de circulación de acuerdo con su tamaño, es decir de mayor a menor. Es por esta razón que los equipos mecánicos deben ser instalados en secuencia,  para que los sólidos no descartados descartado s por un equipo sean removidos por el equipo que le procede. En este sentido, los equipos básicos que integran el sistema de control de sólidos en cualquier taladro o gabarra de perforación, deben ser instalados en la siguiente secuencia: zaranda, desarenador, centrifuga de decantación. Estosatribuidos equipos, deben trabajar con la máxima eficiencia  para minimizar los problemas operacionales al control de sólidos. Es por ello que deben ser diseñados, instalados y mantenidos adecuadamente por personal especializado.

3.6.1  Zarandas La zaranda constituye el principal equipo que integra el sistema de control de sólidos y de su eficiencia operacional depende fundamentalmente el rendimiento del resto de los equipos. Es el único equipo que procesa todo tipo de fluido, con o sin peso, y a diferencia de los hidrociclones y de las centrifugas de decantación, separa partículas basándose en su tamaño. La zaranda o shale shaker debe funcionar desde el inicio de la perforación con máxima eficiencia para lograr:  Máximo separación de sólidos limpios y secos con mínima perdida de fluido.  Máxima recuperación del porcentaje del fluido de perforación que tiene costos elevados.  

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Título: Contaminación de Fluidos de Perforación. Autor/es: Eduardo Fernández Fernández.  Mayor durabilidad y capacidad de procesamiento de las mallas.  Mínimo daño a los equipos subiente al trabajo que realiza la zaranda.  Reducir los gastos operacionales. Este equipo, debe operar todo el caudal en circulación, no debe operar en ningún momento con 

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mallas rotas ni presentar fugas ni “bypass”. Debe operar o perar con mallas finas que no causen perdidas

excesivas de fluido ni sobrecarguen a los hidrociclones. Las zarandas lineales son los equipos más utilizados por la industria por su mayor eficiencia operacional. Este tipo de zaranda trabaja con mallas desde 50 hasta 250 mesh. Es costumbre en el campo instalar mallas de diferentes tamaños en una zaranda, por supuesto que esto es un error, ya que los sólidos descartados por la malla fina, pasa al sistema de circulación a través de la malla gruesa, pero por experiencia desde el inicio de la perforación hasta que finaliza, hemos usado esta combinación por los derrames que se presentan al aumentar el galonaje a medida que se profundiza; y de tal manera que los sólidos que se van incorporando al sistema se van sacando ya sea con el mud cleaner o centrifugas decantadoras. Toda malla descarta, de acuerdo a su punto de corte, el 84% de los sólidos cuyo tamaño sea igual o mayor al orificio de la malla. Por consiguiente, el punto de corte de la malla fina es el que predomina en el proceso de remoción de una zaranda. La cantidad de zaranda que integran un sistema primario en los taladros y gabarras de perforación, depende del caudal óptimo diseñado para perforar el hoyo de mayor diámetro. Es importante también mantener una buena distribución zaranda procese el mismo caudal.de flujo uniforme a la entrada del sistema para que cada El volumen de fluido que puede procesar una zaranda y la capacidad de separación de sólidos, depende principalmente de los siguientes parámetros:  Motores: las características básicas de los motores de una zaranda son: antiexplosivos, trifásicos 230/460, 60 Hz, de 2 a 3 HP, 1770 a 1800 RPM. La velocidad del motor es la que realmente influye en la capacidad de procesamiento y separación de partículas en una zaranda lineal.  Retención de las mallas: La malla es uno de los componentes de la zaranda que tiene por función el control de sólidos por tamizado, y su eficiencia depende de una selección adecuada y del rendimiento del resto de los componentes de la zaranda. Para seleccionar la malla más adecuada de una zaranda, se toman en consideración varios parámetros, como: Caudal o tasa de  bomba, Densidad o peso del fluido, Viscosidad plástica, Diámetro del d el hoyo, Tasa de penetración, Tipo de formación. De todos estos parámetros, el caudal, el peso o la viscosidad plástica, son los que realmente toman en consideración las empresas de servicio para seleccionar las mallas de sus equipos ya que cada uno de estos elementos van ligados uno al otro para cumplir las tareas subsiguientes. (Ver figura 5) 3.6.2  Hidrociclones 

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Un hidrociclon es un cono que separa sólidos por centrifugación. En su mayoría se fabrican de  poliuretano, material liviano y resistente a temperaturas y abrasividad. Algunos Alg unos están constituidos por una solo pieza; otros se pueden dividir en dos o tres partes. El uso del hidrociclon es a continuación de la zaranda que se encarga de eliminar particular más pequeñas que la zaranda no ha logrado.

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3.6.2.1  Funcionamiento El proceso de separación de partículas se lleva cabo de la siguiente manera: el fluido entra al cono a presión y en forma tangencial, choca contra un vértice y desarrolla una fuerza centrífuga, la cual permite que las partículas de mayor tamaño y gravedad se separen de la fase liquida y se  peguen a la pared del cono, deslizándose deslizánd ose hacia la parte inferior por donde son ddescartados. escartados. Las  partículas de menor tamaño y gravedad toman el centro del cono y retorna al sistema de circulación por la parte superior o línea de descarga, Capacidad de procesamiento La capacidad de procesamiento y la presión trabajo de un hidrociclon dependen fundamentalmente de su diámetro interno que tenga el hidrociclon. La capacidad aumenta en la medida que aumenta el diámetro interno del Corriente de Aire al hidrociclon, mientras que la  presión, suministrada por la bomba centrifuga que q ue alimenta a los hidrociclones, disminuye. Eficiencia Operacional: la eficiencia operacional de un hidrociclon depende básicamente de:  La concentración y tamaño de los sólidos  Las propiedades reologicas del fluido, sobre todo la plástica   

 Del porcentaje líquido emulsificado en la fase continua Esta eficiencia se determina Cualitativamente por el tipo de descarga. Cono Lavado: Los hidrociclónes son afectados por los sólidos y las altas temperaturas. Cuando la superficie interna del cono muestra cierta rugosidad, producto de la acción abrasiva de los sólidos, se dice que esta lavado y por lo tanto debe ser reemplazado. Igualmente sucede con las  boquillas de descarga, deben ser sustituidas s ustituidas cuando pierden consistencia por las altas temperaturas. (Ver figura 6) 3.6.3  Bombas centrifugas Es un equipo provisto de un impeler o rotor, un eje y una cubierta (carcaza), que descarga fluido  por fuerza centrífuga. La descarga descar ga de una bomba centrifuga depende básicamente b ásicamente del diámetro del rotor el cual puede variar, en algún tipo de bomba, entre 8- 1/2” y 13-1/4”. 

Función de las Bombas Centrifugas  Las bombas centrifugas son utilizadas en los taladros de perforación para alimentar a los desarenadotes y desilter. La que alimenta al desarenador succiona del compartimiento del tanque donde llega el fluido después de pasar por las zarandas y la que alimenta al desilter succiona del compartimiento donde descarga el desarenador. Tanto la succión como la descarga deben estar formadas por líneas rectas, para minimizar la perdida de presión por fricción. La longitud de estas líneas no debe ser mayor a tres veces su diámetro; es decir, para una bomba de 6”x5”, la succión debe ser menor de 18’ (6x3=18) y la descarga menor de 15’ (5x3=15). Para evitar

 problemas de sedimentación o erosión que afecten af ecten considerablemente al rotor de las bombas centrifugas, y en consecuencia el caudal y la presión, se requieren velocidades mínimas de flujo de 4 pies/seg en la succión y 10 pies/seg, en la descarga siempre siendo mayor la línea de descarga. Asignatura: Fluidos de perforación. Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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La carga de una bomba centrifuga es función de la altura y la presión es función del peso del fluido. La mayoría de los hidrociclones están diseñados para trabajar con 75 pies de carga y con una  presión de más o menos cuatro veces la densidad del fluido, es decir: Presión = 0.052xWxH= 0.052xWx75 = a ± 4W En la tabla mostrada a continuación, se puede notar la variación de la presión de una bomba centrifuga, según la carga y el peso del fluido: Efecto de la carga sobre la presión, caudal y punto de corte de un cono: Es un hecho que la  presión de trabajo y la capacidad de procesamiento proces amiento de un hidrociclon disminuye al bajar la carga,  pero el punto de corte aumenta, lo cual reduce en forma notable la remoción de partículas finas.

3.6.3.1  Bomba centrifuga de decantation Una centrifuga de decantación es un equipo de control de sólidos que remueve sólidos por centrifugación. Está conformado por un tambor (bowl) de acero inoxidable y un transportador o tornillo helicoidal con doble conexión que gira en diferente dirección al bowl y a una velocidad ligeramente menor. Funcionamiento: El fluido entra por el lado de la descarga sólida, cuando este fluido entra debido a las rpm del motor El estado de humedad y sequedad de los sólidos descartados por una centrífuga de decantación se puede lograr mediante el cambio de las rpm del bowl. Al aumentar la velocidad, los sólidos salen más secos. Porque disminuye la cantidad de solidos que permanecen sedimentados en la  pared del tambor, pero al bajar las rpm, los sólidos salen más húmedos. Que va girando el bowl, se genera internamente una fuerza centrífuga, la cual lo experimenta el fluido, lo que permite separar la fase sólida de la liquida. El conveyor que se encuentra adentro arrastra todos los sólidos que se pegan en la pared del bowl y la fase liquida va saliendo por las boquillas del otro extremo del bowl. (Ver figura 7)

3.7 

Método para la descontaminación de los fluidos de perforación

3.7.1  Fluidos base agua En la siguiente tabla se mostrara problemas comunes en los fluidos a base agua y su respectiva solución

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PROBLEMA

SINTOMA

CORRECTIVO

yeso o anhidrita

Alta viscosidad y gelatinosidad y aumento de filtrado, calcio y sulfato en el filtrado.

Tratar previamente si se trata de pequeñas cantidades o remover químicamente con carbonato de bario o de sodio. Si se trata t rata de anhidrita masiva cambie el sistema

embolamiento de la barrena

Disminución en la velocidad de penetración. Succión en los viajes, barrenas en buenas condiciones con poco desgaste pero con recortes adheridos en forma muy compacta.

añadir diésel para emulsionar el lodo, controlar la viscosidad y el gel mejorar la hidráulica

alta perdida de filtrado

enjarre esponjoso, blando y muy grueso

si el sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado , añadir arcillas (bentonita) al sistema controlar la prueba con azul de metileno me tileno

abrasión

Disminución de la vida útil de la barrena y desgaste excesivo de la parte hidráulica de la bomba de lodo.

disminuir el contenido de arena por dilución agregando agua usar el desarenador para mantener un contenido mínimo de arena

perdida de circulación

Disminución del volumen en las presas. Perdida completa del retorno de lodo.

Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible, baja el gasto de bomba para disminuir la densidad equivalente de circulación. Añadir material de perdida de circulación , colocar un tapón de diésel-bentonita o diésel-cemento

bajo PH

pH por debajo de 7.0

añadir sosa cautica posiblemente sse e tenga agua salda en el sistema , añadir inhibidor de corrosión

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derrumbes (solidos grandes diferentes a los recortes de perforación )

Exceso de recortes en la temblorina. Tendencia a atraparse la tubería

Aumentar si es posible la densidad, reducir el filtrado aumentar la viscosidad si es e s posible. Convertir a un fluido inhibidor.

3.7.2  Fluidos de perforación base aceite A continuación problemas comunes en un lodo base aceite y método para solucionarlo PROBLEMA

contaminación con agua

SINTOMA Incremento en la propiedades reologicas Reducción en la relación aceite/agua Aumento en el volumen de fluido en las presas Disminución de la salinidad

Aumento constante de las alta concentración de  propiedades reologicas, solidos disminución en el avance de  perforación, incremento de solidos de la formación en el fluido Incremento en la propiedades reologicas , el incremento de exceso de emulsiones viscosidad es posterior a un secundario (componente a tratamiento con emulsificante  base de polvo de asfalto) secundario, la viscosidad se incrementa después de dar 2 o 3 ciclos el fluido dentro del pozo

Inestabilidad de la emulsión

Aspecto grumoso del fluido, difícil de emulsificar más agua,  baja estabilidad eléctrica.

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CORRECTIVO

Añadir emulsificante, ajustar la relación aceite/agua y añadir el resto de aditivos, ajustar salinidad. Disminuir el tamaño de malla en las mallas vibratorias, checar que el equipo superficial eliminador de solidos esté funcionando, aumentar la relación aceite/agua

Suspender adicciones de emulsificante, aumentar la relación aceite/agua, añadir emulsificante  principal Si hay huellas de agua en el filtrado de APAT. Añadir emulsificante principal. Si el filtrado es alto, añadir emulsificante principal y secundario.

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asentamiento de barita

ligera disminución en la densidad , poco retorno de recortes a la superficie , bajos valores del añadir arcilla organofila  punto de cadencia y de dispersable en diésel, bajar la relación gelatinosidad, presencia de barita aceite/agua si esta es alta en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido en la superficie

aumentar salinidad, añadir  baja salinidad , se incrementa la emulsificante principal, revisar que las tomas de agua en las presas estén concentración de sólidos , los cerradas recortes se obtienen blandos y  pastosos Si el gas es CO2 aumenta el filtrado APAT y cuando la utilizar el descalificador , añadir contaminación es alta aparece agua cal para contaminación de contaminación con gas en el filtrado. Disminuye la agitación, aumentar densidad. Hay inestabilidad en la co2,aumentar densidad emulsión y toma un aspecto grumoso

derrumbes fricción y empaquetamiento en la sarta de perforación

 perforación de mantos salinos

solidos humectados con agua: barita y/o recortes

En la temblorina se obtienen recortes de sal, se incrementa la torsión en la sarta de perforación.

apariencia grisácea del lodo

Aumentar densidad y aumentar salinidad.

Añadir agua salada y cal asegurarse que la relación aceite/agua y concentración de aditivos son correctos.

(Ver figura 8)

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4  Referencias Tipos de fluidos de perforación: 1.  https://es.slideshare.net/francampos465/tipos-de-fluidos-de-perforacin-48161949 2.  http://www.miliarium.com/proyectos/estudioshidrogeologicos/anejos/metodosperforacion /lodos_perforacion.asp 3.  https://es.scribd.com/doc/59695729/CLASIFICACION-DE-LOS-FLUIDOS-DEPERFORACION 4.  Aditivos en lodos de perforación : https://es.scribd.com/doc/28404302/Aditivos-Para:  https://es.scribd.com/doc/28404302/Aditivos-ParaLodos-de-PerforaciOn 5.  https://www.newpark.com/es/contaminants/

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5  Apéndice 5.1 

Lista de figuras

FIGURA N°1

Grafica describiendo el ciclo completo de un sistema de circulación de un lodo de perforación

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FIGURA N°2

Balanza para medición de la densidad de un fluido de perforación

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FIGURA N°3

FIGURA N° 4

Principales componentes de un fluido de perforación objetivo de estos es densificar y dar viscosidad al fluido

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FIGURA N° 5

Función principal es la retener los fluidos de más grande grano de solidos que afectan al solido

FIGURA N° 6

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FIGURA N° 7

Bomba centrifuga cuya función principal es de transportar el fluido por todo el ciclo de control de solidos

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