Fluidos de Perforacion Tipo Tesis

INDICE CAPITULO 1. GENERALIDADES 1.1 INTRODUCCION………………………...……………………………………………..1 1.2 ANTECEDENTES………………………………………………………………………3 1.3 PLATEAMIENTO DEL PROBLEMA..………………………………………………..5 1.3.1 Identificación del Problema…….………………………………………………….5 1.3.2 Formulación del Problema………………………………………………………...6 1.3.3 Análisis Causa Efecto…………………………………………………………… 7 1.4 OBJETIVO……………………………………………………………………………. 8 1.4.1 Objetivo General………………………………………………………………….. 8 1.4.2 Objetivos Especificos………………………………………………….…………. 8 1.4.3 Objetivo Especificos y Acciones………………………………………………… 8 1.5 JUSTIFICACION…………………………………………..…………………………. 9 1.5.1 Justificacion Tecnica…………………….…………………………………………9 1.5.2 Justificacion Economica………………..………………………………………….9 1.5.3 Justificacion Social………………………………………………………………….9 1.5.4 Justificacion Ambiental…………………………………………………………… 9 1.5.5 Justificacion Legal……………………………………………………………… 11 CAPITULO 2. MARCO CONCEPTUAL……………………………...………………. 14 2.1 FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACION…………………………………15 2.2 DISENO DE FLUIDOS DE PERFORACION………………………………………17 2.3 TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACION………………………………………..18 2.3.1 Fluidos Base Agua…………………………………………………………………20 2.3.2 Fluidos Base Aceite……………………………………………………………… 21 2.3.3 Sistema de Emulcion Directa……………………………………………………...22 2.3.4 Costos……………………………………………………........………………….. 22

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INDICE DE FIGURAS I) Costo estimado de fluido de perforacion…………………………………………….7 II) Tipos de formacion a perforar……………………………………………………….18 III) Tabla. Fase continua y discontinua de los fluidos……………………………...…19 IV) Servicio de Planta……………………………………………………………….……23 V) Proyecto pozo ITGX3…………………………………………………………….…..25 VI) Estructura de costos………………………………………………………………….27

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CAPiTULO 1. GENERALIDADES 3

1.1. INTRODUCCION En Bolivia hace varios años la explotacion de los hidrocarburos ha sido una prioridad y una oportunidad de desarrollo. Una vez confirmadas las reservas de hidrocarburos, la exploracion y la explotacion se realizan a traves de la perforación de pozos; para ello, es necesario utilizar, con la maquinaria, fluidos de perforación, los cuales tienen, entre otras funciones, estos fluidos pueden ser base agua o base aceite. Ahora bien, las empresas que prestan servicios de fluidos de perforación no escapan de esta necesidad, mas aun tomando en consideración que estan en proceso de expansion debido a que los fluidos de perforación se consideran un elemento vital de los pozos petroleros. La importancia reside en que pueden desempeñar diversas funciones cruciales en el proceso de perforación tales como: suspensión de ripio, que se forman al perforar para arrastrarlo a la superficie, haciendo a su vez la funcion de limpieza, asimismo controlar la presion de la mecha de perforación, estabiliza las formaciones porque forman una capa protectora en las paredes del pozo para evitar perdidas de circulación, asi mismo cumple la funcion de lubricar y enfriar la mecha de perforación. En efecto los fluidos que sean compatibles con todas las formaciones a perforar van a contribuir en el logro de los objetivos fijados, a menor costo tanto para el cliente como para la organización, por ello las empresas dedicadas a servicios de fluidos de perforación, para ser sustentables en el tiempo han implementado nuevas tecnicas y utilizan tecnologia d avanzada, con el proposito de desarrollar sistemas, mantener la calidad, productividad, competividad y experimentar un crecimiento sostenido a largo plazo. En funcion de lo antes expuesto y como una medida de satisfacer la necesidad, se desarrollara la presente investigación, cuyo objetivo central es analizar la gestion Los fluidos usados en la perforación rotatoria , son el medio para extraer los recortes del interior del pozo, tambien para evitar que los fluidos de la formacion entren en el mismo durante la perforacion y para impedir derrumbes de las paredes del agujero. son considerados ahora como uno de los factores más importantes para evitar fallas en las operaciones de perforación. los fluidos de perforación deben cumplir con otras funciones de igual importancia y directamente relacionadas con la eficiencia, economía y total automatizacion de la operación de perforación. Por esta razón la composición de los fluidos y sus propiedades resultantes están sujetas a muchos estudios y análisis. Atendiendo a las necesidades , los fluidos deben poseer la capacidad de tener propiedades físicas y químicas que le permitan adaptarse a una gran variedad de condiciones, para satisfacer las funciones más complejas, por ello se ha requerido que la composición de los fluidos sea más variada y que sus propiedades estén sujetas a mayor control. El objetivo principal de un pozo petrolero es alcanzar la zona de hidrocarburos. Se perforan varias capas de formaciones litologicas cada vez mas profundas que 4

contienen diversos elementos contaminantes, entre ellas las temperaturas y presiones de la formacion perforada. Afectan a los sistemas de fluidos de control, sobre todo a los de base agua; sin embargo en la actualidad ya se diseñan fluidos con aditivos quimicos y resistentes y estables a los containantes, asi como biodegradables y no toxicos para proteger a los ecosistemas donde se perfora un pozo petrolero.

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1.2 ANTECEDENTES Existe muy poca información del inicio en la utilización de los fluidos de perforación o lodos en el área de perforación de pozos petroleros. Aparentemente los primeros pozos perforados por el método de rotación solo usaron el agua como fluido que al mezclarse con sólidos de formación formaban lodo. Evidentemente en sus primeros tiempos no se daba mucha importancia, considerado de muy poco interés sus funciones y propiedades. Era de suponer que si un lodo era demasiado espeso o pesado se lo adelgazaba agregándole agua; y si la viscosidad era insuficiente se le agregaba otro lodo de reserva para espesarlo. En el año 1901recien aparece un artículo sobre los lodos nativos escritos por HAGGEN y POLLARD quienes investigaron sobre el uso de los lodos en la perforación de pozos; ellos sugirieron que en pozos de gas se debe llenar el mismo cuando se saca la tubería para evitar un posible reventón. Así definieron el lodo nativo como una mezcla de agua con arcilla la cual permanece en suspensión por un tiempo considerable. Las arcillas mas utilizadas fueron el GUMBO despreciando las arenas y arcillas duras y es mas ellos recomendaron el uso de un 20% en peso de arcillas en agua, En 1916, LEWIS Y Mc MURRAY adaptaron el lodo nativo para la perforación a cable, definiéndolo como ’’ una mezcla de agua con algún material arcilloso que pueda permanecer en suspensión por tiempo considerable que tenga una densidad de 1.05 a1.15 gr/cc, y que además debe ser delgado como el agua para evitar afectos negativo en algunas formaciones. Consideraban que un buen lodo debe sellar las formaciones de arenas además evitar su lavado y contrarrestar las presiones de agua. La historia moderna de los lodos comienza en 1921 con el fin de controlar sus propiedades a través de su uso de aditivos químicos especialmente preparados para aquellos propósitos, STOUD fue el encargado de encontrar un medio para aumentar la densidad para prevenir el descontrol en pozos de gas. Así surgió el oxido de hierro para preparar lechadas rápidas y bombeable de 15 a 18 lb/ gal. Ya en 1922 el experimento con un aditivo llamado BARITA O BARITINA material que presentaba una serie de ventajas sobre el oxido de hierro como ser alta gravedad especifica no es abrasivo, no es toxico pero su uso recién creció en 1929cuando solucionó el problema de la viscosidad y fuerza GEL necesaria para suspender el material. La solución al problema de viscosidad y gel dio lugar a una serie de investigaciones en la búsqueda de aditivos aptos que específicamente cumplan con los objetivos; se desarrollan primero compuestos de mezclas de aluminato de sodio y causita para luego descubrir en 1929 las arcillas BENTONITICA, sobre todo aquellas que provenían del estado de WYOMIG con ventajas superiores en dar viscosidad, fuerza de GEL y control de filtrado en la formación.

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Si bien la BENTONITA daba viscosidad y control de filtrado en lodos Base agua dulce, la misma no tenia buenos resultados en aguas saladas. Por lo que en 1936 fue patentado el producto conocido como ATAPULGUITA para darle viscosidad a las soluciones saladas. En 1937con la finalidad de de tener un mejor control de filtrado se desarrollaron coloides orgánicos tales como el almidón de maíz el cual debía de sufrir un proceso de PEPTIZACION para su respectivo uso en los lodos, pero como estos productos se fermenta, las investigaciones fueron ampliadas a otros agentes que resistan mas o fermenten menos con la temperatura así se desarrollo el CARBOXI METIL CELULOSA y algunos otros. El trabajo de profundizar un pozo trajo aparejando el problema de alta viscosidad y gel en los lodos, nace así la necesidad de desarrollar productos productos que puedan controlar y o bajar la viscosidad y gel alto; así surgieron fosfatos no hidratados; ya en 1930 PARSONS menciona el uso de adelgazante estabilizadores como así también discute el efecto de PH sobre la viscosidad del lodo. LOOMIS y AMBROSE patentaron el uso del tanino natural para disminuir la viscosidad, estudios sobre la segunda guerra mundial permitieron el desarrollo de otros productos como LIGNO SULFONATOS DE CALCIO, LIGNINA, LIGNOSULFONATOS DE HIERRO Y CROMO que fueron usados en los lodos como dispersante desde la década del cincuenta.

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.3.1 Identificacion del problema los fluidos de perforacion pueden definirse como la mezcla de fluido y solidos, que requieren ciertos procesos de sondaje para facilitar la produccion y remocion de residuos de un pozo habitual y especialmente en terrenos, o fluidos de perforacion se denominan lodos.este tipo de servicio se presta generalmente a la industria petrolera. Tales fluidos cumplen una amplia variedad de funciones en las operaciones de perforacion de pozos petroleros, incluyendo el mantenimiento de la presion en las rocas de formcion y ayuda a proteger las onas permeable del daño mientras se realiza la perforacion, incrementando las tasas de recuperacion de hidrocarburos. Los fluidos de perforacion tambien ayudan a enfriar y lubricar la mecha de perforacion del taladro y son esenciales para la remocion de la roca excavada o cortes del taladro de las paredes del pozo (McCosh y Getliff,2003). 1.3.2 Formulacion del problema Cuales seran los niveles de ingresos y costos para la puesta en marcha de una empresa que ofrezca un servicio de fluidos de perforacion a empresas operadoras de hidrocarburos en Bolivia? 7

1.3.3 Analisis , causa y efecto. MAQUINARIA

COSTOS

Equipo de control,almacenamie nto,tratamiento

Dependiendo el lugar de perforacion

Aceite Base,Agua, Sal en la fase acuosa, Emulsificantes Viscosificante

VENTA DE LODOS DE

TIPOS Base agua

PERFORACION

Base aceite

1.4 OBJETIVOS 1.4.1 Objetivo General.

Costo Estimado del Fluido de Perforación Depth

Target

Interval

Days

Cumulative Days

Fluids Costs

ECS Cost

Interval

Cumulative

($)

($)

Cost

Cost

($)

($)

(m)

50

5

8

12,000.00

20,000.00

32,000.00

32,000.00

1350

10

15

40,000.00

40,000.00

80,000.00

112,000.00

2350

14

29

191,000.00

56,000.00

247,000.00

359,000.00

3200

15

44

160,000.00

60,000.00

320,000.00

679,000.00

Para diseñar un fluido, se debe contemplar si se trata de un pozo exploratorio o de dearrollo a fin de poder seleccionar los datos correlativos que faciliten la obtencion de parametros optimos en el fluido de control, de acierdo a las profundidades de cada contacto litologico.. de esta forma, se determinan sus densidades y se selecciona el fluido a utilizar y los aditivos quimicos paa contingencias, con la finalidad de asentar correctamente las tuberias de revestimiento.

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1.4.2 Objetivos Especificos. Diseñar un fluido para evitar la formacion de hidratos, acarreo de los recortes de perforacion, de gas, impedir el bloqueo de las gargantas, para limpiar por debajo de la barrena, evitar desastres ecologicos. 1.4.3 Objetivos Especificos y Acciones. Obtencion de fluido de contol para la estabilizacion de sus parametros fisicosquimicos en una formacion perforada. El fluido controla las presiones subsuperficiales debido a la presión hidrostática ejercida Y la presión hidrostática es la fuerza ejercida por una columna de fluido la cual depende de su Densidad (D) y de la Profundidad Vertical (h) Presión Hidrostática = Factor de conversión (k) x Densidad x Profundidad PH= (k) x (D) x (h) 1.5 JUSTIFICACION. 1.5.1 Justificacion tecnica. El flujo del lodo a traves de las tuberias ejerce una accion de impacto para remover los recortes de debajo de la barrena y llevarlos hasta la superficie. El transporte de recortes dan varios factores q influencian el transporte de los recortes: 1. velocidad 2. densidad 3. viscosidad 4. rotacion de la tuberia 5. el angulo del pozo -transporte de recortes. 1. velocidad: incrementando la velocidad anular generalmente mejora el transporte de los cortes. 2. variables: la capacidad de la bomba tamaño del hoyo y de la tuberia. 3. densidad: aumentando la densidad se incrementa la capacidad de suspensión debido a la boyancia. 1.5.2 Justificacion economica. Tienen que ser considerados los costos y disponibilidad de productos antes de determinar que tipo de sistema de lodos puede ser utilizado en nuestra propuesta de inversion economica en los lodos de perforación y para que la empresa tenga un amplio margen de ganacias invirtiendo en este proyecto y pueda recuperar la inversion y seguir produciendo.

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1.5.3 Justificacion Social. Esta empresa proprocionara y ayudara en la industria petrolifera con los fluidos de perforación q son ampliamente necesarios en el rubro de la perforación petrolera. Ayudara y abaratara los costos de los fluidos de perforación con respecto de otros y optimizara la producción en el pozo.

1.5.4 Justificacion ambiental en le proceso de construccion del pozo se generan residuos solidos y efluentes liquidos quecasi siempre estan contaminados con hirocarburos o con productos quimicos del fluido de perforacion o de las formaciones perforadas. Dichos residuos contaminados se califican como peligrosos y no pueden ser descargados al medio ambiente en forma directa, los residuos y efluentes se deben recoger en contenedores hermeticos, transportar y tartar en forma conveniente antes de disponerlos al medio ambiene. El impacto ambiental por la disposicion indebida de residuos peligrosos puede ser irreversible para la supervivencia de especies vegetales y animales tanto en la tierra ffirme como en el mar abierto en aguas interiores.

algunos contaminantes son predecibles y el tratamiento se puede empezar por adelantado. Contaminantes predecibles son: cemento, agua de fabricacion, y algunas veces sal, yeso, anhidrita y gases acidos.

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exiten distintos tipos de contaminantes del fluido de perforacion -

lodos base aceite. Lodos base agua. el tratamiento de contaminacion d solidos debe ser siempre preventivo, el objetivo de controlar los solidos de bentonita y los de alta gravedad omo la barita.

La remocion de solidos puede ser alcanzada por tres metodos.   

Dilucion Separacion mecanica Separacion quimico-mecanica

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1.5.5 Justifcacion legal Artículo 8. A los efectos de la presente Ley se entiende por: - Boca de Pozo.- El lugar donde son medidos el petróleo, gas natural, gas licuado de petróleo y demás hidrocarburos resultantes de la explotación en el campo, después que los mismos hayan sido adecuados para ser transportados. - Campo.- Un área de suelo debajo de la cual existen uno o más reservorios en una o más formaciones en la misma estructura o entidad geológica. - Campo marginal.- Un campo en actual explotación que, bajo los términos para hidrocarburos existentes, no puede ser explotado económicamente. - Comercialización de productos refinados e industrializados.- La compra-venta de productos resultantes de los procesos de refinación e industrialización de hidrocarburos efectuada por un titular registrado en la Superintendencia de Hidrocarburos del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE). - Comercialización de productos resultantes de un contrato de riesgo compartido.La compra-venta de petróleo, gas licuado de petróleo, gas natural y los derivados resultantes de los procesos de explotación, efectuada por el titular de un contrato de riesgo compartido con YPFB. - Contrato de Riesgo Compartido.- La modalidad de contrato establecida por la Ley de Inversiones Nº 11 82 de 1 7 cíe septiembre de 1 990, en su Capítulo V, artículos 16 al 19 - Derivados.- El gas licuado cíe petróleo (GLP) y los demás productos resultantes de los procesos de explotación. - Descubrimiento comercial.- El descubrimiento de hidrocarburos que en opinión del participante con YPFB en un contrato de riesgo compartido, justifica el desarrollo y producción de un campo, bajo los términos y condiciones del contrato. - Exploración.- El reconocimiento geológico de superficie, levantamientos aerofotogramétricos, topográficos, gravimétricos, magnetométricos, sismológicos, geoquímicos, perforación de pozos y cualquier otro trabajo tendiente a determinar la existencia de hidrocarburos en un área geográfica - Explotación.- La perforación de pozos de desarrollo, tendido de líneas de recolección, construcción de plantas de almacenaje, plantas de procesamiento e instalaciones de separación de fluidos, y toda otra actividad en el suelo o en el subsuelo dedicada a la producción, recuperación mejorada, recolección, separación, procesamiento, compresión y almacenaje de hidrocarburos. - Gas Natural.- Los hidrocarburos que en condición normalizada de temperatura y presión se presentan en estado gaseoso. - Hidrocarburos.- Los compuestos de carbono e hidrógeno, incluyendo sus elementos asociados que se presentan en la naturaleza, ya sea en el suelo o en el subsuelo, cualquiera que sea su estado físico. - Hidrocarburos nuevos.- Los hidrocarburos de reservorios cuya producción se inicie a partir de la vigencia de la presente Ley. - Hidrocarburos existentes.- Los hidrocarburos de reservorios que estén en producción a la fecha de la vigencia de la presente Ley. - Industrialización.- Todos aquellos procesos de transformación de los productos de refinación, incluyendo la petroquímica, en la cual también se utilizan hidrocarburos en su estado natural.

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- Mantenimiento de Valor.- Los ajustes a los valores monetarios tomando en cuenta los siguientes conceptos el tipo de cambio de la moneda boliviana con respecto al dólar de los Estados Unidos de América, más la tasa de inflación del dólar de los Estados Unidos de América. - Parcela.- La unidad de medida del área del contrato de riesgo compartido para exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos. Planimétricamente, corresponde a un cuadrado de cinco mil metros por lado y a una extensión total de 2.500 hectáreas, sus vértices superficiales están determinados mediante coordenadas de la Proyección Universal y Transversa de Mercator (UTM), referidos al Sistema Geodésico Internacional WGS-84 Cada parcela está identificada por el número de la Carta Geográfica Nacional y por un sistema matricial de cuadriculas petroleras establecido por la Secretaría Nacional de Energía. - Petróleo.- Los hidrocarburos que en condición normalizada de temperatura y presión se presentan en estado líquido, así como los hidrocarburos líquidos que se obtienen en los procesos de separación del gas. - Producción fiscalizada.- Los volúmenes de hidrocarburos medidos en boca de pozo - Reconocimiento superficial.- Los trabajos de reconocimiento geológico de superficie, aerofotogramétricos, por sensores remotos, topográficos, gravimétricos, magnetométricos, sismológicos, geoquimicos, la perforación de pozos destinados a los trabajos sísmicos y los demás trabajos ejecutados para determinar las posibilidades hidrocarburíferas. - Refinación.- Los procesos que convierten el petróleo en productos genéricamente denominados carburantes, combustibles líquidos o gaseosos, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos, solventes y otros subproductos que generen dichos procesos. - Reservorio.- Uno o varios estratos bajo la superficie que estén produciendo o que sean capaces de producir hidrocarburos, con un sistema común de presión en toda su extensión, en los cuales los hidrocarburos estén completamente rodeados por roca impermeable o agua. - Transporte.- Toda actividad para trasladar o conducir de un lugar a otro hidrocarburos o sus derivados por medio de tuberías, utilizando para ello diversos medios e instalaciones auxiliares, que incluyen el almacenaje necesario para esta actividad y que excluyen la distribución de gas natural por redes. - Unidades de Trabajo.- Las obligaciones de trabajo, expresadas en números, para las actividades de geofísica, magnetometría, gravimetría, perforación de pozos exploratorios y otras actividades exploratorias, que deberán ser ejecutadas por quienes participen con YPFB en un contrato de riesgo compartido para la exploración, explotación y comercialización, en las diferentes fases de la exploración. 1.6 ALCANCE 1.6.1 Alcance tematico Lodos de perforacion

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1.6.2 Alcance geográfico Se prestara los servicios al pozo ITG-X3 ubicado Itaguazurenda 1.6.3 Alcance temporal No se tiene un tiempo estimado ya que los pozos siempre necesitan los fluidos de perforación para poner en funcionamiento la planta.

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CAPITULO 2. MARCO CONCEPTUAL 15

2.1.- Funciones del Fluido de Perforación Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido es capaz de realizar aunque algunas de éstas no sean esenciales en cada pozo, las funciones mas comunes son las siguientes:

1. Transporta a superficie los recortes y derrumbes durante la perforación. La remoción de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la columna de perforación y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación. 2. Mantiene en suspensión los recortes cuando se suspende la circulación del fluido. Los lodos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales densificantes y los aditivos, sin embargo deben de permitir la remoción de lo recortes por el equipo de control de sólidos. La suspensión de los recortes requiere de fluidos con propiedades Tixotropicas (Gelificación bajo condiciones estáticas). 3. Controla las presiones de la formación. Mediante la presión hidrostática que ejerce la columna del fluido en el agujero perforado. Esto impide que los fluidos de la formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos de la formación presurizados causen un reventón.

4. Protege la pared del agujero con un revoque semipermeable y estable. Cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la presión de la formación un delgado revoque de baja permeabilidad se deposita en la pared del pozo con el fin de limitar la invasión de filtrado de lodo a la formación. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforación y producción.

5. Sostiene las paredes del pozo. Con lodos base agua las diferencias químicas causan interacciones entre el fluido de perforación y la lutita, produciendo el cerramiento del agujero y por ende resistencias y fricciones durante el movimiento de la sarta de perforación. La inestabilidad del pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación creando condiciones de agujero reducido, puentes y relleno durante las maniobras. El ensanchamiento del pozo en arenas y areniscas se debe la erosión causada por las fuerzas hidráulicas. 16

6. Minimizar los daños a las formaciones productoras. Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es considerada como daño a la formación. Estos daños pueden producirse como resultado de la obturación causada por el lodo o los sólidos de perforación, o por las interacciones químicas (lodo) y mecánicas (conjunto de perforación) con la formación. 7. Soporta parte del peso de la tubería de perforación y los portamechas. El lodo ayuda a soportar una porción del peso de la columna de perforación debido al empuje ascendente del fluido de perforación conocido como factor de flotación (Principio de Arquímedes), reduciendo la carga del gancho en la torre de perforación.

8. Enfriar y lubricar a la barrena y la sarta de perforación. Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción en el trepano y en la columna de perforación. La circulación del fluido de perforación enfría el trepano y la columna de perforación. Además lubrica la columna de perforación, reduciendo aún más el calor generado por fricción. 9. Transmitir la energía hidráulica a la herramienta y a la barrena. Se produce con la presión de bombeo del fluido a través de las boquillas del trepano. La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración (ROP) y mejorar la limpieza del agujero mejorando la remoción de los recortes. Actualmente esta transmisión de energía se utiliza para operar motores de fondo en la perforación de pozos direccionales. 10. Asegurar una evaluación adecuada de la formación. Las propiedades químicas y físicas del lodo afectan la evaluación de la formación. Durante la perforación los registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la circulación del lodo y los recortes para detectar indicios de petróleo y gas, así como las condiciones del fondo del pozo. También el lodo genera la toma de información a través de registros eléctricos, al efectuarse con fluidos que propicien la conducción eléctrica.

11. Controlar la corrosión. Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento que están constantemente en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los inhibidores químicos y secuestradores son usados cuando el riesgo de corrosión es importante.

12. Facilitar la cementación y la completación. El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación. El lodo debería tener un revoque fino y liso para que 17

se pueda cementar correctamente la tubería de revestimiento, todo el lodo debe ser desplazado por los espaciadores, los fluidos de limpieza y el cemento.

13. Minimizar el impacto al ambiente. Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables. 2.2.- Diseño de Fluidos de Perforación Para el diseño de un fluido de perforación, se debe contemplar si se trata de un pozo exploratorio o de desarrollo a fin de poder seleccionar los datos correlativos que faciliten la obtención de parámetros óptimos en el fluido de perforación, de acuerdo a las profundidades de cada contacto litológico. Inicialmente, la anticipación de los problemas del pozo ayuda a seleccionar un sistema de fluido de perforación específico para un pozo en particular. Sin embargo, otros factores pueden existir, exigiendo el uso de un sistema diferente. El costo, la disponibilidad de los productos y los factores ambientales siempre son considerados importantes. No obstante, la experiencia y las preferencias de los representantes de la compañía petrolera suelen ser los factores decisivos.  Pozos Exploratorios: En los proyectos para estos pozos los datos proporcionados por los registros sísmicos, y de geopresiones, levantamientos geológicos, profundidades del pozo, número de cañerías de revestimientos que se van a asentar y cálculos de densidades requeridas son factores fundamentales.  Pozos de Desarrollo: En la determinación de estos programas se cuenta con muchos datos disponibles tales como programas de fluidos de los pozos aledaños, interpretación de registros eléctricos y pruebas de laboratorio y de campo, asentamiento de cañerías de revestimiento en los pozos vecinos, comportamiento del fluido utilizado en cada etapa perforada en pozos correlacionada, etc.

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TIPO DE FORMACION A PERFORAR POZOS EXPLORATORIOS POZOS DE DESARROLLO DATOS

ESTUDIOS GEOFISICOS

POZOS CORRELATIVOS

ESTUDIOS GEOLOGICOS

ANALISIS Y CARACTERISTICAS

CONTAMINANTES GASES DE FORMACION, CO2, H2S, CH4, C2H6, FLUIDO DE AGUA SALADA, YESO ANHIDRITA, DEGRADACION DE ADITIVOS QUIMICOS.

CONDICIONES OPERATIVAS HIDRAULICA, DENSIDAD DE TRABAJO, DISPONIBILIDAD DE EQUIPO: BOMBAS DE LODO PLANTAS DE LODO EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS Y GAS

SELECCION DEL FLUIDO DE PERFORACION BASE AGUA: BENTONITICO DISPERSO INHIBIDO, POLIMERICO INHIBIDO, SALADOS, FORMIATOS BASE ACEITE, EMULSION INVERSA CON SALMUERA DE CALCIO, EMULSION INVERSA RENBAJADO SIN ASFALTO

2.3.- Tipos de Fluidos de Perforación Un fluido de perforación que es fundamentalmente líquido, se denomina también lodo de perforación. Se trata de una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un líquido. El líquido en el cual todos los aditivos químicos están suspendidos se conoce como FASE CONTINUA del lodo y las partículas sólidas o líquidas suspendidos dentro de otro (Glóbulos) constituyen la FASE DISCONTINUA; Cuando se conoce la constitución de la fase continua, se obtiene el tipo de sistema de fluido conocido como base del lodo; por ejemplo en la siguiente tabla observamos:

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FASE CONTINUA

FASE DISCONTINUA

TIPO DE FLUIDO

(Mayor Volumen (Menor Volumen de de Líquidos) Sólidos o Líquidos)

El agua integra el 60 al 90 % del volumen, como base en la formulación de un sistema (tipo) de fluido.

Bentonita, Baritina, Dispersantes y ciertos polímeros integran del 7 al 27% de los sólidos y el 3% de lubricantes líquidos como volumen.

La fórmula de estos tipos de fluidos se conoce como base agua (WBM).

El aceite integra el 40 a 70% del volumen, como base en la formulación de un sistema (tipo) de fluido.

Las Salmueras de diversas sales como calcio o sodio ocupan entre el 10 al 20% como volumen, los emulsificantes el 6% y de un 15 a 30% de los sólidos.

La fórmula de estos tipos de fluidos se conoce como base aceite (OBM).

Tabla. Fase continua y discontinua de los fluidos 

Fase Continua de los Fluidos de Perforación

La fase continua de un lodo base agua es el agua. Algunos aditivos químicos que son sólidos se disuelven o se dispersan en la fase continua y forman una mezcla homogénea que proporcionará un fluido de perforación. En el caso de un fluido base aceite conocido como emulsión inversa, la fase continua es el diesel y los glóbulos de agua salada son la fase discontinua o dispersa. 

Fase Discontinua de los Fluidos de Perforación

La fase discontinua de los fluidos esta constituida en su mayoría por aditivos sólidos agregados a los fluidos de perforación (también existen aditivos en estado líquido), estos aditivos generan distintas propiedades al fluido de perforación:  Viscosificadores. Como primer elemento tenemos a la Bentonita el cual además de ser un viscosificador tiene como función secundaria controlar el filtrado, además 20

existen en el mercado viscosificadores específicos como ser las gomas xantanas que elevan la viscosidad a bajas concentraciones o el asbesto.  Materiales Densificadores. Estos materiales debido a su alta gravedad específica elevan el peso al lodo, además de que son materiales inertes que no interactúan químicamente con la fase continua del fluido; entre los productos usados tenemos la Baritina (SG 4,2), luego está la hematita (SG 5,0) la cual tiene una desventaja porque causa problemas magnéticos y por último el CaCO3 (SG 2,8).  Reductores de Filtrado. Estos materiales tienen como función principal controlar el filtrado; pero además muchos de ellos presentan propiedades secundarias como la de estabilizar la reología sirviendo como viscosificadores secundarios y hasta de inhibidores de lutita. Entre estos productos tenemos el Almidón; además distintos polímeros como ser el CMC (Carboximetílcelulosa) y PAC (Celulosa Polianiónica), los cuales presentan mayores resistencias al las temperaturas y a la degradación.  Dispersantes/Desfloculantes. Estos materiales usados para reducir la viscosidad de los fluidos de perforación también tienen como propiedad secundaria la de reducir el filtrado. Entre los productos más usados tenemos el quebracho, los Lignitos y lignosulfonatos tanto de hierro como de cromo, así como el SPA (Poliacrilatos).  Controladores del pH.Entre los materiales que le dan alcalinidad al lodo tenemos la soda cáustica (NaOH) y la potasa cáustica (KOH). En general los fluidos de perforación pueden dividirse en cuatro categorías: los base agua, los base aceite, los sintéticos y los gases. A su vez cada uno de ellos tiene variantes en función de su propósito y aditivos que se usan. 2.3.1.- Fluidos Base Agua Un fluido de control es una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un liquido que se emplean en los campos petroleros para cumplir ciertas funciones específicas. El agua dulce también se usa como fluido y no lleva mezclado ningún otro elemento. Los fluidos de control base agua, por su Los sistemas de fluidos base agua se clasifican por su resistencia a los tipos de contaminantes de la formación y a sus 21

temperaturas, los cuales se van transformando en su formulación debido a la incorporación de flujos como gases, sal, arcilla, yeso, líquidos y sólidos propios de la formación o de aditivos químicos excedidos y degradados. bajo costo en la preparación, manejo y mantenimiento son los comúnmente usados; debiéndose extremar cuidados en aquellos que utilizan base agua dulce, ya que la perdida de esta, dañará el yacimiento. Se clasifican en:  El agua dulce.  Las soluciones: Son compuestos de productos químicos que no se separan del agua. Entre ellas se encuentran las SALMUERAS, que pueden ser de cloruro de sodio, cloruro de calcio, cloruro de potasio y otras. Estas soluciones salinas se mezclan con facilidad, no existe el peligro de incendio o explosión. Sin embargo en algunos lugares pueden constituir un riesgo para el entorno ecológico.  Las emulsiones: Son fluidos cuya fase continua es el agua y la discontinuidad o emulsificante es el aceite.  Los lodos: formados por una suspensión de sólidos, como son las arcillas, la barita y los ripios de la formación en cualquiera de los líquidos anteriores.  Fluido Bentonítico – No Disperso El término No Disperso indica que no se utilizan dispersantes y las arcillas comerciales agregadas al lodo, al igual que las que se incorporan de la formación, van a encontrar su propia condición de equilibrio en el sistema de una forma natural. Este fluido es utilizado en el inicio de la perforación.

2.3.2.- Fluidos Base Aceite Por muchos años el diesel ha sido el principal fluido usado como fase continua en este tipo de lodos; sin embargo, debido a la contaminación que puede resultar de éste, principalmente en operaciones marinas, ha propiciado el uso de aceites minerales o aceites parafinicos que son menos contaminantes. Se clasifican en: - El aceite es su componente principal y como máximo debe contener menos de un 10 % de agua emulsionada en una composición general. Este fluido podrá ser aceite mineral o diesel. Deberán tenerse los equipos adecuados, en lugares de fácil acceso, para extinguir fuego en caso de presentarse. Emulsión inversa: En estos fluidos el aceite es la fase continua y el agua dulce o salada es la fase discontinua. En su composición el contenido de agua es mayor al 10 % y su estabilidad dependerá de uno o más de los siguientes componentes: agentes de suspención, agentes humectantes y emulsificantes, agentes de control de filtración, reductores de viscosidad, cantidad y tipo de material sólidos para aumentar su densidad. La relación aceite – agua es un parámetro físico – químico que aplica en los sistemas de fluido de emulsión inversa y se interpreta como la existencia de aceite y agua en el sistema, sin considerar la fase sólida. Este parámetro esta en función de: 22

- La formación a contactar y no depende de la densidad. - Los contaminantes posibles a atravesar. Para atravesar arenas no consolidadas se recomienda perforar con una relación aceite – agua de 70/30 – 75/25. Para perforar formaciones lutiticas se recomienda una relación 78/22 – 90/10. Para perforar rocas carbonatadas se recomienda una relación 70/30 – 80/20. 2.3.3.- Sistemas de Emulsión Directa En las zonas depresionadas, las necesidades actuales para lograr los objetivos de perforación, requieren de fluidos de baja densidad. Estos deben superar las desventajas a las que están sometidos, como son la baja estabilidad de la temperatura, sensibilidad a la soda cáustica, bajo poder de inhibición en arcillas hidratables, gases amargos que alteran su composición química y la sensibilidad que tiene a cualquier contacto con fluidos de emulsión inversa. Esto nos ha llevado a la conclusión que este tipo de fluido sólo sea aplicable en donde le permitan los gradientes de fracturas o en combinación con nitrógeno, por medio de la tecnología de perforación bajo balance. Ya sea en zonas depresionadas en donde las rocas están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación; o en la reparación de pozos en campos productores de gas, para evitar el daño a la formación por bajo contenido de sólidos. Este lodo se refuerza con polímeros que soportan altas temperaturas y son utilizados como estabilizadores térmicos y reductores de filtrado. Los fluidos de baja densidad son emulsiones directas que se preparan a razón de hasta 80% de diesel se acuerdo a la densidad requerida un 28% de agua y un 2% de emulsificantes, así como también de un agente supresor de hidratación y un polímero viscosificante. Estas emulsiones directas proporcionan estabilidad al agujero ya sea en una perforación o reparación de pozos. 2.3.4.- Costos Ahora bien, es necesario explicar que para describir el proceso productivo del sistema de fluidos de perforación se debe presentar la fase de inicio del mismo, así como los procedimientos a seguir para la preparación, productos que contiene y la función que cumple cada uno, empleo de diversos factores productivos, tipos de flujos de procesos, y los sistemas productivos; pues estos son elementos que en conjunto lo conforman. El proceso productivo se inicia luego de ser aprobado el servicio ofrecido al cliente, cuya oferta se realiza mediante licitación ó adjudicación directa. Entonces, una vez aprobado, se llevan a cabo los procedimientos establecidos en el manual de calidad de la empresa citados a continuación: (1) Se realiza la planificación, lo que genera una orden de producción de fluidos base aceite o fluido base agua dirigida al departamento de materiales y logística contentiva de la materia prima que se utilizará en la preparación del fluido. (2) El cliente define el sistema en conjunto con el gerente distrital y/o gerente de operaciones; así como también la formulación general, preparación, aplicación y mantenimiento del mismo. Estas son llevadas a cabo por medio de las instrucciones de trabajo establecido en los manuales de calidad. 23

Este tipo de servicio goza de una ventaja, relacionada con la opción de preparar el fluido en el lugar donde se presta el servicio, vale decir, en los taladros de perforación o locación, sin embargo, no posee la cantidad necesaria de tanques de almacenamiento para este tipo de fluido, cuya característica principal es la reutilización previo reacondicionamiento, por lo tanto necesita arrendar tanques en lugares alejados del centro de producción, subcontratando para ello servicios de transporte tipo vacums, cuyos costos en ambos servicios son elevados por tanto inciden directamente en las utilidades de la empresa. Fuente: Samán, Tecnología Integral en Petróleo, C.A. En cuanto al sistema productivo, necesario para la elaboración del fluido de perforación se pudo observar y constatar a través del cuestionario que, está enmarcado dentro de dos tipos, a saber: por proyectos debido a que la elaboración del fluido de perforación base aceite se fabrica de acuerdo a las especificaciones técnicas exigidas por el cliente, y a las características geológicas del pozo a perforar, así mismo, aunque es elaborado en función de lo pautado, a medida que se utiliza deben realizarse constantes revisiones por parte de personal especializado, para preveer posibles pérdidas de propiedades químicas del lodo. Así mismo se enmarca dentro del tipo intermitente, por cuanto no se producen grandes números de servicios, y para prestarlo es necesario participar en licitaciones generales o cualquier otro proceso promovidos por el cliente. Tal como se expreso anteriormente el nivel de exigencia en cuanto a las características del servicio o Planta

Fuente: Samán, Tecnología Integral en Petróleo, C.A. En cuanto al sistema productivo, necesario para la elaboración del fluido de 24

perforación se pudo observar y constatar a través del cuestionario que, está enmarcado dentro de dos tipos, a saber: por proyectos debido a que la elaboración del fluido de perforación base aceite se fabrica de acuerdo a las especificaciones técnicas exigidas por el cliente, y a las características geológicas del pozo a perforar, así mismo, aunque es elaborado en función de lo pautado, a medida que se utiliza deben realizarse constantes revisiones por parte de personal especializado, para preveer posibles pérdidas de propiedades químicas del lodo. Así mismo se enmarca dentro del tipo intermitente, por cuanto no se producen grandes números de servicios, y para prestarlo es necesario participar en licitaciones generales o cualquier otro proceso promovidos por el cliente. Tal como se expreso anteriormente el nivel de exigencia en cuanto a las características del servicio o producto es bastante alto. Todos los elementos presentados, permiten describir el proceso del sistema de fluidos de perforación base aceite de la empresa Samán, Tecnología Integral en Petróleo, C.A. como un proceso adecuado, establecido formalmente y explicado lo suficiente como parta ser aplicado de forma correcta, denota además una adecuada estructura organizativa, que permite controlar el proceso productivo. Finalmente se pudo constatar por medio de la observación directa y las entrevistas no estructuras, que no existen procesos que puedan ser identificados como retrabajo, lo cual constituye otra fortaleza del proceso productivo en general. Una vez descrito el proceso productivo se procede al análisis de la estructura de costos operativos, para lo cual es necesario puntualizar sobre los elementos que la conforman, esto son: materiales directos, mano de obra y costos indirectos de fabricación. En este orden de ideas se presentan entonces las tablas contentivas de los elementos del costo manejados por la empresa para la asignación del costo total a los diferentes pozos elaborados.

25

PROYECTO POZO ITG-X3

Prof. Formacione Componentes s Programa IFE

Cgs

Pozo Casing

Peso

Días ECS

(in)

(in)

Lodo

Tot. (U$S)

(mt)

(ppg)

Tarija 20

26

50

Lodo (U$S)

(Sistema Terciario)

13.37 17.5 5

Yecua, Petaca, Ichoa, 1350 Castlloe, Tapecua, Scarpment

©9.6 12.25 25

Scarment, 2350 taiguati, Chorro, T2

SIST. DE LODO: SPUD MUD E.C.S: 3 Shaker–Tres en uno MANEJO DE SÓLIDOS: 5 Auger Cutting 8.5- 8.8 Tanks DEWATERING: Centríf. - Unidad TRAT. DE AGUAS: 3 Tks. Austral. SIST. DE LODO: SPUD MUD E.C.S: 3 Shaker–Tres en uno MANEJO DE SÓLIDOS: 9.0-9.4 10 Auger Cutting Tanks DEWATERING: Centríf. - Unidad TRAT. DE AGUAS: 3 Tks. Austral SIST. DE LODO: YESO SEMIDISPERSO E.C.S: 3 Shaker–Tres en 9.2-9.4 14 uno MANEJO DE SÓLIDOS: Auger Cutting Tanks 26

20,000. 12,000.0 00 0

40,000. 40,000.0 00 0

56,000. 191,000. 00 00

7

8.50

DEWATERING: Centríf. - Unidad TRAT. DE AGUAS: 3 Tks. Austral SIST. DE LODO: ULTRADRIL E.C.S: 3 Shaker–Tres en uno Tupambi, MANEJO DE Itacua, 9.8Los SÓLIDOS: 3200 Iquiri, Auger Cutting 10.2 Monos (Devonico) Tanks DEWATERING: Centríf. - Unidad TRAT. DE AGUAS: 3 Tks. Austral

15

60,000. 160,000. 00 00

(MI Swaco,2010)

27

la estructura de costos representa la combinación de los factores de costos variables y fijos por lo tanto, los administradores deben descubrir la que sea más rentable para la empresa.

28

(Tecnologia Integral en Petrolio C.A, 2010) Para caracterizar el sistema de costos empleado se utilizaron las respuestas obtenidas delcuestionario aplicado, las entrevistas no estructuradas y la observación directarealizadas a las personas claves en el proceso productivo, así mismo, del análisis adocumentos ya presentados, con el fin de conocer el método de costeo, el sistema deacumulación de costos, y el método de asignación de costos. Un sistema de costosdonde conjuguen todos los elementos proporciona la información necesaria acerca delos costos, por tanto es relevante para cubrir las necesidades de la toma de decisionesadministrativas, tal y como lo plantea (Gayle, 1999). En todo sistema de acumulación de costos se debe establecer el método de asignación de dichos costos, ya sean variables o absorbentes para la preparación del fluido de perforación, se emplean ambos, por cuanto en ocasiones de acuerdo a lo manifestado por los informantes, tanto en la producción del fluido como en la prestación del servicio son considerados los costos directos e indirectos totales para hallar el porcentaje de utilidad obtenido. Cedula 1 Resumen del plan tactico de tipo de lodo en base a peso lodo y profundidad

pozo ITGX3

SPUD MUD Prof. Peso Lodo lodo 50 8.5-8.8 $12000 135 0

9.0-9.4

YESO SEMIDISPERSO Prof Peso lodo . lodo 235 9.2-9.4 191000 0

ULTRADRILL Prof. Peso lodo lodo 3200 9.8160000 10.2

$40000

Costo Estimado del Fluido de Perforación Depth

Target

Interval

Days

Cumulative Days

Fluids Costs

ECS Cost

Interval

Cumulative

($)

($)

Cost

Cost

($)

($)

(m)

50

5

8

12,000.00

20,000.00

32,000.00

32,000.00

1350

10

15

40,000.00

40,000.00

80,000.00

112,000.00

2350

14

29

191,000.00

56,000.00

247,000.00

359,000.00

3200

15

44

160,000.00

60,000.00

320,000.00

679,000.00

29