Introduccion a Lodos de Perforación.

SchlumbergerDowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela, S.A Fluidos de Perforación. Fundamentos teóricos y sistemas de DOWELL SCHLUMBERGER DRILLING FLUIDS. Tecnología aplicada a los fluidos de perforación. A.- FUNDAMENTOS TEORICOS I.- FLUIDOS DE PERFORACION. Los fluidos utilizados durante las labores de perforación de un pozo , son denominados como fluidos de perforación. Este término está restringido a los fluidos que son circulados a través del hoyo y cumplen con los requisitos mínimos de eficiencia de limpieza y seguridad durante la perforación de un pozo. El término “ FLUIDO DE PERFORACION ” , incluye gas , aire, petróleo , agua , y suspensión coloidal a base de agua y arcilla. Los fluidos usados en la perforación rotatoria , que inicialmente fueron tomados como medio para transportar los cortes de rocas a la superficie, son considerados ahora como uno de los factores más importantes para evitar fallas en las operaciones de perforación. Además de su cualidad de transportar ripios a la superficie, los fluidos de perforación deben cumplir con otras funciones de igual importancia y directamente relacionada con la eficiencia, economía y total computación de la operación de perforación. Por esta razón la composición de los fluidos de perforación y sus propiedades resultantes están sujetas a muchos estudios y análisis. Atendiendo a las necesidades , los fluidos de perforación 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. Esto ha traído como consecuencia el incremento del costo de los fluidos de perforación. II.- FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION. 1- Transportar los ripios de perforación del fondo del hoyo hacia la superficie La habilidad para sacar partículas de diversos tamaños fuera del hoyo es una de las funciones más importantes de un fluido de perforación. En la perforación de una formación, los cortes hechos por la mecha, o en algunos casos , pedazos de la formación provenientes de las paredes del hoyo al ocurrir algún derrumbe, deben ser continuamente evacuados desde el hoyo hasta la superficie. El cumplimiento de esta función dependerá de los siguientes factores: 1.1) Densidad de fluido. 1.2) Viscosidad del fluido. 1.3) Viscosidad del fluido en el anular. 1.4) Velocidad anular. 1.5) Densidad de los cortes. 1.6) Tamaño de los cortes. En la mayoría de los casos , el mantener una velocidad anular suficiente da como resultado un movimiento neto hacia arriba de los cortes. Cuando la capacidad de la bomba es baja para proveer una velocidad anular suficiente para levantar los cortes, un incremento en la viscosidad del lodo, particularmente por el incremento del punto cedente, debe resultar en una mejor limpieza del hoyo. Cuando la velocidad de asentamiento de las partículas es mayor que la velocidad anular, las partículas tienden a asentarse en el hoyo ocasionando múltiples problemas. Para disminuir la velocidad de asentamiento de las partículas es necesario aumentar la viscosidad del lodo, reflejándose esto en un aumento de presión de ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Drilling Fluids Services. GVZ Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela, S.A funcionamiento de las bombas para mantener un caudal establecido, lo cual produce una alta contrapresión capaz de ocasionar pérdidas de circulación. Es recomendable, que antes de incrementar la viscosidad se consideren todos los posibles problemas que se pueden inducir. Otra forma de disminuir la velocidad de asentamiento de las partículas es mediante el incremento de la densidad del fluido, ya que esto trae como consecuencia un efecto de flotación mayor sobre las partículas. 2- Enfriar y lubricar la mecha y la sarta de perforación. La fricción originada por el contacto de la mecha y de la sarta de perforación con las formaciones genera una cantidad considerable de calor. Los lodos deben tener suficiente capacidad calorífica y conductividad térmica para permitir que el calor sea recogido del fondo del pozo, para transportarlo a la superficie y disiparlo a la atmósfera. Es mínima la posibilidad de que este calor se elimine por conducción a través del subsuelo, en consecuencia debe eliminarse por el fluido circulante. El calor transmitido desde los puntos de fricción al lodo es difundido a medida que éste alcanza la superficie. En menor grado el lodo por sí mismo ayuda a la lubricación. Esta lubricidad es aumentada mediante el uso de emulsionantes , o aditivos especiales que afectan la tensión superficial. La capacidad lubricante es demostrada por la disminución de la torsión de la sarta, aumento de la vida útil de la mecha, reducción de la presión de la bomba, etc. Con el uso cada vez más frecuente de las mechas con cojinetes autolubricados, el efecto de la lubricidad de los lodos se manifiesta principalmente en la fricción de la sarta de perforación con las paredes del hoyo. 3- Prevenir el derrumbamiento de las paredes del hoyo y controlar las presiones de las formaciones perforadas. Un buen fluido de perforación debe depositar un revoque que sea liso, delgado, flexible y de baja permeabilidad. Esto ayudará a minimizar los problemas de derrumbes y atascamiento de la tubería , además de consolidar la formación y retardar el paso de fluido hacia la misma, al ejercer una presión sobre las paredes del hoyo abierto. Normalmente, la densidad del agua más la densidad de los sólidos obtenidos durante la perforación es suficiente para balancear la presión de la formación en las zonas superficiales. La presión de la formación es la presión que tienen los fluidos en el espacio poroso y puede estimarse usando los gradientes de la formación. La misma se calcula mediante la siguiente ecuación: PF: Gradiente de formación (psi/pies) * Profundidad (pies) Siendo los gradientes normales 0.433 psi / pie para el agua dulce y 0.465 psi/pie para el agua salada. La presión hidrostática es la presión debida a la columna de fluido. La ecuación para el cálculo de presión hidrostática esta definida por: PH= 0.052 psi * profundidad (pies) * densidad lodo (lpg) pies*lpg Cuando la tubería se baja dentro del hoyo, desplaza el fluido de perforación, haciendo que este suba a través del espacio anular entre la sarta de perforación y las paredes del hoyo. Esto es análogo a la circulación del fluido y los cálculos de presión pueden ser obtenidos por medio de la fórmulas descritas anteriormente. El control de las presiones anormales requiere que se agregue al lodo , material de alta gravedad específica, como barita, para aumentar la presión hidrostática. 4- Mantener en suspensión los ripios y el material densificante cuando se interrumpe la circulación. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Drilling Fluids Services. GVZ Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela, S.A Las propiedades tixotrópicas del lodo, deben permitir mantener en suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación, para luego depositarlas en la superficie cuando esta se reinicia. Bajo condiciones estáticas la resistencia o fuerza de gelatinización debe evitar, en lodos pesados, la decantación del material densificante. 5- Soportar parte del peso de la sarta de perforación o del revestidor. Con el incremento de las profundidades perforadas el peso que soporta el equipo de perforación, se hace cada vez mayor. El peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento en el lodo, es igual a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación. PESO TUBERIA= PESO TUBERIA (aire) * Factor de flotación Un aumento de la densidad del lodo conduce a una reducción del peso total que el equipo de superficie debe soportar. 6- Prevenir daños a la formación. Además de mantener en sitio y estabilizada la pared del hoyo para prevenir derrumbes; debe elegirse un sistema de lodo que dentro de la economía total del pozo, asegure un mínimo de modificación o alteración sobre las formaciones que se van perforando, no sólo para evitar derrumbes u otros problemas durante la perforación, sino también para minimizar el daño de la formación a producir que puede llevar a costosos tratamientos de reparación o pérdidas de producción. Es necesario que el lodo tenga valores óptimos en todas sus propiedades para obtener máxima protección de la formación, aunque a veces, algunas de ellas deban sacrificarse para obtener el máximo conocimiento de los estratos perforados. Por ejemplo , la sal puede dañar un lodo y aumentar la pérdida de agua, no obstante, en otros casos se puede agregarse ex-profeso para controlar la resistividad y obtener un correcta interpretación de un perfil eléctrico. 7- Facilitar la máxima obtención de información sobre las formaciones perforadas. La calidad del lodo debe permitir la obtención de toda la información necesaria para valorar la capacidad productiva de petróleo de las formaciones perforadas. Las características físico-químicas del lodo deben ser tales que puedan asegurar la información geológica deseada, la obtención de mejores registros y la toma de núcleos. 8- Transmitir potencia hidráulica a la mecha. El fluido de perforación es un medio para transmitir la potencia hidráulica disponible a través de la mecha, ayudando así a perforar la formación y limpiar el fondo del hoyo. La potencia debe ser considerada dentro del programa del lodo ; en general esto significa que la tasa de circulación, debe ser tal que el rendimiento de la potencia óptima sea usada para limpiar la cara del hoyo frente a la mecha. Las propiedades del flujo del lodo : viscosidad plástica , punto cedente, etc., ejercen una considerable influencia sobre las propiedades hidráulicas y deben ser controladas en los valores apropiados. El contenido de sólidos en el lodo debe ser también controlado en un nivel óptimo para lograr los mejores rendimientos. III.-COMPOSICION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION A BASE AGUA. La composición del fluido de perforación es función de los requerimientos de una operación de perforación. La mayoría de los lodos de perforación son a base de agua y forman un sistema constituido básicamente por las siguientes fases: 1- Fase líquida. Constituye el elemento de mayor proporción que mantendrá en suspensión los diferentes aditivos que forman las otras fases. Esta fase puede ser agua (dulce o salada); o una emulsión (agua-petróleo). 2- Fase coloidal o reactiva. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Drilling Fluids Services. GVZ IV. 4. Drilling Fluids Services. S. mientras que con galena se pueden lograr densidades sobre 30 lpg. La densidad máxima del lodo que se requiere en la perforación de un pozo. La hemática y la galena son utilizadas para zonas en donde es necesario un lodo extremadamente pesado para contener la presión de la formación. En el pasado .Fase inerte. Esta fase está constituida por el material densificante (barita). muy frecuentemente excede la presión ejercida por el peso de la tierra. sólidos disueltos. GVZ . El control de las propiedades físicas y químicas. mantiene las paredes del hoyo al transmitir la presión requerida por las mismas.A Esta fase está constituida por la arcilla.Fase química Está constituida por iones y sustancias en solución tales como dispersantes. en consecuencia se evalúan las propiedades del lodo para obtener: 1234- El nivel deseado de cada propiedad. alta gravedad específica y por ser inerte. Una de las principales propiedades del lodo es la densidad. Conocimiento de los problemas ocasionados y las causas que los originan. sílica amorfa. óxido de hierro. Estos fluidos pesados. Si el lodo es de agua dulce se utiliza montmorillonita. De todos estos materiales en la actualidad es la barita la más utilizada debido a su bajo costo. Los tratamientos efectivos para solucionar estos problemas. debido a que mantienen sus propiedades estables durante largos períodos en condiciones de hoyo. cuyo mineral principal es la atapulgita. esta determinada por el gradiente de presión. Hay algunas variaciones en las presiones de sobrecarga asumidas en diferentes áreas de perforación. Adicionalmente. emulsificantes. y otras sustancias químicas. Se utilizan dos tipos de arcilla dependiendo de la salinidad del agua. tales como barita. el cual es sulfato de bario pulverizado de alta gravedad específica (4. libres de sólidos son preparados por solución de ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. y para lodos elaborados con agua salada se utiliza una arcilla especial. La presión de poro a una profundidad dada. carbonato de calcio y arcillas nativas. es aproximadamente 21 lpg. Un exceso en la densidad del fluido puede ocasionar la fractura de la formación con la consiguiente pérdida de fluido de control. Fluidos libres de sólidos son frecuentemente preferidos para trabajos de reparación y completación. Para prevenir la entrada de fluidos desde la formación al hoyo . Durante la perforación de un pozo petrolero es de suma importancia el control de las propiedades físicas y químicas de los fluidos de perforación. Estas propiedades son: A. reductores de filtrado. cuya función es mantener los fluidos contenidos dentro del hoyo en el yacimiento durante la perforación. Los sólidos no deseables como la arena y sólidos de perforación.PROPIEDADES FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION. una gran cantidad de materiales fueron utilizados como agentes densificantes para el lodo.. El máximo peso obtenido con barita. La capacidad de sostener y transportar los ripios en un lodo aumenta con la densidad.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. 3. el lodo debe proveer una presión mayor a la presión de poros encontrada en los estratos a ser perforados. que controlan el comportamiento de las arcillas y se encargan de mantener el fluido según lo requerido por el diseño. que será el elemento primario utilizado para darle cuerpo al fluido. también se ubican dentro de esta fase.2). sobre la profundidad evaluada (presión de sobrecarga).Densidad del lodo. La presión de sobrecarga es tomada en la mayoría de las áreas como 1 psi/pie de profundidad. Estas propiedades deben ser controladas de tal forma que el lodo proporcione un trabajo eficiente. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.1. En general . lbs.A varias sales. lpg. al aumentar el porcentaje de sólidos en el sistema. B. Es aquella parte de la resistencia a fluir causada por fricción mecánica. d. Entre las propiedades reológicas están: B.Pi) * Vi / (35 .REOLOGIA. e. Pi = Densidad inicial del fluido. es una función de muchos factores. Pf = Densidad final del fluido.E * (Pf . G. Para determinar la cantidad de material de peso que es necesario agregar a un lodo para aumentar su densidad.Número de partículas por unidad de volumen. Vi = volumen inicial del fluido.Volumen de fluido disperso.Entre los sólidos contenidos en el lodo.Volumen de sólidos en el lodo. viscosidad es la resistencia que ofrece un fluido a deformarse (a fluir).. lpg.VISCOSIDAD PLASTICA.33) Donde: Vw =Volumen de agua necesario. b. algunos de los cuales son: a. es un término que denota el estudio de la deformación de materiales.E= Gravedad específica del material densificante. cloruro de sodio. bbls. Drilling Fluids Services. Esta fricción se produce : I.Pf) / (Pf .Entre los sólidos y el líquido que lo rodea.8.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.Pi) * Vi / (8. S. II. incluyendo el flujo. En terminología de campo petrolero la frase propiedades de flujo y la viscosidad.33 * G. y para estimar la velocidad de levantamiento de los cortes ( Modelo plástico de Bingham y Modelo Exponencial ).Viscosidad de la fase líquida continua. Los fluidos de perforación son tixotrópicos y una medida de viscosidad de un fluido de este tipo será válida únicamente para la tasa de corte a la cual la medida fue hecha. carbonato de sodio. que usan los valores medidos de viscosidad plástica.E .Pf) De igual forma si se desea disminuir la densidad agregando agua se utiliza la siguiente fórmula: Vw= Vi (Pi . c.Pf) Donde: W = Peso de material densificante necesario. punto cedente y fuerza de gel para calcular las pérdidas de presión en la tubería de perforación y en el anular. III. se utiliza la siguiente fórmula: W= 350 * G. entre otras. y carbonato de potasio. aumentará la viscosidad plástica. Para la Barita: Wb= 1470 (Pf . Debido al esfuerzo cortante del propio líquido. bbls. Reología . Por definición .Forma y tamaño de las partículas sólidas. Han sido desarrolladas ecuaciones . f. La viscosidad de los fluidos de perforación. GVZ .Atracción o repulsión entre las partículas sólidas y entre sólidos y la fase líquida. tales como cloruro de potasio. son las expresiones generalmente usadas para describir las cualidades de un lodo de perforación en movimiento. 3.A El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para lograr altas tasas de penetración. Este control se obtiene por dilución o por mecanismos de control de sólidos. . La fuerza de gelatinización . es fundamental que los equipos de control de sólidos funcionen en buenas condiciones.p.. B. La resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja para: a. Si esta se forma lentamente después que el lodo esta en reposo. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. d. bajo condiciones de flujo depende de: a.Permitir la separación del gas incorporado al lodo. El grado de tixotropía se determina midiendo la fuerza de gel al principio de un período de reposo de 10 segundos. b. este valor debe ser suficiente para permitir la suspensión de la barita y los sólidos incorporados en los siguientes casos: a. c. Su valor puede estimarse de la siguiente forma: V. Entre las propiedades del lodo.m. El conocimiento de esta propiedad es importante para saber si se presentarán dificultades en la circulación.4. Un lodo que presenta esta propiedad se denomina tixotrópico.Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación. como su nombre lo indica .Al estar el lodo estático.Lectura 300 r.PUNTO CEDENTE. Se define como la resistencia a fluir causada por las fuerzas de atracción electroquímicas entre las partículas sólidas. después de un período de reposo. GVZ .Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de pistón cuando se introduce la misma en el hoyo. B. es una medida del esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel formado. que representa una medida de las propiedades tixotrópicas de un fluido y denota la fuerza de floculación bajo condiciones estáticas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas localizadas cerca de la superficie de las partículas.La concentración y tipos de iones en la fase líquida del lodo. una de las más importantes es la gelatinización.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. se dice que la tasa de gelatinización es baja y es alta en caso contrario. Para determinar la viscosidad plástica se utiliza la siguiente ecuación: Vp (cps)= Lectura 600 r. Se define como la medición en centipoises que un fluido Newtoniano debe tener en un viscosímetro rotacional. La tasa de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. b. b. Esto se reporta como fuerza de gel inicial a los 10 segundos y fuerza de gel final a los 10 minutos.Las propiedades de la superficie de los sólidos del lodo.A (cps)= Lectura a 600 rpm/2 B. c.Permitir que la arena y el ripio sea depositado en el tanque de decantación.La concentración de los sólidos en el volumen de lodo. Sin embargo . El punto cedente .m. S. y que denota los efectos simultáneos de todas las propiedades de flujo.p.VISCOSIDAD APARENTE.. después de agitarlo y 10 minutos después. Para lograr tal propósito. a una velocidad de corte previamente establecida. Drilling Fluids Services.RESISTENCIA A LA GELATINIZACION.Cuando se esta añadiendo barita.2.. m. Mientras sigue la pérdida de fluido. Sin embargo. carbonatos. se comienza a formar un revoque sobre la superficie del hoyo. además puede causar un desplazamiento insuficiente del lodo durante la perforación primaria y una disminución en la producción potencial del yacimiento al dañar al mismo. Por otro lado la filtración dinámica se diferencia de la anterior en que el flujo de lodo a medida que pasa por la pared del pozo tiende a raspar el revoque a la vez que el mismo se va formando.p. Altos valores del punto cedente causan la floculación del lodo. La bentonita es el material cuyas partículas satisfacen adecuadamente estas especificaciones. que debe controlarse con dispersantes. S. Como es de esperarse. hasta que el grosor se estabiliza con el tiempo y la velocidad de filtración se vuelve constante. aunque se observe una reducción en la pérdida de filtrado. Las partículas pequeñas.PERDIDA DE FILTRADO. La pérdida de fluido es una de las propiedades del lodo con importancia fundamental en las operaciones de perforación o completación. el diferencial de presión existente.La viscosidad del filtrado. y la composición y temperatura del lodo. El mecanismo en este caso consiste en aumentar la velocidad de acumulación del revoque. Para determinar este valor se utiliza la siguiente fórmula: Vp (lbs/100 p2)= Lectura a 300 r. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. después de un período de tiempo.El grosor de revoque.. La pérdida de fluido depende de : La permeabilidad de la formación. Los factores más importantes que afectan la filtración estática son: a. esta forma de control no es adecuado ya que resulta en revoques muy gruesos y de alta permeabilidad. por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir una pérdida excesiva de filtrado a la formación. La pérdida de fluido de alto volumen durante el esfuerzo inicial lleva sólidos a los espacios porosos interconectados entre los granos de arena. atascamiento diferencial de la tubería debido al aumento en la superficie de contacto entre esta y la pared del hoyo. c. Drilling Fluids Services. El tamaño . d. y por los sólidos arcillosos de formación. -Vp C. y la deformabilidad de las partículas bajo presión son los factores más importantes a considerar. y al contrario las formaciones menos permeables producirán tasas más bajas de pérdida de fluido.La presión diferencial de filtración. Una vez que los espacios se hayan ocupado suficientemente con los sólidos del lodo. la forma .El área sobre lo cual se desarrolla la filtración. Experimentos demuestran que la pérdida de filtrado se puede disminuir si se aumenta la concentración de sólidos en el lodo.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. La estática ocurre cuando el fluido no esta en movimiento . disminuyendo así el filtrado. etc. b. Las rocas altamente permeables permiten altas tasas de pérdida de fluido.A Generalmente . el revoque aumenta de espesor con el tiempo y la velocidad de filtración disminuye por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir la formación de revoques muy gruesos. La mejor forma de controlar la filtración es controlando la permeabilidad del revoque. mientras que la dinámica ocurre cuando el lodo fluye a lo largo de la superficie filtrante. delgadas y planas son mejores ya que forman un revoque más compacto. Básicamente hay dos tipos de filtración: Estática y Dinámica. aumentos excesivos de presión anular debido a la reducción en el diámetro efectivo del hueco como resultado de un revoque muy grueso. el punto cedente alto es causado por los contaminantes solubles como el calcio. Durante el proceso de filtración estática . Los problemas que durante la perforación se pueden presentar a causa de un control de filtración inadecuado son varios: Altos valores de pérdida de filtrado casi siempre resultan en hoyos reducidos lo que origina excesiva fricción y torque. aún en la formaciones altamente permeables. ambos tipos ocurren durante la perforación de un pozo. GVZ . e. más y más sólidos son llevados y empacados en los espacios porosos de las rocas .La permeabilidad del revoque. La pérdida de fluido comienza a disminuir. Plodo) / 26. los cuales hay que eliminar del sistema.6) * 3. e. la cual dependerá principalmente de la velocidad del lodo. Un programa adecuado de control de sólidos ayuda enormemente a mantener un fluido de perforación en óptimas condiciones .Incremento del peso del lodo.Posibles problemas de atascamiento diferencial. e. El proceso de filtración. aumento en el filtrado y formación de un revoque deficiente.El tiempo de filtración. Algunos efectos de un aumento de los sólidos de perforación son: a. c.CONTENIDO DE SOLIDOS.Dificultad en la corrida e interpretación de los registros.Disminución de la producción del pozo. Los sólidos depositados durante la circulación y las características de flujo son factores determinantes en la composición del revoque.Alteraciones de las propiedades reológicas .% fase líquida (base agua con peso) fase líquida= (35 .Mayor pérdida de presión debido a la fricción. c. d. b.8.Derrumbes. b.A f. La acumulación de sólidos de perforación en el sistema causa la mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Los contaminantes solubles disminuyen el rendimiento de la bentonita y originan altas filtraciones. el revoque será una función lineal del volumen de filtrado.Dificultad en la terminación del pozo.2 (invertido con peso) sólidos= 1 .Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.67 Los sólidos es uno de los mayores problemas que presentan los fluidos de perforación cuando no son controlados. Este porcentaje puede ser determinado por medio de las siguientes fórmulas: 123- % % % % sólidos= (Plodo . ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. El control de este tipo de pérdida de filtrado consiste esencialmente de la deposición de un revoque de baja permeabilidad en la cara de la roca permeable que está expuesta al lodo. D. ya que es de suma importancia mantener el porcentaje de sólidos en los fluidos de perforación en los rangos correspondientes al peso del lodo en cuestión.33) * 7. y sólidos indeseables como ripios y arena. GVZ . d. Durante la filtración estática. Para controlar en un mínimo los sólidos perforados se utilizan varios métodos . Estos contaminantes forman revoques gruesos que generalmente causan los siguientes problemas si no son contrarrestados: a. El revoque igualmente esta determinado por la diferencia entre la tasa de deposición y la tasa de erosión.Reducción de la vida útil de la mecha y un aumento en el desgaste de la bomba de lodo. de manera que sea posible obtener velocidades de penetración adecuadas con un mínimo de deterioro para las bombas y demás equipos encargados de circular el lodo.5 (lodo nativo) sólidos= (Plodo . S.Pérdida de circulación. cuando se circula es básicamente diferente a la filtración estática por la diferencia en la forma de deposición del revoque. En un fluido de perforación existen sólidos deseables como la arcilla y la barita.Atascamiento de la tubería. Drilling Fluids Services. el tipo de flujo y las características del revoque en si mismo. f. b. limpiadores de lodo y centrífugas. Los más importantes son: A. Para esto se utiliza: Las zarandas. La pérdida de circulación puede ser costosa . La adición de agua dependerá de: abcde- Las especificaciones de peso del fluido de perforación. Las zarandas o rumbas constituyen el medio primario para controlar los sólidos y consiste en hacer pasar el fluido por una malla que filtra solamente las partículas que tengan un diámetro menor que los orificios de la malla. En secciones lutíticas. Los recortes se pueden acumular en la zona de baja velocidad y caer al fondo cuando se detiene el bombeo. El tipo de formación perforada.El costo de materiales para corregir la pérdida de circulación y del reemplazo del lodo puede resultar pequeño cuando se compara con ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Aunque es imposible remover todos los sólidos perforados . con el equipo y las prácticas adecuadas .PERDIDA DE CIRCULACION. Existen una serie de problemas que pueden ser ocasionados por los fluidos de perforación. consiste en pasar el lodo por un tanque o fosa de asentamiento en donde los sólidos puedan decantar. en casos graves. La eliminación por asentamiento se aplica esencialmente a los lodos de baja viscosidad y peso. Si el fluido de la formación invade el lodo se convierte en un reventón subterráneo. S.. V. Además la pérdida del lodo en el anular trae consigo una reducción de la presión hidrostática en el pozo. La dilución consiste en añadir agua al lodo . La reducción del flujo en el anular por arriba de la pérdida de lodo puede causar muchos problemas. La tasa de penetración. El pozo fluirá si la presión hidrostática se hace inferior a la presión de la formación.Dilución. Los desarenadores ofrecen un medio mecánico muy eficaz para remover los sólidos nativos y la arena del fluido de perforación y los limpiadores de lodo están diseñados para descartar todas las partículas mayores de 15 micrones. La menor velocidad en el anular disminuye la capacidad de acarreo del lodo y como consecuencia de la acumulación de recortes se puede ocasionar un aprisionamiento de tubería o pérdida del pozo. y necesita un área relativamente grande para darle tiempo a las partículas a asentarse. GVZ . Esto presenta la situación sumamente peligrosa de pérdida de circulación en un pozo con surgencia. Drilling Fluids Services.Asentamiento. esta disminución del sostén de la pared puede inducir a que las arcillas flojas se desmoronen haciendo que la herramienta quede aprisionada o. desarenador. La pérdida de circulación consiste en la pérdida de lodo hacia las formaciones expuestas en el hoyo .Aumento de la presiones de pistoneo. c.Equipos mecánicos de control de sólidos. Este método es el más costoso . Los sólidos de perforación se pueden controlar utilizando los siguientes métodos: a. El flujo de lodo hacia la formación implica que hay menos lodo volviendo a la línea de descarga que el que se bombeó o bien que no hay retorno. para reducir los sólidos en el volumen considerado .PROBLEMAS COMUNES DE PERFORACION RELACIONADOS CON LOS FLUIDOS DE PERFORACION. La eficiencia del equipo de control de sólidos. la pérdida del pozo.A f. cuando esta es permeable. El asentamiento . El tamaño del hoyo perforado.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. El tercer método de control de sólidos es a través de equipos mecánicos.. es posible controlar el tipo y la cantidad de los mismos en un nivel que permita una perforación eficiente. pueden causar pérdida de circulación. disminuye la efectividad de las válvulas de asentamiento de la bomba y pueden tapar los chorros de la mecha. Las formaciones que típicamente se caracterizan por tener orificios lo suficientemente grandes como para permitir pérdida de circulación son: a. El material de pérdida de circulación añadido aumenta el contenido de sólidos en el lodo. la densidad del lodo puede aumentar debido a la perforación muy rápida. Las formaciones productivas en el mismo yacimiento o en las cercanías pueden causar una presión subnormal debido a la extracción de los fluidos de formación. aumenta la viscosidad del mismo.Reducir las presiones mecánicas. si se efectúa la circulación con ellos. las zonas de pérdida han estado ubicadas usualmente en la vecindad del último asiento de revestimiento. Drilling Fluids Services. Una vez logrado detener la pérdida . Estas sobrepresiones son también aumentadas considerablemente por las propiedades deficientes del lodo: altas resistencias de gel y altas viscosidades.Los orificios de la formación deben ser tres veces más grandes que la mayor de las partículas existentes en el lodo. El pretratamiento no es sólo costoso. varían en su permeabilidad. d.Fracturas naturales. Cuanto más rápido es el movimiento. S. sino que también puede inducir a una fractura por su adición al sistema. En la práctica. Es también recomendable usar mechas sin chorros y circular a baja presión sin pasar el lodo por las zarandas. grietas y fisuras se producen en cualquier formación como resultado de las tensiones de la tierra. y por consiguiente. Fallas . El tratamiento previo del sistema de lodo en su totalidad con material de pérdida de circulación debe realizarse solamente cuando se conoce con seguridad que es efectivo en una zona particular anticipada. la pérdida de circulación se produciría siempre a medida que se perfora. Si este fuera el caso . c. para eliminar el material de pérdida ya que este altera las propiedades del lodo. En resumen para prevenir la pérdida de circulación se debe: 1. b.A el costo del equipo de perforación mientras se recupera la circulación y se remedian los posibles efectos colaterales. b. Para que se pierda lodo hacia la formación se necesitan dos factores: a.Formaciones no consolidadas o sumamente permeables. Al perforar las formaciones superficiales . en otras palabras en el fondo del pozo. GVZ . Un aumento en la presión hidrostática debido a esa sobrecarga. más lentos deben ser los movimientos de tubería al sacar o meter la misma en el hoyo. Las formaciones no consolidadas. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. La perforación de la parte superior del pozo implica grandes tamaños del espacio anular y bajas velocidades de lodo. Por esto cuanto más profundo está la mecha. mayor viscosidad y el mayor caudal para sustentar la producción aumentada de recortes. Las formaciones cavernosas están asociadas con calizas y formaciones volcánicas. El movimiento de la sarta dentro del pozo eleva la presión en el fondo.Fracturas inducidas. Lo más recomendable cuando se utilizan materiales de pérdida de circulación es usar varios de ellos a la vez para que surtan mayor efecto. evitará la sobrecarga del anular y ayudará a impedir muchas pérdidas en la parte superior del pozo.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Otra zona potencial de pérdida es el aso de arenas depletadas.Zonas cavernosas o con cavidades. combinado con el bajo gradiente de fractura típico de la profundidades someras. mayor es la sobrepresión. Parecería que la mayoría de los casos de pérdida de circulación ocurre si queda expuesta una formación con grandes orificios . Una velocidad de penetración controlada.La presión debida al lodo debe ser superior a la presión de la formación. lo mejor es pasar de nuevo el lodo por la zaranda. Desplazar píldora de material de perdida. DURANTE UN VIAJE a. 2. b. c.PROBLEMAS CON LUTITAS Y LA INESTABILIDAD DEL HOYO. se deben tomar rápidamente medidas correctivas.Tomar medidas correctivas contra el embolamiento de la desprendimiento de lutitas. e. g. Aún cuando se tomen medidas preventivas.2 Perdida total de circulación Durante las labores de perforación puede presentarse de imprevisto perdida total de circulación para la cual se recomienda: a. En caso de ser necesario repetir procedimiento. No existen soluciones simples para este problema. Detener el bombeo de lodo hacia el fondo. Bombear la píldora hasta la punta de la mecha. Dejar píldora sin movimiento ( SIN CIRCULAR ) por 1 hora..A a. Bajar tubería y comprobar efecto de la píldora.Mantener lentos los movimientos de la tubería. e. b.Romper geles gradualmente durante la bajada de la tubería. GVZ .1 Perdida parcial de circulación En caso de observarse perdida de circulación parcial durante las labores de perforación se recomienda el bombeo de píldoras de CaCO3 ( Fino y Medio ) en concentraciones de 20 LPB. d. Bajar tubería 10 pies por debajo de el punto de perdida determinado. mecha y 2.Mantener la viscosidad y los geles a niveles mínimos. El procedimiento recomendado a seguir en caso de observar perdida de circulación es el siguiente 1. Las lutitas desmoronables son uno de los problemas más comunes asociados a la inestabilidad del hoyo .Mantener la densidad mínima del lodo. c. para minimizar los efectos colaterales. h. De observar zona de perdida obturada tratar el sistema con 4 lpb de CaCO3 y continuar labores normales de perforación. f. media y fina ( Evitar en todo momento el uso de mica en la zona productora). DURANTE LA PERFORACION 1. Drilling Fluids Services. b. Sacar tubería 100 pies por encima de la zona de perdida y/o hasta la zapata. Sacar tubería hasta la zapata ( Intentar recuperar circulación ). En todo momento el hoyo debe mantenerse lleno de fluido. S. c. Repetir el procedimiento del caso anterior. Preparar 100 Bls de píldora con material de perdida de circulación ( 60 LPB ) combinando materiales de granulometría gruesa . Una vez que se presenta la pérdida.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Mantener en todo momento el pozo lleno a fin de evitar un reventón. 1. De igual forma en zonas conocidas donde se espera observar perdida de circulación se recomienda el bombeo de píldoras de CaCO3 ( Fino y Medio ) cada 3 conexiones. De igual forma si las condiciones de perforación lo permiten se recomienda la disminución de la tasa de bombeo a fin de disminuir las presiones en el espacio anular. d. no hay ninguna garantía de que no se producirá pérdida de circulación. Ubicar la zona de perdida. Ubicar la zona de perdida. B.Seleccionar los puntos de revestimiento en formaciones consolidadas. pero una ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Erosión debido a altas velocidades anulares. A menudo un cambio en el tamaño y forma de los ripios acompaña el cambio de volumen. La presión de bomba tiende a aumentar a medida que el espacio anular es sobrecargado por el aumento de volumen de los ripios. Drilling Fluids Services.Malas cementaciones. También al regresar al fondo se encuentra un llenado excesivo.Ensanchamiento del hoyo. como resultado de que los desmoronamientos se añaden a la cantidad de recortes que se sedimentan hacia el fondo durante el viaje. Esto es particularmente cierto cuando pasan los portamechas a través de secciones del pozo de diámetro estrecho. La lutita que contiene pequeñas arenas lenticulares o lutita arenosa que esta cargada con gas a alta presión. d.Incremento en el costo del tratamiento al lodo. c.Fuerzas tectónicas. b. a.Bentoníticas. GVZ . Los problemas relacionados con inestabilidad del hoyo en secciones lutíticas son: a. Los problemas que aparecen como resultado de la entrada al pozo de secciones no perforadas de lutitas pueden describirse clasificando el problema según los siguientes tres tipos de lutitas.Pérdida de tiempo en la perforación por la necesidad de repasar el hoyo. Aplicación de técnicas inadecuadas de perforación como : presión de surgencia. S.Absorción de agua. es probable que se desprenda a menos que la presión hidrostática de la ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. el arrastre se hace anormalmente acentuado . La inestabilidad de las lutitas puede ser el resultado de las siguientes fuerzas solas o combinadas: a. d. f. b. Cuando se hace un viaje. Esto puede conducir al aprisionamiento de la sarta. i.Presión de sobrecarga. Desprendimientos de lutitas tienen lugar cuando secciones no perforadas de formaciones de lutitas entran en el pozo. si bien en algunos casos puede ser en forma acelerada.Problemas de derrumbes. Los principales factores mecánicos en los problemas con lutitas son: a. se observa un aumento de ripios en el tamiz de la zaranda.Atascamiento de tubería y operaciones de pesca. Cuando se presenta este problema.Frágiles y fracturadas.Necesidad de revestidores intermedios. g.Presión de poros.Limpieza del hoyo ineficiente. La torsión y el arrastre aumentan a medida que el espacio anular se sobrecarga con los desmoronamientos provenientes de la zona dificultosa. Este aumento en la presión de bomba es generalmente lento. entre otras. b.Dificultades para correr registros.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. c. c. e. acción de suabeo.A combinación de una buena práctica de perforación y un buen programa de lodo ayudarán a minimizar su ocurrencia. h. b.Invasión de filtrado hacia la formación y reacción desfavorable de l fluido de perforación con las formaciones inestables.Portadoras de gas. estas se deben investigar ante todo. con lo que disminuye la cantidad de agua disponible para la hidratación de las lutitas. reduciendo la pérdida de filtrado. Drilling Fluids Services. Si se perfora por debajo de la presión de equilibrio. Formaciones de lutitas que han sido elevadas a un ángulo mayor que el normal pueden tender a ingresar al pozo por flujo plástico cuando son penetradas por la mecha. pueden tender a deslizarse en el interior del pozo debido a fuerzas de sobrecarga. Dado que muchos problemas de lutitas se originan en causas mecánicas. El empleo de emulsión inversa o lodo invertido es también muy efectivo en el control de estas lutitas. Cada situación debe evaluarse independientemente de las demás. Sin embargo. para que el gas atrapado se pueda remover mecánicamente y salga fácilmente del lodo. Adiciones de sal para controlar la inhibición osmótica del agua se utilizan también frecuentemente de modo que la acción osmótica deshidrata las lutitas en vez de hidratarlas. A medida que el fluido penetra en esas lutitas e igualiza las presiones. proveyendo un efecto taponante a nivel de los mismos. la falta de tensión sobre el lado adyacente a la pared del pozo hace que la lutita se desprenda o sea arrojada dentro del pozo debido a las diferencias de presión. La baja viscosidad y resistencia de gel ayudará también a evitar el succionamiento de la lutita hacia el pozo cuando se extrae la tubería. El estrechamiento del pozo se debe probablemente a la obturación en ciertas zonas de diámetro en buen calibre. el que puede adquirir un aspecto esponjoso. El lodo se contaminará usualmente con gas sin que haya cambios apreciables en las propiedades del lodo. que tienda a encapsular las lutitas bentoníticas y a reducir la cantidad de agua disponible para la hidratación de la arcilla. El problema de los desprendimientos de lutitas no tiene una solución única o definida. Una ayuda secundaria puede obtenerse al agitar el lodo en los tanques con las escopetas sumergidas a fin de ayudar el escape de gas contenido en el lodo. pues esos materiales se intercalan dentro de los estratos. el tratamiento puede prescribirse con mayor precisión. Cuando no se puede aumentar la densidad sin ocasionar pérdida de circulación. El mismo efecto puede conseguirse empleando un polímero. la penetración de este tipo de lutita se caracteriza por un aumento de la viscosidad y frecuentemente por una reducción de pérdida de filtrado. pero las resistencias de gel deben ser de valores bajos para impedir la succión de esas lutitas. Para el tratamiento de los problemas de lutitas frágiles y fracturadas. La lutita bentonítica contiene arcillas coloidales que se parecen a una montmorillonita de buena calidad en su capacidad de hidratación. La inhibición puede lograrse mediante la adición de una sal soluble que provea un catión capaz de intercambiarse con el ión de ligadura de la arcilla. reduciendo las tensiones cerca del pozo. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Es aconsejable mantener bajas viscosidades para evitar el desprendimiento por succión de estas lutitas dentro del pozo. puede minimizarse la hidratación de estas formaciones mediante la reducción de la pérdida de filtrado del lodo. con el fin de evitar humedecer esas lutitas. En algunos casos . Como consecuencia. cuando se puede tolerar un incremento de densidad sin peligro de pérdida de circulación. S. La hidratación de la lutita bentonítica hace que se hinche y se incorpore en el lodo. Sin embargo. es importante reducir al mínimo la pérdida de filtrado del lodo . puede aumentarse la viscosidad para ayudar a contener la lutita y limpiar mejor el hoyo. El tratamiento primario consiste en aumentar la densidad del lodo en grado suficiente para exceder la presión existente dentro de la formación. Los primeros síntomas de este problema serán usualmente el aumento de arrastre y de torsión. Las resistencias del gel y la viscosidad se deben mantener en valores bajos. Un aumento de la densidad del lodo también ayuda a mantener esas lutitas en su lugar. si se conoce el tipo de lutita involucrada en el problema. La adición de materiales asfálticos también contribuye al control.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. el uso de un sistema inhibidor usualmente tiene más éxito en el control de esos sólidos hidratables. y si se diagnostica una causa mecánica debe procederse a corregirla.A columna fluida sea suficiente por lo menos para balancear la presión de la formación. GVZ . Mantener el hoyo lo más vertical posible. en una grieta o cavidad puede perderse una gran cantidad de fluido . como las que se citan a continuación nos ayudan en el problema de lutitas. viscosidad y fuerza de gel. e. Por esta y otras causas nos vemos privados del control primario. aunado a las elevadas fuerzas laterales de la tubería y a la presión diferencial sobre las ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. la columna hidrostática es lo que contrarresta las presiones. origina cambios en la orientación de los esfuerzos en relación a las estratificaciones. f. C. al tener una menor concentración de partículas finas.A Buenas prácticas de perforación . pero únicamente cuando se tiene un buen conocimiento de la situación y se piensa acertadamente.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. El primario es la función de la columna de fluido que llena el pozo. a fin de desarrollar económicamente la producción de pozos. Además. Esto.PEGUE DE TUBERIA DURANTE LA PERFORACION VERTICAL DURANTE LA PERFORACION HORIZONTAL La necesidad de obtener una mayor producción de crudo ha conllevado al desarrollo de la perforación horizontal. Ese control primario es el más importante en el dominio de las presiones. b. D. las condiciones variables hacen a veces imposible la predicción de los requisitos de la columna de fluido.Preparar buenos programas de revestidores.Ajustar el caudal de la bomba a fin de mantener una presión constante durante el proceso de control.BROTES O SURGENCIAS. nunca se presentará un amago de reventón. precisamente cuando se necesita con urgencia. Controlar la pérdida de filtrado. Esta inestabilidad es mayor cuando se perfora a pronunciados ángulos incidiendo en la limpieza del hoyo. Como es sabido . sin embargo . Mantener unas velocidades anulares no muy elevadas para no erosionar las paredes del hoyo. En general se acepta el concepto de que el dominio de las presiones de las formaciones se divide en dos etapas: control primario y control secundario. Este método de perforación . abcd- Mantener un buen control de la densidad del lodo. S.Monitorear en todo momento el volumen de los tanques y las unidades de gas en el lodo. GVZ . logrando incrementar la longitud perforada en la zona de producción. De allí la necesidad del control secundario.. Las siguientes condiciones se deben analizar para escoger el equipo preventor más adecuado y las prácticas que se deben observar en cada pozo. Un reventón es quizás el desastre más costoso que se pueda sufrir en operaciones de perforación y completación.Aumentar la densidad del lodo a el valor determinado por los valores de la presión de cierre en la tubería y la presión de cierre en el anular. lo que contribuye a la inestabilidad de la formación por lo que se necesitan de densidades mayores que la normal.No sacar ni meter la sarta de perforación muy rápidamente. Si se trata de un pozo productivo .. siendo esto un factor crítico debido a la exposición de largas secciones de la misma. El éxito al tratar de suprimir un brote depende de los materiales y el equipo. c. Mantener las propiedades reológicas adecuadas en el fluido utilizado. Si se mantiene en el pozo una columna de fluido con las debidas propiedades de densidad. lo cual ofrece una mayor capacidad de acarreo. que consiste de los equipos impiderreventones. Drilling Fluids Services. la perforación vertical produce recortes en una menor tasa que la perforación horizontal . g. Pero tan compleja es la corteza terrestre en donde se busca petróleo que en muchas ocasiones. a. Estos materiales. combinando el flujo turburlento y laminar . Una forma de reducir la incidencia de este problema es mediante el bombeo de píldoras de lubricante a fin de disminuir el coeficiente de fricción. Por otra parte la fricción entre el fluido de perforación y la sarta sobre la formación puede originar problemas de derrumbes y/o caída de ripios no perforados lo cual puede aumentar los arrastres al formarse lechos de ripios. Eventualmente.. menor que en las secciones verticales debido a la influencia de la fuerza gravitacional que tiende a formar lechos de ripios. un contaminante es cualquier sustancia que pueda causar propiedades indeseables al lodo. Los tratamientos son posibles en algunos casos pero imposibles en otros . Drilling Fluids Services.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. trata con la presencia e interacción de compuestos e iones solubles en los lodos a base agua. es de suma importancia evitar la formación de lechos de los mismos. todos los componentes del lodo base agua pueden ser contaminantes en algunos casos. no serán parte de esta discusión. Casi todo material podrá ser considerado contaminante en uno u otro caso. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. 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. Este objetivo puede lograrse mediante el bombeo de píldoras de baja reología seguido por el bombeo de píldoras de alta reología . Antes de pasar a discutir las diferentes clases de contaminación . Es de suma importancia mantener información completa sobre las propiedades del lodo para así ver el comienzo de alguna contaminación y evitar la degradación de un buen sistema. En este sentido. lo cual conlleva a la necesidad de altas velocidades anulares para minimizar la formación de lechos de recortes.A arenas. Debido a que este objetivo no podrá ser logrado por medio de la hidráulica el mismo debe ser llevado a cabo removiendo los sólidos depositados en la parte inferior de la sarta mediante flujo turbulento. aumentan las posibilidades de un aprisionamiento durante la perforación del intervalo desviado. ya que de esta forma se logra una mayor fluencia en la parte inferior de la tubería. Ya que los cortes perforados en la sección desviada no son transportados a la superficie antes de llegar a la parte vertical. que el tratamiento y su efecto en el lodo deben ser compatibles. GVZ . Este tratamiento es de gran ayuda al no ser en exceso y al no crear efectos adversos en las propiedades del lodo . es por tanto. El agua es el ingrediente principal de estos fluidos ya que disuelve.CONTAMINANTES DE LOS LODOS A BASE DE AGUA. La limpieza de la sección horizontal . lo mismo que la disminución del flujo en la parte inferior de la tubería. El espacio anular resultante debido a la excentricidad de la sarta en el hoyo da como resultado un caudal mayor en la parte superior de la tubería y menor en la parte inferior de la misma. Este cambio generalmente rápido. VI. S. ayudaría a este propósito. Debido a la necesidad de utilizar un galonaje bajo para el logro de el ángulo requerido y para mantener el mismo. De igual forma el repaso de la sección perforada en forma inversa . el contaminante mostrará su efecto al crear un cambio en las propiedades del lodo. ocurre casi siempre cuando el lodo se encuentra más vulnerable como es el caso de la deficiencia progresiva de defloculante. con la rotación y reciprocación de la tubería se lograría minimizar la formación de depósitos de cortes en la parte inferior de la sarta. el único factor para garantizar la limpieza del hoyo se basa en las propiedades reológicas del fluido de perforación. aunque en si pueden ser contaminantes por definición. De esta forma . en cuanto a lo que nos concierne. suspende y rodea a todos los componentes del sistema. ya que los de interés primordial serán aquellos que requieran tratamiento químico. lo cual crea un perfil de velocidad irregular. La química. Algunos contaminantes pueden ser esperados de antemano y hacer el tratamiento previo adecuado. transportando de esta forma los sólidos removidos por la primera. En términos generales . La regla de mayor importancia es de todas maneras. removiendo los cortes depositados. Otros contaminantes son inesperados tal como aquellos que resultan de pequeñas infiltraciones o acumulaciones de contaminantes. Además la rotación de la sarta ayuda a fragmentar y suspender los recortes del lecho formado . manteniendo el galonaje o incrementándolo si las condiciones lo permiten. vale la pena repasar algunos principios fundamentales de química básica de fluidos base agua. sean a veces algo erradas. y esto da como resultado una sección lavada en el hoyo. incremento en las emboladas por minuto de las bombas de lodo y disminución en la presión de bomba. este lavado sería menor. A medida que se encuentren mayores cantidades de sal . GVZ . incremento en el contenido de ión cloruro. El encogimiento de las arcillas debido a la deshidratación puede entonces ocasionar un aumento de la viscosidad con un aumento de la pérdida de filtrado. basada en su comportamiento con el agua. soda cáustica para aumentar el pH y un reductor de filtrado. tienden a agruparse en la superficie de las arcillas y por medio de reacción de masa tienden a deshidratar los sólidos reactivos del lodo. Entre los contaminantes más comunes de un lodo base agua tenemos: A. La contaminación de sal en un lodo a base agua causa un incremento en la viscosidad plástica y aparente. Drilling Fluids Services.5565 A fin de evitar un tratamiento excesivo de carbonato de sodio. se tiene entonces una buena indicación de como ha de reaccionar dentro de un lodo. S. disminuirá.CONTAMINACION CON CLORURO DE SODIO. Un flujo de agua salada puede ser detectado por el incremento en el volumen de lodo en los tanques de superficie. punto cedente. Si la densidad del lodo es mayor que la densidad del agua salada la densidad del lodo disminuirá. La contaminación con sal puede provenir del agua que se usa para mezclar el fluido. debe mantenerse una cantidad detectable de calcio mínimo en el filtrado.. no es sorprendente el que las predicciones de la reacción de un químico en ellos. Pf . el cual cambia la distribución de la carga eléctrica en la superficie de las arcillas y promueve la floculación de lodos levemente tratados. Debido al gran número de complejos orgánicos y arcillas en un fluido de perforación. su concentración sólo se puede reducir por medio de dilución con agua dulce. El contenido de ión cloruro del filtrado aumentará y la alcalinidad.00035 * EPM contaminante * Peso equivalente del químico Por ejemplo si un filtrado tiene 600 PPM de Ca++ y tiene que ser tratado con carbonato de sodio (NaCO3) EPM de Ca++ = 600/20 = 30 Peso equivalente Na2CO3 = 106/2 = 53 LPB de carbonato de sodio = 0. El tratamiento incluirá dispersantes para reducir las propiedades reológicas. Los equivalentes por millón ( EPM ) es la concentración de un ión en ppm dividida por el peso equivalente del ion. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. ya que se necesita un EPM de químico para reaccionar con un EPM de contaminante.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.00035 * 30 * 53 = 0. Si un lodo salado fuese preparado antes de perforar la formación evaporita. Debido a esto tiene igual importancia el sentido común y los conocimientos químicos en el mantenimiento de un buen fluido de perforación. El efecto dañino de la sal en los lodos no es tanto la reacción química de los iones. La sal como contaminante no puede extraerse del fluido por medios químicos.A Si se sabe como un compuesto químico reacciona con el agua . sino el efecto electrolítico. Así las LPB de químico necesarias para contrarrestar los EPM de contaminante se pueden determinar por: LPB de agente químico= 0. Cuando nos encontramos un flujo de agua salada debemos subir la densidad del lodo para contener el flujo si se puede. filtrado y disminución del pH. Cuando perforamos una formación evaporita. EPM se usa con facilidad para obtener la canti dad necesaria para tratar algún contaminante. además de dilución con agua dulce. Como la sal en un lodo no se puede precipitar por medios químicos . Esta floculación ocasiona aumentos en las propiedades reológicas y la pérdida de filtrado. perforación de domos salinos o flujos de agua salada. los iones Na+ y Cl-. fuerzas de gel. el lodo comienza rápidamente a saturarse. precipitando el calcio en solución. El ión calcio tiende a reemplazar los iones de sodio por medio de un cambio de base lo cual resulta en la floculación y no dispersión de las partículas de arcilla. así como un aumento del contenido de iones calcio e incremento del pH (cemento) o disminución del pH (yeso). A medida que la concentración de sulfato de calcio aumenta y la solubilidad del calcio se aproxima al lími te. S. El yeso es sulfato de calcio hidratado mientras que la anhidrita es sulfato de calcio sin agua. tipos y concentración de dispersantes y cantidad de cemento incorporado. La severidad de la contaminación de calcio o magnesio dependerá de la cantidad del ión contaminante.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. silicato de calcio y aluminato tricálcico. La contaminación con calcio cambia drásticamente la naturaleza de los sistemas de agua dulce con base arcilla. la extracción química puede fácilmente efectuarse con carbonato de sodio (Soda Ash). es aconsejable utilizar un dispersante para reducir la viscosidad y los geles. En la mayoría de las operaciones de perforación ocurre contaminación con cemento una o más veces cuando se cementa la tubería de revestimiento y se perforan los tapones de cemento. El yeso y la anhidrita son compuestos de sulfato de calcio que se encuentran en algunas perforaciones. formaciones de yeso o anhidrita o al perforar cemento. Cuando aparezca el problema de contaminación con sulfato de calcio . El sulfato de calcio causará agregación y floculación en un lodo base agua. aproximadamente 600 ppm de Ca++. como contenido de sólidos. todos los cuales reaccionan con agua para formar grandes cantidades de hidróxido de calcio . ocurre un cambio de base que directamente afecta la bentonita en el lodo y las propiedades tanto de filtración como de reología tienden a aumentar y a ser difíciles de controlar. El sulfato de calcio parcialmente soluble incrementará la dureza y el contenido de sulfato en el filtrado. Drilling Fluids Services.-CONTAMINACION CON CALCIO. La capa de agua entre las partículas de arcilla es reducida resultando en un grado menor de hidratación e hinchamiento. B. Para pequeñas cantidades de contaminación de sulfato de calcio. El efecto de la contaminación de calcio en los lodos base agua es un incremento de las propiedades reológicas.A B. o se puede hacer la conversión a un lodo a base de yeso. Este puede introducirse en el lodo por medio del agua. Si se utiliza un lodo en base calcio. B. El radical sulfato ayuda a la floculación aunque en grado mucho menor a los iones de calcio. El cemento contiene compuestos de silicato tricálcico .. filtrado y disminución del pH..2. El fluido puede mantenerse como lodo de bajo calcio. La contaminación del sulfato de calcio es similar a la de cemento debido a que ambas producen ión calcio que tiende a causar floculación y se diferencia del cemento en que no aumenta el pH ya que suple un radical de sulfato y no hidróxilo.CONTAMINACION CON CEMENTO. hay varias maneras de combatirlo.1. La reacción que ocurre es más o menos la siguiente: Na2CO3 + CaSO4 --> CaCO3 + Na2SO4 Debido a que el sulfato de sodio producido en esta reacción puede resultar en un aumento de la reología.CONTAMINACION DE YESO O ANHIDRITA. la contaminación con sulfato de calcio será pequeña o no afectará las propiedades del lodo. al mismo tiempo causará un incremento de las propiedades reológicas. El ión calcio es un contaminante principal de los lodos a base agua. El grado de contaminación y la severidad con que afectará las propiedades del lodo dependen de muchos factores. GVZ . aumento de la pérdida de filtrado. el contenido de sólidos y la cantidad de productos dispersantes presentes en el lodo.093 LPB de Soda Ash son suficientes para precipitar 100 ppm de ión de calcio. Aproximadamente 0. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Es la cal que produce el cemento al reaccionar con el agua la que causa la mayor dificultad en la contaminación con cemento . CONTAMINACION POR ALTAS TEMPERATURAS. Muchos de los aditivos y dispersantes para controlar la pérdida de filtrado fracasan o llegan a ser inefectivos a medida que la temperatura aumenta.Mantener el porcentaje de agua óptimo en el lodo. Para evitar este problema se debe optimizar los equipos de control de sólidos y mantener una dilución adecuada. La contaminación con sólidos se reconoce por la alta: densidad .0735 LPB de bicarbonato de sodio. Cuando el cemento está ya seco. cemento y cal. y disminución de la eficiencia volumétrica de las bombas.Efectuar pruebas pilotos ( añejamiento ) en el campo para optimizar el uso de aditivos químicos.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. D. aumento del volumen de los tanques activos. C. S. c. y el revoque será grueso y esponjoso . ya que todos los aditivos químicos tienden a sufrir degradación entre 250 a 400 ºF.Evaluar los aditivos a la máxima temperatura de fondo registrada. La contaminación con gas ocasiona la disminución de la densidad del lodo. Drilling Fluids Services. pérdida de filtrado. Un procedimiento común para tratar la contaminación con cemento y dispersar las arcillas floculadas es remover el calcio con bicarbonato de sodio . y al mismo tiempo bajar el pH y tratarlo con un dispersante orgánico.Utilizar productos resistentes a temperaturas elevadas. Pf. La velocidad de degradación depende de la temperatura. La reacción es la siguiente: Ca(OH)2 + NaHCO3 --> CaCO3 + NaOH +H2O Para extraer químicamente 100 mg/lt de calcio proveniente de la cal. Para prevenir la degradación térmica se recomienda: a. Los sólidos perforados son los peores contaminantes del lodo y uno de los mayores problemas para el ingeniero de lodos. f. aumenta la velocidad de las reacciones químicas entre los muchos componentes de estos fluidos. La degradación térmica ocurre por distintos mecanismos como la hidrólisis (reacción de una sal para formar un ácido y una base) o la reacción entre dos o más componentes del lodo.A La contaminación con cemento causará: aumento de la reología. por ende. mientras que si este está suave más o menos el 50% del mismo se dispersa con capacidad de reacción. Cuando tratamos una contaminación con cemento es necesario hacer dos cosas: reducir el pH y remover el calcio soluble. deben ser removidos del sistema de circulación lo más pronto y con la mayor eficiencia posible. GVZ .-CONTAMINACION CON GAS.-CONTAMINACION CON SOLIDOS. e. se requiere aproximadamente 0. presión de bombeo y la baja tasa de penetración. ya que un alto contenido de sólidos arcillosos es causa primordial de la floculación del sistema al ser contaminado por cemento. y por otra parte a elevadas temperaturas un pequeño incremento en la misma resulta en una rápida degradación del material. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. En los lodos a base agua.Utilizar un mantenimiento adecuado al lodo. como 10 % queda libre para la contaminación. el aumento en la temperatura produce serios daños en sus propiedades.Mantener un pH sobre 10 y eliminar el uso de aditivos poco resistentes a altas temperaturas. el control de las propiedades del lodo. Se debe considerar también el contenido de sólidos de baja gravedad. d. pH y filtrado. antes que se fragmenten y dispersen durante la circulación haciéndose más difícil su remoción y. E. y el contenido de calcio en el filtrado también aumentará. resultando difícil mantenerlos en óptimas condiciones. En lodos contaminados con sal. La alcalinidad. b. Por consiguiente. cuando se incrementa la temperatura. viscosidad plástica. Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Los tratamientos para la contaminación de bicarbonato y carbonato deben ser precedidos de un análisis a fondo de las alcalinidades del filtrado. pH y la fase sólida parecen ser apropiados. deberá agregarse soda cáustica para aumentar el pH a 9. de la formación en si. El carbonato puede originarse de un tratamiento excesivo contra el calcio o cemento. Los cromolignosulfonatos deben usarse para el control reológico según sea necesario. CO3= y HCO3. Al añadirle cal al lodo.-CONTAMINACION CON CARBONATOS Y BICARBONATOS. Si el pH es menor de 9.(ppm) 1200 Mf 0 0 1200 (Mf-2Pf) 0 VII-TEORIA SOBRE POLIMEROS. se formen sales cálcicas o ácidos húmicos. mantener baja la gelatinización para ayudar a la desgasificación del lodo y mantener el peso del lodo en el tanque de succión. pH y la concentración de calcio. Si el pH es mayor de 9. Sin embargo la viscosidad y la pérdida de filtrado no responden a tratamientos químicos. cantidades considerables de carbonatos y bicarbonatos solubles pueden contaminar un lodo. GVZ . ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. debido a la interferencia que presentan los ácidos orgánicos . La exactitud en la titulación y las reacciones de los tratamientos es de hecho menor en lodos con alto contenido de dispersantes orgánicos.4 y el coeficiente PPM HCO3-/PPM Ca++ > 3 no será necesario agregar soda cáustica. puede verificarse relacionando los valores de la alcalinidad Pf y Mf de la siguiente forma: OH-( ppm) Pf= 0 Pf= Mf 2Pf= Mf 2Pf< Mf 2Pf> Mf CO= (ppm) 0 340 Pf 0 0 340 (2Pf-Mf) 0 0 1200 Pf 1200 Pf 1200 (Mf-Pf) HCO3. Las propiedades reológicas son afectadas de dos maneras cuando la alcalinidad del lodo proviene de CO3= ó HCO3-. A.o la combinación de estos. pruebas piloto completas y detalladas deben efectuarse para determinar la mejor manera de resolver el problema. Como regla común si Mf llega a más de 5.4. Drilling Fluids Services. La presencia de los iones OH.además de agregar lignito y cromolignosulfonato para estabilizar las propiedades reológicas y de filtración. o de la reacción entre el dióxido de carbono y la soda cáustica. Cuando existe una contaminación fuerte de carbonatos y bicarbonatos se crea una situación donde el Pf.prácticamente todo el bicarbonato ha sido convertido a carbonato y sólo requerirá tratamiento con cal o yeso. S. En algunos casos. En este caso .. Primero el carbonato y el bicarbonato en presencia de arcillas causan un incremento en los geles y el punto cedente. es una buena indicación de que hay suficientes carbonatos y bicarbonatos para crear problemas en el control del lodo. Estas contaminaciones causan más o menos los mismos problemas que el caso de las contaminaciones por calcio y se tratan agregando calcio en solución para precipitarlo como CaCO3. Se agrega cal para precipitar el HCO3-. que disminuyan la capacidad de controlar la pérdida de filtrado a alta temperatura y presión.4 aproximadamente. se debe agregar yeso o cal. además de cromolignosulfonato o lignito.NATURALEZA DE LOS POLIMEROS. Si el coeficiente PPM HCO3-/PPM Ca++ < 3.A Para tratar el lodo es necesario circularlo a través del desgasificador. Por esta razón . Estos iones pueden afectar adversamente las propiedades del fluido de la misma manera que la sal del sulfato de sodio. Esto convertirá el bicarbonato de calcio a carbonato de calcio y carbonato de sodio. para la defloculación. F.. se presenta el peligro de que a alta temperatura y con lodos de alta densidad. 5 a 10. HEC. además de producir poco daño a la formación. Los polímeros se pueden clasificar de acuerdo a su origen .5. GVZ .Modificados: (CMC.Reductores de pérdida de filtrado. c.CLASIFICACION DE LOS POLIMEROS.Naturales: (almidón. b. Algunos de los factores que afectan las propiedades de los polímeros son: a. PAC. catiónicos y anfotéricos).Floculantes. Físicamente los polímeros se dividen es dos grupos: No iónicos (alcoholes. estructura y utilidad. disminución de la pérdida de filtrado y fricción . entre las cuales están: buena limpieza y mejor suspensión de sólidos. La palabra obviamente describe una sustancia compuesta de unidades estructurales repetidas llamadas “Monómeros”.FACTORES QUE AFECTAN LAS PROPIEDADES DE LOS POLIMEROS. CMHEC. gliceroles y ésteres cíclicos). f. Los polímeros de acuerdo a su origen se clasifican en: a. b. MERO=UNIDAD). goma guar.Defloculantes / Adelgazantes. lubricantes. las cuales están constituidas por verdaderas macromoléculas hidrocarbonadas. Un aumento excesivo del pH causa elongamiento del polímero disminuyendo la viscosidad y puede causar su degradación.. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Químicamente los polímeros se dividen en dos familias: La familia de los celulósicos (CMC) y la familia de los poliésteres (derivados de glicoles. etc. e. amidas y éteres) y Polielectrolíticos (aniónicos. Hablando estrictamente.Agentes estabilizadores. c. Entre los polímeros manufacturados tenemos las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas.Otras funciones como: Inhibidores de corrosión . Los pH óptimos para la mejor función de los polímeros aniónicos esta entre los valores de 9. B. La mayoría de los polímeros se degradan por acidez (bajo pH). un polímero debe tener un peso molecular mayor de 10. Drilling Fluids Services. pH de la solución y concentración de la sal. Finalmente los polímeros se pueden clasificar por su utilidad en los fluidos de perforación en: a.A La palabra polímero se deriva del griego (POLI = MUCHO . Los polímeros de acuerdo a su estructura se pueden clasificar química y físicamente. S. razón ámino-ácida o grado de hidrólisis. Entre sus propie dades más importantes cabe destacar la expansión que sufren estos polímeros al ser disueltos en agua o salmuera. Los polímeros aniónicos obtienen mayor solubilidad a medida que se producen más enlaces iónicos en las cadenas del polímero al agregar un producto básico como la soda cáustica.000 y por lo menos 100 unidades estructurales. produciendo un aumento considerable en la viscosidad del sistema. agrupadas en largas cadenas a lo largo de las cuales se encuentran grupos amidas y ácidos.. poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas). Estos polímeros presentan una serie de propiedades físicas que dependen de su peso molecular . Y HPG). alternando con átomos de carbono. de alto peso molecular. goma algarroba y biopolímero XC)..Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.Sintéticos: ( poliacrilatos. Los polímeros pueden ser encontrados en forma natural o pueden ser obtenidos en laboratorios. d. C. El uso de polímeros en lodos de perforación proporciona al sistema una serie de ventajas y propiedades.pH.Viscosificantes. El potasio es menos adepto a ser intercambiado por otro ión ya que su estructura esta deshidratada y colapsada. b. valor muy cercano a la distancia disponible de 2. Con las illitas el ión potasio ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. pueden ser utilizados en sistemas con calcio y magnesio. Este mecanismo explica el porque un polímero altamente aniónico es ineficaz como viscosificante en aguas saladas.La rehidratación lleva al entrampamiento de una capa de agua y a la oportunidad de intercambio. donde las arcillas montmorilloníticas se han formado. Es formada. es mantenido con una energía de atracción mayor que otros iones intercambiables. El diámetro iónico del ión potasio es 2. VIII. Los iones divalentes como el calcio y el magnesio causan una precipitación rápida de los polímeros carboxílicos. cuando es expuesto al agua.Salinidad y cationes divalentes. parece ocurrir de la siguiente manera: Cuando la montmorillonita esta presente. Dependiendo de la cantidad de sal agregada.. tiene un efecto importante secundario asociado con ello.El potasio esta lo más cercano posible al centro de la carga negativa del cristal adyacente..TEORIA DE INHIBICION CON POTASIO. Las bajas energías de hidratación para los iones intercambiables parecen ser importantes para determinar la alta selectividad y las características de fijación. c. Drilling Fluids Services.8 amstroms. La tendencia a la fijación de los iones de potasio.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Los polímeros que son escasamente aniónicos. el intercambio de potasio por sodio y calcio crea una estructura más estable y menos hidratable.66 amstroms. Cuando el ión potasio esta presente en la solución original. el polímero no sólo se deshidrata sino que inclusive puede precipitarse de la solución . en el espacio cristalino de la estructura de la arcilla. GVZ . como el polímero XC.Temperatura. en las cuales la pérdida de eficiencia resulta a temperaturas mayores de 450 ºF y se debe a la saponificación del grupo acrilamida. Además la adsorción selectiva del ión potasio por las arcillas en relación a otros cationes específicos han sido documentadas. El sodio y el calcio que se encuentran normalmente en la montmorillonita . el efecto de concentración puede forzar al ión hacia el espacio libre de la superficie expuesta. cuyos grupos carboxilo están completamente ionizados. c.. causa reducción de la viscosidad ya que se deshidrata el polímero . las láminas tetraédricas de los cristales adyacentes se contactan y el potasio pierde su envoltura de agua orientada y se hace algo más pequeño. La adición de una sal a un polímero totalmente hidratado. Las altas temperaturas causan alteraciones estructurales irreversibles. por lo tanto.A b. que fuera atribuido solamente a este encaje fuerte dentro de la abertura hexagonal de los planos basales de oxígeno de la capa tetraédrica. Una vez en la posición es mantenido fuertemente y: a. S. Tal es el caso de las poliacrilamidas. Cuando un sistema potásico es deshidratado. El grupo carboxilato adicional resultante aumenta la sensibilidad de el polímero a los iones divalentes. La baja hidratación produce deshidratación interlaminar y colapso de las capas. una estructura compacta fuertemente agarrada. A medida que el proceso prosigue. pero son muy pequeños para unir completamente las láminas .La estructura cerrada evita rehidratación. Estas características de interacción del ión potasio con la superficie de las arcillas puede ser relacionada con dos efectos: tamaño iónico y energía de hidratación. La estabilización de lutitas con problemas con iones potasio. Otros iones no permiten un acercamiento tan estrecho de las capas. El ión potasio tiene la segunda energía de hidratación más baja. podrían entrar en el espacio cristalino . Sistemas Calcicos.1 B. los iones de calcio hidratados pueden penetrar fácilmente entre las láminas de arcilla para evitar la hidratación y ablandamiento de las mismas. Estos sistemas tienen la capacidad de perforar más eficientemente la mayoría de los pozos que anteriormente dependían de fluidos de base agua convencionales y en algunos casos. Su carácter de fluidos de daño mínimo a la formación. los iones de potasio hidratados. ya que ellos previenen el intercambio de bases iónicas entre los iones de calcio de formación. pozos que se perforaban con fluidos de emulsión inversa . debido al mínimo contenido de sólidos y su resultante viscosidad plástica reducida. El ión potasio trabaja mejor en las lutitas que tienen un alto porcentaje de illita o illita/esméctita mezclados en combinación de láminas en la fracción de arcillas. o brotes producidos por succión cuando se extrae la tubería. muestran mejores resultados que aquellos donde se utilizan fluidos de sólidos mínimos convencionales o fluidos dispersos. de succión y densidad equivalente de circulación .SISTEMAS DE POLIMEROS MODERNOS.A reemplaza cualquier ión intercambiable (impureza) en la estructura y expone toda la lutita al ambiente del mismo ión aglomerante que mantiene la illita unida. se busca determinar la manera más efectiva para reducir los costos totales de perforación y esto se logra a través de una tasa de penetración máxima. Además. reduciendo la cantidad de hinchamiento diferencial que ocurre.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.Mejor control de las presiones impelentes . Todas las ventajas e perforar con un fluido de sólidos mínimos a base de polímeros. y la lutita permanece estable. b. GVZ . ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. los hacen fluidos que pueden resolver los problemas de perforación actuales. altamente tixotrópico y con características de estabilización de lutitas son parte de estos sistemas. Drilling Fluids Services. asegura una producción potencial consistente. S.4 Sistema Agua Gel ( Spud Mud ) Sistema Lignosulfonato. la hidratación y el ablandamiento posterior puede ocurrir. lo cual ofrece la ventaja de estabilizar las zonas problemáticas de lutitas a altas tasas de perforación. En las arcillas de capas mixtas el potasio trabaja en ambos lados de la illita y la montmorillonita. Con las lutitas hidratadas e hinchadas.Mejor hidráulica y máximas tasas de penetración . C. B.3 B. Sistema Benex. especialmente para altos contenidos de illita. Esto ayuda a prevenir la pérdida de circulación.2 B. La cantidad de intercambio de base que ocurre es substancialmente reducida. atascamientos de tubería. Hoy día.SISTEMAS CONVENCIONALES A BASE AGUA A continuación se realiza una breve descripción de los sistemas de fluidos de perforación a base agua convencionales así como una guía para su correcto uso en el campo. son lo suficientemente pequeños como para penetrar las lutitas no hidratables. en la industria petrolera. La reducción del costo al incrementar las tasas de penetración y al producir estabilidad del pozo . Los sistemas de polímeros sintéticos modernos han sido desarrollados como culminación de 40 años de experiencia e investigación. la adsorción selectiva del ión potasio limita aún más la hidratación o hinchamiento de la formación. Sin embargo. Sus ventajas específicas son: a. Estos sistemas contribuyen a este aspecto de reducción de costo principalmente a través de sus propiedades altamente tixotrópicas de aldelgazamiento por corte y su mínimo contenido de sólidos. y sus rangos de aplicación y versatilidad . B. hacen de estos fluidos una alternativa económicamente atractiva. Pero. si los iones de sodio predominan en la formación. los registros de calibre de pozos perforados con estos sistemas. previene los efectos de dispersión de recortes y evita así la acumulación de recortes finos. Debido a su compatibilidad con la mayoría de los sistemas.Reducción de la adhesión de sólidos de perforación sobre la mecha . por lo que los equipos de control de sólidos deben operar eficientemente para asegurar el éxito de los mismos. fracturas. Cuando la generación de sólidos excede el nivel necesario de concentración de polímero o cuando no hay tiempo para que el proceso de encapsulación ocurra (perforaciones muy rápidas) se presentan altas viscosidades. El polímero poliacrilamida es sensitivo al calcio y trabaja mejor cuando el nivel se mantiene por debajo de 100 ppm . k.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.50 Las PHPA son excelentes estabilizadores de lutitas derrumbables (GUMBO). ya que estos han sido diseñados como sistemas de sólidos mínimos. e. debido a la menor erosión de pozos. la reología ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. así como para la reducción de pérdida de filtrado. ausencia de definición de los recortes y pérdida de su envoltura polimérica brillante. y es menos probable que ocurra dispersión de lutitas de la formación. Dependiendo de la cantidad de bentonita presente en el sistema.Reducción del daño a la formación. ya que el sistema es más tolerante al calcio debido a la encapsulación de todos los sólidos.Menor desgaste del equipo. Sin embargo. j. Los polímeros de celulosa polianiónicos ( PAC ) . el control reológico depende de las adiciones de poliacrilamida y no de la adición de lignito.0 lpb) a fin de acondicionar el fluido bajando su pH y estabilizando la reología. Hay señales que indican la insuficiencia del polímero en el sistema. Si el punto de cedencia y la resistencia de geles disminuye a valores inaceptables. tales como: viscosidades de salida incontrolables. d.A c.Mejor control de densidad y viscosidades. La perforación de cemento fresco con un sistema a base de agua probablemente resultará en la floculación severa.Flexibilidad y adaptabilidad a ambientes diferentes . En algunas situaciones críticas es posible añadir un adelgazante o dispersante químico para ayudar al control de viscosidad. g. ya que estas se adhieren a varias partículas de arcilla. El polímero poliacrilamida encapsula los recortes de perforación y facilita su remoción. lastrabarrenas y tubulares. antes de añadir más polímero. Los sistemas se mantienen a bajo pH . S. La dilución moderada es también importante. estabilizadores. El control de sólidos es muy importante en estos sistemas.Mayor estabilidad del pozo. fisuras y otras áreas sensitivas de la formación lo que ayuda a disminuir las presiones que resultan de la hidratación de las lutitas adyacentes al pozo. GVZ . Para reducir la pérdida de filtrado en estos sistemas una se utiliza una PHPA de menor peso molecular que la usada como viscosificante.han sido utilizados para elevar el punto de cedencia y resistencia de geles. pues ellos compiten con el polímero por las cargas disponibles. f. Una vez que el cemento ha fraguado el problema de perforar cemento con el sistema es menor.Mejor control en pozos direccionales. los sistemas de polímeros pueden ser convertidos a otros si se requiere. se puede añadir pequeñas cantidades de poliacrilato para reducir la viscosidad. este problema se puede remediar por la adición de polímero y/o dilución. i. h. Después de perforar cemento es necesario el tratamiento del sistema con bicarbonato de sodio para eliminar el calcio soluble y esperar hasta que el pH este por debajo de 10.25 a 1. La naturaleza del filtrado reduce la invasión profunda del mismo a lo largo de las demarcaciones estratificadas. limitando la dispersión y desprendimiento de la formación.Muy aceptables características ambientales. Los carbonatos también deben ser controlados. así como la adhesión de arcillas plásticas como el gumbo en la sarta de perforación.Mejores cementaciones y operaciones de evaluación de formación más efectivas. Drilling Fluids Services. Para esto se puede añadir cantidades reducidas de lignito (0. Si no se desea diluir. Este sistema se maneja de la misma forma que el sistema a base de agua dulce. y su pérdida de filtrado es un poco más alta.SISTEMA POLIMERICO IDBOND ( PHPA ).Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. El lignito potásico puede utilizarse para el control del filtrado . al cual se ha introducido el ión potasio para que en combinación con el polímero poliacrilamida impartan características inhibitorias al sistema. así como la utilización de celulosa polianiónica para el control de la pérdida de filtrado. que se encuentra alojado entre las laminillas de silice-alúmina-sílice. Como es bien conocido. S. Su componente principal es un polisacárido biodegradable y soluble en ácido que imparte viscosidad. El sistema se controla como un sistema de polímeros a base de potasio . que constituyen las partículas de arcilla . El sistema inhibitorio. el cual es utilizado como fluido de completación o reparación de pozos. Los más comunes son Na+. El rendimiento de los polímeros es afectado tanto por la dureza como por los cloruros presentes en el agua de mar. control de filtrado y características inhibitorias al sistema. pero especialmente hace las operaciones logísticas mucho más fáciles. El hidróxido de potasio se utiliza en reemplazo de la soda cáustica para el control de pH.A puede elevarse por adiciones de polímero XCD en muy bajas concentraciones (0. encapsulamiento de sólidos. El sistema puede formularse utilizando materiales acidificables en soluciones de ácido clorhídrico y puede utilizarse para perforar formaciones productivas. La mayor diferencia entre los sistemas a base de agua dulce y salada es una encapsulación más lenta y un efecto floculante debido a la presencia de agua salada. El sistema a base de agua salada esta diseñado para operaciones costa afuera. requiere la utilización de bentonita prehidratada a una concentración de 10 a 15 lpb. La adición de iones K+ a un fluido resulta en la reducción de la hidratación de la arcilla. para lo cual concentraciones de 2 a 5% de potasio son generalmente suficientes. Por último se diseño un sistema libre de arcillas.125 a 0. El sistema se puede preparar utilizando cloruro o acetato de potasio como fuente primaria de potasio . con las excepciones descritas y manteniendo la concentración de potasio necesaria para la inhibición requerida. Ca++ y K+. Se ha demostrado que el ión K+ no sólo es efectivo en el desplazamiento de los iones monovalentes sino en divalentes como el calcio. tixotropía. El agua de mar suministra cierta inhibición. La utilización de un poliacrilato líquido modifi cado para hacerlo un poco más tolerante al calcio es aconsejable en fluidos de agua de mar. hidróxido de potasio. acetato de potasio. Las arcillas sódicas exhiben una marcada hidratación debido al menor tamaño del ión Na+ y la débil densidad de la carga mayor. GVZ .. por lo que este sistema requiere una mayor cantidad de poliacrilamida . el cual debido a su carácter inhibitorio. el cual es muy importante ya que la mayoría de las lutitas hidratables (esméctitas) son montmorillonitas cálcicas. el grado de hidratación e hinchamiento de las lutitas depende de el ión intercambiable. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. como consecuencia del desplazamiento o intercambio básico.. lignito potásico y carbonato de potasio. El acetato tiene la ventaja de suministrar el ión potasio sin añadir los cloruros indeseables al sistema. es esencialmente el mismo sistema de agua dulce. X. Este sistema se diseñó específicamente para la estabilización de lutitas con alto contenido de arcillas esméctitas. Este sistema tiene limitaciones de temperatura (de 200 a 250 ºF ) y es susceptible a contaminación con sólidos. Drilling Fluids Services.SISTEMAS DE ALTA TECNOLOGIA A BASE AGUA I. las cuales son muy hidratables y producen la inestabilidad del pozo. sin embargo sus propiedades encapsulantes permanecen igualmente efectivas en el ambiente de agua marina.25 lpb) para asegurar la limpieza del hoyo y la capacidad de suspensión de las partículas sólidas. Este sistema disminuye el daño a la formación y suministra inhibición por medio de una salmuera estabilizante. especialmente a altas temperaturas. Las posibles fuentes de potasio utilizadas en este sistema son: cloruro de potasio. El carbonato de potasio puede ser utilizado para la precipitación del calcio soluble y controlar su concentración en el sistema. que son atraídas hacia estos grupos. obteniendo así un hoyo más calibrado.. y pérdida de circulación. aniónicos.El sistema trabaja de una manera parcialmente dispersa lo que proporciona mejor limpieza del hoyo y un menor ensanchamiento de las paredes del mismo. Así mismo. taponamiento de las mallas de las zarandas y de la línea de retorno. estos tienden a desintegrarse e incorporarse al sistema resultando en un aumento de los sólidos de baja gravedad e incremento de las propiedades reológicas. que al absorber el agua del fluido de perforación adquieren un aspecto pegajoso.A Sus componentes básicos son Poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (copolímero poliacrilato). Los polímeros no sólo forman un enlace en las superficies de las arcillas .. S. diseñadas para inhibir arcillas problemáticas.Forma una capa elástica de polímero alrededor de los cortes.Al utilizar un pH bajo reduce la concentración de hidróxilos. Las PHPA son aniónicas por lo que tienen la tendencia a ser adsorbidas en todos los sitios catiónicos en la superficie del esquisto. Estos polímeros reemplazan estos grupos de agua. lo cual reduce la estabilidad del hoyo. El GUMBO de por sí tiene alto contenido de agua y arcilla. entre otros. Al contrario del sistema lignosulfonato. y sintéticos. El sistema se mantiene con un mínimo de sólidos y el control de la viscosidad y de las propiedades reológicas no depende de la bentonita sino de las PHPA por lo que es estable a altas temperaturas y en presencia de contaminantes. presentando un aspecto más o menos plástico. fondos .arribas generalmente fluidos y mayor eficiencia en la limpieza del hoyo.-BENEFICIOS DEL SISTEMA PHPA. antes de el proceso de ser separados del sistema por medio de los equipos de control de sólidos. b. c. reduciendo la dispersión de las arcillas y facilitando el control de sólidos. trayendo como consecuencia la desintegración hasta llegar a ser partículas de tamaño coloidal. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Esto es producto de la naturaleza polar del agua. Otro efecto no deseable es el agrandamiento del hoyo. formando una red de polímeros alrededor de las laminillas de arcilla. El mecanismo primario de inhibición es la encapsulación polimérica de la arcilla o lutita perforada por atracción y adhesión aniónica/catiónica. la mayor adsorción de los sólidos se debe al enlace con hidrógeno. tales como: embolamiento de la mecha y portamechas. sino también sobre si mismos. 1. La naturaleza de adelgazamiento por corte permite al sistema tener bajas viscosidades en el fondo y al sacar la sarta. Son bien conocidos los problemas asociados al perforar las arcillas de tipo GUMBO. GVZ .Estabilización de zonas problemáticas. Esta capa de polímeros también protege a los cortes de ser convertidos en sólidos más finos. Mediante el uso del sistema PHPA las arcillas adsorben el polímero.. Las unidades acrilamidas de las PHPA tienen poco efecto sobre la viscosidad y el punto cedente. La efectiva encapsulación resultante evita la hidratación del hoyo y los cortes. Sin embargo.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Los geles característicos de éste sistema son frágiles y no suelen variar en el fondo del pozo por lo que las presiones de bombeo y suabeo no se incrementan sino que son estables. las PHPA no se manejan en estado muy disperso. pero acentúan en la encapsulación de los cortes. propensas a hidratarse. que son polímeros de alto peso molecular. Drilling Fluids Services. al mojarse estos esquistos. el componente arcilloso tiende a hincharse y posteriormente se rompen los enlaces . El sistema PHPA retarda este proceso de la forma siguiente: a. que orienta el hidrógeno hacia los grupos de hidróxilos de las superficies de los silicatos de otras moléculas de agua. al orientar su grupo polar de manera semejante y formar una capa que cubre la superficie de la arcilla con lo que se evita la desintegración. En el caso de los esquistos dispersivos. lo cual reduce las fuerzas adhesivas entre si e impide que se aglomeren. lo cual es dañino al sistema. A. Para aprovechar la buena limpieza de este sistema se debe mantener un punto cedente lo suficientemente alto. . mayor lubricidad y minimiza el daño a la formación. puede ser bastante dañino a la formación.El bajo contenido de bentonita en el sistema. 4. El sistema PHPA tiene una alta capacidad de transportar sólidos debido a sus características de adelgazamiento por corte.. 6. y a mayor cantidad de sólidos en el sistema menor será la tasa de penetración. Por otra parte es un sistema que puede controlar los estratos de gas y aún mantener las características deseables de un buen lodo.Protección de la formación. arrastre y diminución del riesgo de aprisionamiento diferencial. Tanto los fluidos de perforación como las salmueras de completación pueden ser dañinas. c. ocasiona que este sistema cause un menor daño y proporcione un mayor retorno de permeabilidad que los sistemas de lignosulfonato o cal. reducción del torque . Además reduce la dispersión de los sólidos. Como el sistema retarda la aglomeración de arcillas. Esto se atribuye a: a.A 2. Drilling Fluids Services. 5.Tasa máxima de penetración. como el lignosulfonato .Compatibilidad con la sal. o una disminución del tamaño de los poros debido a la expansión de las arcillas dentro de la formación misma . proporciona un mejor revoque. permite tasas de penetración más altas que las que se logran con sistemas de lignosulfonato y cal.Otras ventajas. Se han perforado formaciones de sal sin efectos dañinos al sistema. S. el ángulo del pozo y la calidad del revoque. especialmente en pozos direccionales y profundos. ya que los sólidos de tipo coloidal pueden penetrar a la formación disminuyendo la permeabilidad. que depende mucho de la presión diferencial. elástico y con muy baja impermeabilidad son factores que reducen la incidencia de aprisionamiento. la tasa de penetración. GVZ . por ser un sistema no disperso y con bajo contenido de bentonita. Existen muchas ventajas en el sistema PHPA . como en los jets de la mecha. El sistema PHPA es más efectivo que los sistemas de cal o lignosulfonato en reducir el torque y el arrastre. ocasionando su taponamiento. La lubricidad de las PHPA también ayuda a evitar el aprisionamiento de la tubería.. ya que puede producir una pérdida de permeabilidad debido a la migración de sólidos finos procedentes del lodo. por lo que proporciona una buena penetración y limpieza del hoyo.. Como se sabe. entre ellas están: ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. y por ende mejora el rendimiento del equipo de control de sólidos.Lubricación del pozo .. Uno de los problemas en la perforación de un pozo es controlar el daño a la formación. Otro factor que afecta la tasa de penetración es la viscosidad del fluido a altas tasas de corte. protegiendo de esta manera a la formación. . Además el alto pH y la tendencia a la dispersión de estos lodos causan daño dentro de los poros.La compatibilidad de las PHPA con la sal. El sistema PHPA proporciona una baja viscosidad a altas tasas de corte y alta viscosidad a bajas tasas de corte ( en el anular ). 3. El sistema PHPA. así como retardar el embolamiento.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. El sistema PHPA es compatible con la sal .El bajo contenido de sólidos. Un sistema disperso. b. El agua proporciona baja viscosidad en la mecha pero no puede proporcionar la limpieza adecuada. Con el sistema PHPA se mantiene un nivel bajo de sólidos de baja gravedad y de arcillas. La lubricidad del sistema y la formación de un revoque delgado. uno de los factores que afectan la tasa de penetración es la concentración de sólidos de tamaño coloidal. Las concentraciones de los otros productos pueden dejarse caer si las condiciones del sistema lo permiten. El gas amoníaco generado es pasado a través de una solución de ácido bórico. B. al aumentar la tasa de penetración y aumentar la vida útil de las mechas. Tubos de goma...Los costos de perforación pueden ser reducidos considerablemente.-DETERMINACION DE LA POLIACRILAMIDA SISTEMA IDBOND La dificultad en el establecimiento de un método de prueba confiable para la cuantificación de los polímeros en los fluidos de perforación ha dependido de la ausencia de ciertos grupos funcionales sobre la cual se basa el análisis.La viscosidad en la línea de flujo debe ser igual o menor que la viscosidad en succión.GUIA RECOMENDADA PARA LA APLICACION DEL SISTEMA PHPA. d.Tanto el lodo como el corte deben tener una apariencia lustrosa. Pipetas de 5 ml.El sistema ha demostrado que funciona mejor manteniendo el nivel de calcio bajo los 100 ppm. Las aminas se hidrolizan cuando están expuestas a altas temperaturas en un medio altamente alcalino y uno de los productos es el amoniaco.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. o cuando se perforan muy rápidamente hoyos de diámetro grande con altas concentraciones de cortes encapsulados. influjos de agua salada. anhidrita o cemento. EQUIPOS PARA LA PRUEBA : 02 01 01 02 01 01 01 01 04 01 01 Frascos Erlemeyer de 125 ml. S.. En el caso del IDBOND . Drilling Fluids Services.No es adversamente afectado . donde se forma un complejo. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Pipeta de 25 ml. C.A a. Jeringa de 10 cc.Las propiedades químicas y reológicas del sistema son fáciles de mantener. la presencia del grupo amida provee sino un grupo funcional único.Las arcillas perforadas deben estar relativamente secas o en un estado nativo al romperse para ser inspeccionadas. a un pH de 4.. Tapón de goma perforado. para que quede bien ajustado. 5.. La experiencia obtenida en los pozos perforados con el sistema polimérico PHPA ha permitido desarrollar una guía a fin de tratar el sistema adecuadamente. Estas pautas son: 1. La clave del procedimiento es la producción de gas amonio. Agitador magnético/calentador Modelo PC-520 Barra agitadora magnética. sin embargo . 3.0 . La cuantificación se efectuará por titulación por retroceso con una solución de HCl diluido. 4.. se establece un análisis confiable de campo. Las excepciones podrían ser cuando el lodo está aún sin circular.El buen mantenimiento del sistema hace que sea térmicamente estable.Mantener la concentración de PHPA en el sistema. Cilindro graduado de 100 ml. Con el uso de un volumen determinado de muestras y variando las condiciones de reacción . el volumen de gas amoníaco es proporcional al contenido de poliacrilamida en el fluido.El sistema exhibe bajas tasas de corrosión. e. se ha establecido que cuando hay soluciones conteniendo IDBOND y están sujetas a altos pH y elevadas temperaturas. por lo menos uno en el cual se presenta un muy limitado número de aditivos en los fluidos de perforación. 2. en gran proporción . a fin de asegurar una estabilización de las lutitas de Naricual y lograr hoyos de buen calibre . GVZ . Tubo de vidrio con diámetro igual al tapón. b. pHmetro. c. por carbonatos . Acido Bórico al 10% Disuelva 20 gr.P CONCENTRACION (LPB) 0. S. una vez propiamente formuladas deben ser almacenadas indefinidamente y servirán constantemente para repetir y confirmar algunas lecturas.. PREPARACION DE LA CURVA DE TITULACION La construcción de una curva de calibración es el primer paso.5 N del disponible en el mercado a 500 ml. Las soluciones de referencia de concentración de IDBOND conocida. Si es líquido debe hacerse una aproximación de los ml a lpb.0 1. De perlas de NaOH y añádale lentamente con agitación a 150 cc. las adiciones de polímero deben ser hechas muy lentamente y bajo altas tasas de corte. de agua destilada. Consideraciones : La experiencia ha mostrado que generalmente un exceso en el filtrado de 0.2 0.5 IDBOND EN 350 ML DE AGUA 0. Si se forman ojos de pescado. En el caso de IDBOND-P .008 N Adicione 8 ml de HCl 0. De ácido bórico sólido en agua destilada en un cilindro de 1000 cc. Es esencial que las soluciones tengan que ser agitadas hasta que la solución quede homogénea. B.. Hay un desvío en la linealidad con los standard a una mayor concentración de IDBOND que las mostradas.5 IDBOND .A REACTIVOS A.02 %.. D.Antiespumante. Consecuentemente no es aconsejable usar una curva preparada en un trabajo y luego volverla a usar en otro donde el agua es diferente.6 Las soluciones standarizadas. Los estándares preparados tienen las siguientes especificaciones : IDBOND .L CONCENTRACION (LPB) 0.Solución de NaOH 6 N Pese 60 gr. Añada agua destilada hasta la marca.6 IDBOND EN 350 ML DE AGUA 0. se pesa directamente..Indicador Rojo de Metilo al 0.Solución de HCl al 0. Las soluciones patrones son preparadas por dispersión de pesos conocidos de IDBOND en 350 ml.2 0. ( disponible comercialmente) E.2 lpb .5 lpb y 0.0 1. GVZ . al igual que el agua de perforación. Las soluciones serán aereadas y varias horas se requerirán par sacar el aire de ellas. En el caso particular de IDBOND-P. de agua destilada. para el líquido y el polvo respectivamente. C. de agua.4 0.4 0.5 1. Drilling Fluids Services.5 1. y llénelo con agua destilada hasta la marca.(Utilice un mixer).Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. esencial para el procedimiento de análisis.. debe ser preparada usando IDBOND del taladro. la preparación debe repetirse. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. produce un rendimiento adecuado. El sistema es libre de aceite. ( Una selección entre 3 y 4 se consideran valores normales ). de agua destilada. reinicie otra vez la prueba.0 ( Cambio de color a rojo). de lodo en vez de 10 cc. No intente la interpretación por extrapolación II. de solución indicadora de Rojo de Metilo al 0. Titule los contenidos del envase recibidor con HCl 0. el cual reemplaza y acerca a la tecnología de los fluidos de perforación de lodo base agua. Su componente principal. El sistema QUADRILL . Polímero : IDCAP . En el envase que contiene la muestra añádase 3 ml.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. con una pipeta y ensamble de forma instantánea con el tapón. Tomando cuidado de eliminar todo el aire de la muestra. Caliente por un total de 60 minutos. usando 5 cc. Inhibidor de arcilla. de muestra en una jeringa graduada a el envase. GVZ . Entre sus ventajas tenemos : abcdef- Excelente estabilidad del hoyo e integridad de los cortes.. coloque el envase de reacción a este y el que va a recibir en el otro lado. Procedimiento de la Prueba : Se debe seguir el siguiente procedimiento para correr todas las pruebas : A un frasco Erlemeyer de 125 ml. tornará el indicador amarillo. es térmicamente estable y produce poco daño en reservorios sensitivos. Bajo impacto ambiental.02%. Catión : Potasio o Calcio. de antiespumante y una barra agitadora magnética. añada 50 ml. Sal : Cloruro de sodio o potasio. Drilling Fluids Services. Comience a agitar con la barra. afloje el tapón del envase de reacción.008N. ) Teniendo previamente calentado el plato de calentamiento. de NaOH 6N. tomando en cuenta el tiempo en que fue colocado el envase. es mayor en el caso de la preparación de estándares de baja concentración. estabilizador de arcilla. Con los tapones y tubos de goma ensamble el equipo. Excelente lubricidad. Poco daño a los reservorios sensitivos. con característica de rendimiento similares a los sistemas a base de aceite.A El error potencial hecho en la preparación de los estándard. ( Si ellos están muy cercanos los incrementos de errores potenciales puede aumentar). Protección contra pegamiento de tubería. logra esta inhibición única a través de la acción sinergética de cuatro componentes principales : Polyol : STAPLEX 500 . adicione 10 cc.-SISTEMA QUADRILL El Sistema QUADRILL es un sistema inhibidor a base de agua diseñado para perforar en áreas difíciles con un mínimo de impacto ambiental . Un mínimo de tres estándares es prudente hacerlos y ellos cubrirán un buen rango de concentraciones . tiene excelentes propiedades de lubricidad y control de filtración. STAPLEX 500 (estabilizador de lutitas) es completamente biodegradable. Representa un avance importante desde el sistema HF-PLUS. Al final del período de calentamiento. hasta obtener un pH de 4. Con una pipeta volumétrica añada 25 ml. Adicione 2 a 3 ml. de Acido Bórico al 2% a un segundo frasco Erlemeyer y adicione 1 a 2 ml. Multiplíquese el valor no corregido del polímero por dos para determinar el contenido de polímero corregido en la prueba.. Baja dilución y bajos costos de mantenimiento. ( Tenga cuidado que el final del tubo de desprendimiento esté bajo la superficie del ácido bórico. S. El paso del gas amoniaco dentro de la solución de ácido bórico. Si una muestra de lodo da una titulación por encima del tope de la curva modelo. La inhibición natural del sistema QUADRILL....Concentración de STAPLEX-500 Se esta desarrollando una técnica de precipitación de Polyol para determinar la concentración de STAPLEX 500. reduciendo así el potencial de hidratación de las lutitas y el hinchamiento cerca de la región próxima al hoyo. Agregue entonces IDCAP e ID-FLR XL a una velocidad de 5 a 10 minutos/saco.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. 3.A Contrariamente a los sistemas “Thermally Activate Mud Emulsion” (TAME).75 2 Polímero encapsulador Gilsonita Asfalto sulfonado Lignito %Volumen LPB LPB LPB LPB LPB MEZCLADO EN EL CAMPO 1.. se incrementa la lubricidad y se reduce la pérdida de filtrado. FUNCIONES DE LOS PRODUCTOS PRODUCTO FLOPEX STARPLEX 500 IDCAP KCL IDVIS ID-FLR XL ID-FLR KOH FUNCION Control de filtrado Estabilizador de Lutitas Inhibidor de lutitas Sal Viscosificador Reductor de filtrado PAC regular Control de pH DESCRIPCION Celulosa modificada Glicol polialcaleno Polímero sintético Reduce actividad del agua Polímero XC Control de filtrado Control de filtrado OTROS PRODUCTOS IDBOND IDTEX IDTEX W CALOTEMP IDSPERSEX T Inhibidor de lutita Estabilizador de lutita Estabilizador de lutita Pérdida de filtrado Dispersante antifloculante FORMULACION BASE STAPLEX 500 IDCAP FLOPEX KCL IDVIS FLR 6 4 2 30 0. el cual basa su medida en el hecho que el STAPLEX 500 tiene un punto de ebullición superior al agua. De esta manera se mejora la estabilidad del hoyo. MONITOREO DEL SISTEMA a. Añada 10 IDCIDE (BacterIcida) y NaOH ó KOH para controlar el pH. 4.Añadir antiespumante de ser necesario. S. 5. El procedimiento es el siguiente : ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.Añadir KCl y la Barita. GVZ . 2..Añada IDVIS a través del embudo a una velocidad de 15 a 30 minutos/saco..Llenar los tanques con el agua requerida y STAPLEX 500 . Actualmente esta concentración se determina utilizando una retorta dual. asegura que los cortes no serán dispersados en el anular.Limpiar cuidadosamente los tanques y líneas. el STAPLEX 500 es completamente soluble en agua a temperatura de pozo. menores tratamientos y bajos costos de mantenimiento. lo cual se traduce directamente en una mejor eficiencia en el control de sólidos. Drilling Fluids Services. por lo tanto la concentración de Polyol en el filtrado es mucho mayor que en los sistemas TAME.. ..A I . b. d..p.Solución de Cloruro de Potasio ( 14 gr. c.. Lleve el termostato hasta 1000oF (538oC) y deje evaporar todo el Polyol. Mida el volumen de agua recolectado.La barita posee una gravedad específica de 4. c.La gravedad específica de los L.. es 2.Centrifugar por un minuto y leer inmediatamente el volumen precipitado. III . De perclorato de sodio en 100 cc de agua destilada) 4. GVZ . c.m..60. barita. STAPLEX 500 y aceite.. Mida el volumen total destilado.Añadir 3 cc de solución de perclorato de sodio..Concentración de Potasio Equipo : 1..Medir 7 cc de filtrado en un tubo de centrífuga limpio. De cloruro de potasio en 100 cc de agua destilada ). Drilling Fluids Services. 2.S... b. tipo Kolmer (Corning # 360) 2. Procedimiento : 1. Datos requeridos : Dm Densidad del lodo W Porción de agua K Concentración de KCl C Concentración de Cloruro Vo Porción de aceite ( SG ) ( % v/v ) ( g/l filtrado ) ( g/l filtrado ) ( %v/v ) ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.Centrifugar por 1 minuto y leer el volumen de precipitado.Determine el % v/v de Polyol por diferencia entre el volumen final y el volumen inicial destilado. S.75 fracción activa del Polyol en el STAPLEX 500.Determinar la concentración de KCl.La presencia de STAPLEX 500 no altera el volumen ocupado por la sal en solución y es completamente estable en la fase salada a la temperatura del hoyo. c. IV .5 cc por cada 1 % de KCl ) de la solución de KCl a los tubos de la centrífuga y diluirlos hasta la marca de 7 cc . NaCl.Utilizando papel milimetrado de coordenadas rectangulares graficar los cc de precipitado v/s KCl (En % o LPB).Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.. sólidos de baja gravedad. Ponga el termostato en 300oF (145oC) y deje destilar hasta no detener más líquido.Preparar una serie de soluciones standard de KCl en el rango de 1 a 8 %. a.25. b. b. II .. Determine el % v/v de STAPLEX 500 dividiendo el % v/v de Polyol entre 0.Tubos para centrífuga clínica de 10 cc. Los cálculos se realizan con las siguientes hipótesis : a. 3. Añadir 3 cc de Perclorato de sodio a cada tubo.Contenido de sólidos Los cálculos de sólidos descritos a continuación son válidos en lodos conteniendo KCl.Centrífuga de 2500 a 5000 r.. Añadir las cantidades apropiadas ( 0..Solución de Perclorato de Sodio (150 gr.G.Determinar la curva standard a.Determinar la concentración de KCl por la curva standard. . Accretion se refiere a la formación gradual de una capa compacta de cortes sobre la tubería de perforación ( portamechas.76 7.2.92 Barita = ( DS ..DS ) x S x 15.000388 N) ( %v/v ) 3.6485 ( g/l ) 2. haciéndolos así plásticos y pegajosos y capaces de compactarse en el ensamblaje de fondo. Sin embargo si esto ocurre. el problema se puede solucionar circulando píldoras de salmuera de KCl.A Do P N B Db S Ds Barita LGS Densidad de aceite STAPLEX 500 fracción Concentración de cloruro de sodio Fracción de salmuera Densidad de la salmuera Sólidos contenido verdadero Densidad promedio de los sólidos Contenido de barita Sólidos de baja gravedad ( SG ) ( %v/v ) ( g/l filtrado ) ( % V/V ) ( SG ) ( % V/V ) ( SG ) ( lpb o g/l ) ( lpb o g/l ) Cálculos : 1.Embolamiento y Accretion El embolamiento de una mecha y estabilizadores es una indicación de una pobre inhibición y puede ocurrir en cualquier arcilla reactiva .Vo Do ) / ( 1 .Vo ) ( g/ml ) 6.105 P ) ( N + K) B) / 1000 B) ( g/ml ) 4. Los cortes perforados son generalmente suaves y esponjosos en los shakers y cuando el ensamblaje de fondo llega a la superficie esta cubierto por grandes terrones suaves.78 ( lpb ) ( g/l) PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACION CON LA UTILIZACION DEL QUADRILL I.476 K) * 1.Concentración de NaCl en el filtrado : N = (C ..Fracción de salmuera en el lodo : B = (W+P) / (1 . GVZ .0.DS ) x S x 5.Densidad de la salmuera : DB = ((1000 ( W + 1.Densidad promedio de los sólidos : Ds = ( DM ..6 ) x S x 0.0.5 LGS = ( 4.Contenido de sólidos de baja gravedad : LGS = ( 4.0. La accretion tiende a ocurrir cuando las formaciones se mantienen en niveles críticos de hidratación ( contenido de humedad ) por la naturaleza inhibitoria del lodo.Contenido de sólidos verdaderos : S = 100 ( 1 ..25 . S.B ..Contenido de Barita : ( lpb ) ( g/l ) Barita = ( DS .2.6 ) x S x 25.B Db .P ) ( % v/v ) 5. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. estabilizadores y mecha ) . esponjosos y pegajosos. Drilling Fluids Services.B ..000411 K .Vo . Este problema se presenta pocas veces con el sistema QUADRILL.25 .Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela, S.A Además incrementando la concentración de KCl y reducir la concentración de STAPLEX 500 a 3% ó menos ha probado ser efectivo. El uso de ID-FLR XL en lugar de IDFLO , también ayuda a solventar este problema. La concentración de STAPLEX 500 puede volver a ser incrementada después de haber sido perforada esta lutita pegajosa. II- Contaminación por sólidos : El sistema QUADRILL es altamente inhibitorio y con un buen equipo de control de sólidos, el ingreso de sólidos de baja gravedad al sistema se retarda. Sin embargo se recomienda mantener una dilución mínima. El incremento de sólidos de baja gravedad puede ser monitoreado usando la prueba de azul de metileno. Los máximos valores de MBT aconsejados son : 25 LPB para lodos hasta 13.0 lpg 20 LPB para lodos sobre 13.0 lpg Si es necesario, el fluido puede ser adelgazado con 1 a 2 LPB de ID SPERSE XT. III- Contaminación por cemento : Antes de perforar cemento, el sistema debería ser pretextado con Bicarbonato de sodio o PTS-300. Como cualquier lodo base agua es preferible desechar el lodo altamente contaminado , antes de tratar de reacondicionar. IV- Ataque Bacteriano : Como cualquier lodo polímerico, el sistema QUADRILL es susceptible a degradación bacteriana y tratamientos rutinarios con bactericida ( IDCIDE L ) , son recomendados. El ataque bacteriano ocurre principalmente cuando se utiliza IDFLO, ID-FLR XL y FLOPEX. Se recomienda para este problema pH superiores a 9.5 para provocar formación de amonio. INHIBICION DE LUTITAS Los mecanismos de inhibición de lutitas provistas por materiales tales como polímeros encapsulantes, sales y cationes ha sido estudiado por muchos años y es relativamente bien conocido. La inhibición lograda por polyoles ( glicoles ), tal como STAPLEX 500 es menos comprendida y está recibiendo actualmente una considerable atención desde que se han logrado buenos resultados de campo. La atención actualmente esta enfocado sobre los glicoles polialquenos ó PAG. Generalmente estos elementos comprenden una serie de uniones alquil unidas con átomos de oxileno y terminados en radicales oxidrilos. La fórmula estructural de los PAG es : HO (CH2CH2O)X (CHCH2O)Y (CH2CH2O)ZH | CH3 La unidad central Y , es óxido de propileno y las unidades X y Z , se refiere al óxido de etileno. Es generalmente aceptado que la presión diferencial entre el fluido de perforación y la arcilla de la formación es la principal causa de inestabilidad del hoyo. Esto debido a que existe una mayor invasión de filtrado a la zona problemática, lo que puede causar hidratación y/o hinchamiento de lutitas. A fin de minimizar la invasión, es de gran importancia mantener el peso de lodo lo mas bajo posible y lograr mecanismo de inhibición. Los mecanismos exactos por los cuales los polyoles ( glicoles y gliceroles ), logran inhibir el hinchamiento y la dispersión de las lutitas no es conocido. Las siguientes teorías o mecanismos han sido propuestos : Mecanismo 1 Se piensa que los polyoles deben unir hidrógenos a las superficies de la arcilla y formando capas superficiales las cuales disminuyen la hidratación de los cortes y la zona ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Drilling Fluids Services. GVZ Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela, S.A expuesta del pozo. Las cadenas hidrogenadas podrían esperarse de los éteres oxigenados o particularmente de los radicales OH. El fenómeno de adsorción del polyol ha sido estudiada por algún tiempo. La capa absorbida no es necesariamente más efectiva si el polyol es insoluble en la fase acuosa. Polyoles solubles pueden todavía adsorberse fuertemente sobre la superficie de las arcillas y una vez adsorbidas , el efecto inhibidor está determinado por la capa superficial y no por la vía por la cual el polyol encontró la superficie de la arcilla. Mecanismo 2 Es más probable que estos polyoles , siendo lo suficientemente pequeños para penetrar dentro de los poros, se intercalen y/o adsorban sobre las placas de arcilla. El proceso de adsorción y/o intercalación es más factible a envolver interacciones electrostáticas débiles por medio de los grupos polares y por las uniones Van der Waals entre los centros organofílicos. El mejoramiento observado ( vía sinergía ) , que las PHPA exhiben cuando son añadidas a lodos que contienen polyoles, pueden ser atribuidas a diferentes mecanismos. Las moléculas de PHPA son muy grandes y por lo tanto difícilmente penetran en los poros y se intercalan entre las laminillas de arcilla. Ellas están más dadas a ser adsorbidas en la parte exterior de los cortes o en la pared del hoyo. Mecanismo 3 Los polyoles de bajo peso molecular como el glicerol son altamente móviles y pueden penetrar los espacios interlaminales de las arcillas y desplazar cualquier molécula de agua presente. Esto resulta en una estructura estable arcilla - polyol , la cual es resistente a la hidratación y a la dispersión. Sin embargo se ha observado que los gliceroles por si solos son relativamente pobres inhibidores comparados con algunos polyoles de mayor peso molecular. Consideraciones de entropía sugieren que polyoles mayores son intercalados preferencialmente sobre los glicoles más pequeños. Mecanismo 4 Los polyoles solubles son hidratados por agua y presión de vapor reducida y consecuentemente la actividad del agua actúa de forma similar a una sal soluble. Así, existe un menor potencial para la transferencia de la fase vapor del agua desde el fluido de perforación hacia la formación. Sin embargo, tratamientos efectivos en operaciones de campo pueden ser menores de 3%, la cual produciría solo una pequeña disminución en la presión de vapor del agua. Existe una gran duda si existe transferencia osmótica del agua desde los lodos de base agua hacia las arcillas. Además el nivel de inhibición obtenido con los polyoles es mucho mayor que los que podrían obtenerse por la adición de una sal como NaCl, para obtener una actividad del agua igual. Es más probable que algunos polyoles solubles, incrementen la viscosidad de la fase acuosa, reduciendo así la movilidad de las moléculas de agua y por lo tanto la penetración del filtrado en las lutitas. También incrementan el rendimiento de los polímeros y la estabilidad térmica, presumiblemente por la solubilidad de los polímeros. También se ha sugerido que algunos polyoles actúan como “interruptores de estructura“ rompiendo las cadenas de agua en las superficies de las arcillas. Mecanismo 5 Los polyoles que exhiben “puntos de nube” , también proporcionan inhibición debido a la reducción de la pérdida de filtrado. Las finas gotitas de emulsión formados por estos sistemas (TAME), son efectivas para controlar bajos valores de filtrado HT-HP a temperaturas sobre el “punto de nube”. Este efecto indudablemente ayuda, pero a menos que la lutita contenga microfracturas, el mecanismo de control de la transferencia de agua es por difusión y no por filtración. Hasta el presente no está claro si hay grandes diferencias entre el mecanismo de inhibición entre polyoles solubles y aquellos parcialmente insolubles. El uso de estos dos tipos de polyol en aplicaciones en el campo, no han demostrado grandes diferencias en su ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Drilling Fluids Services. GVZ Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela, S.A rendimiento. Sin embargo esto podría sugerir que el “efecto nube” quizás no es importante o que dos diferentes mecanismos existen. También es posible que todos los glicoles “cloud” cerca de las superficies de arcilla donde el contenido de sales y el campo eléctrico es alto. Otro factor debe ser tomado en consideración si el polyol es parcialmente insoluble en la fase acuosa, la concentración en el filtrado es menor. Por lo tanto cualquier filtrado que invada la formación será menos inhibitorio y existe el potencial para la hidratación y el hinchamiento de las arcillas justamente detrás de la región cercana al hoyo abierto. Este efecto puede ser incrementado por ósmosis como la capa superior adsorbida desde el polímero “clouded”, el cual activa una membrana semipermeable . Así, un pequeño incremento en la presión de poro puede ocurrir, resultando en cavernas o posiblemente en un hoyo colapsado. Se ha notado que todos los polyoles inhibitorios exhiben efectos sinergéticos con inhibidores alternos tales como KCl o polímeros encapsulantes como IDCAP ó IDBOND. La inhibición óptima se logra al combinar estos tres componentes. III.-SISTEMA VISPLEX El VISPLEX es un fluido de características únicas, a base agua, desarrollado para perforar pozos desviados, horizontales y/o pozos con problemas de estabilización mecánica o formaciones inconsolidadas. Las propiedad fundamental del sistema es su comportamiento reológico. El sistema VISPLEX es un fluido de alto adelgazamiento por corte, el cual ofrece altos puntos cedentes, bajas viscosidades plásticas y geles altos y planos. El sistema VISPLEX provee una suspensión excepcional de los sólidos perforados, los cuales son separados fácilmente a través de las mallas. Esta propiedad garantiza una excelente limpieza en pozos con altos ángulos de desvío, permitiendo además mantener las presiones de bombeo bajas, buena hidráulica en la mecha y altas tasas de penetración. Entre las principales ventajas del sistema están: *-Puede utilizarse para un amplio rango de densidades. *-Provee excelente suspensión de sólidos. *-Reduce la erosión produciendo hoyos en calibre. *-Fluido de bajos sólidos. *-Fluido de bajo daño. *-Ofrece estabilización a formaciones no consolidadas. El sistema VISPLEX esta basado en la tecnología de mezcla de hidróxilos metálicos (MIXED METAL HIDROXIDE). Los MMH trabajan sinergeticamente con la bentonita formando un complejo altamente tixotrópico. Esto significa que el fluido se vuelve bombeable tan pronto como una fuerza es aplicada. De esta forma no se producen altas presiones de circulación cuando se enciende la bomba. Su naturaleza altamente tixotrópica hace al sistema invaluable en áreas propensas a perdidas de circulación, pozos altamente desviados y donde se requiere de bajas tasas de bombeo. Cuando el VISPLEX se introduce dentro de una lechada de bentonita prehidratada, se evidencia un cambio drástico en la apariencia del fluido y en las propiedades del mismo. El fluido se vuelve “ espeso “ y luce gelificado. A diferencia de los fluidos convencionales mezclados para dar un rendimiento reológico alto, los geles son extremadamente frágiles y puede hacerse fluir con muy poco esfuerzo. El perfil reológico del fluido es muy achatado, lo cual en términos de modelo de BINGHAN equivale a altos puntos cedentes y bajas viscosidades plásticas. A través de lo que aparenta ser una combinación del comportamiento reológico y la acción química, el fluido ha sido muy exitoso en la estabilización de formaciones hidratables y no consolidadas, produciendo hoyos en calibre. Los aditivos convencionales para el control del filtrado, mientras dan buen resultado en el control de la filtración, lo hacen a expensas de la perdida de las características reológicas únicas del sistema. La adición de lignito, CMC, PAC, etc., anulan completamente el efecto del VISPLEX en el reograma del fluido. Las características asociadas con el complejo BENTONITA / VISPLEX se pierden , probablemente debido a la interferencia de los polos ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Drilling Fluids Services. GVZ Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela, S.A aniónicos de estos aditivos, con los campos de fuerza. Por esta razón fue necesario desarrollar un nuevo aditivo para proveer el control de filtración y revoque, sin eliminar las características reológicas del sistema. El producto , llamado FLOPEX, es efectivo tanto en sistemas a base de agua de mar como en agua fresca, a temperaturas en el rango de 250 a 300 grados F. Los adelgazadores convencionales tienen un efecto dramático sobre la reología del sistema y la destruyen totalmente en lodos limpios. En los lodos de campo que contienen sólidos de formación, se pueden hacer pequeñas adiciones de tales productos, donde el FLR-XL ha sido identificado como el adelgazador ideal del sistema. PROCEDIMIENTO DE MEZCLA DEL SISTEMA 1.- Limpie profusamente los tanques. 2.- Llene los tanques con agua fresca. Realizar prueba de dureza al agua de preparación y de ser necesario tratar la misma a fin de reducir la concentración del ion Calcio a alrededor de 50 mg/lt, usando Soda Ash. 3.- Agregue soda cáustica al agua de preparación obteniendo un pH entre 10.5 y 11.0. 4.- Agregue bentonita . Utilizar bentonita pura . Dejar prehidratar la misma por el Mayor tiempo posible a la máxima concentración que permita el sistema de mezcla . Agregue agua fresca , luego de prehidratada la misma , logrando una concentración final de bentonita de 10 LPB. 5.- Adicione 1.0 LPB de VISPLEX. 6.- Realizar prueba al sistema. Las lecturas de 3 y 6 r.p.m., deben se +/- 35 , medidas en el viscosímetro FANN. Si son significativamente menores agregar mas VISPLEX o bentonita prehidratada hasta que la viscosidad deseada sea alcanzada. 7.- Si se requiere control de filtrado debe agregarse FLOPEX . Una concentración de 4.0 LPB darán una perdida de Filtrado API menor de 10 cc/30 min. 8.- Nunca debe perforarse cemento con el sistema VISPLEX. Realizar la perforación de cemento con agua fresca y luego desplazar la misma con el sistema VISPLEX asegurando que no exista contaminación con iones Calcio. PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO DEL SISTEMA 1.- Mantener la densidad del sistema lo mas baja posible mediante el uso eficiente de los equipos de control de sólidos. 2.- Evitar en lo posible la perforación de cemento con el sistema VISPLEX . Para esta operación utilizar agua fresca. En caso de ser inevitable la perforación de cemento con el sistema VISPLEX, pretratar el mismo con Soda ASH. 3.- La reología única del sistema puede controlarse manteniendo las lecturas de 3 y 6 r.p.m., gel a 10 segundos y punto cedente lo mas cercano posible ( + / - 4 lbs/100 p2 ) Si se observa caída del punto cedente, generalmente indica la necesidad de ajustar la concentración de VISPLEX . Cualquier tratamiento debe realizarse luego de pruebas pilotos a fin de evitar sobretratamientos. 4.- Mantener el pH cercano a 10.5. Valores inferiores pueden ocasionar adelgazamiento del sistema. 5.- Aplicar dilución moderada con agua fresca , evitando de esta forma la incorporación excesiva de sólidos de baja gravedad. 6.- Mantener la adición de Carbonato de calcio en la zona de producción a fin de lograr “ puenteo “ de los poros. 7.- Realizar la adición de VISPLEX por medio del barril químico , asegurando la adición homogénea del producto. 8.- Optimizar el funcionamiento de los equipos de control de sólidos, disminuyendo de esta forma los costos de mantenimiento. 9.- Reciclar el lodo , una vez finalizadas las labores de perforación con el objetivo de ser reutilizado en próximos pozos , disminuyendo así los costos totales de perforación. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Drilling Fluids Services. GVZ Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela, S.A PRUEBA DEL RENDIMIENTO DE LA BENTONITA EN EL SISTEMA VISPLEX - Mezcle 10 grs de bentonita en 350 grs de agua destilada. - Mezcle a velocidad media por 10 minutos. - Agregue un gramo de Visplex. - Incremente el pH entre 10.5 y 11.5. - Si la arcilla es de buena calidad se observara un incremento rápido de la viscosidad ( Lec 3 20 y YP > 20 ). Una arcilla de mediana calidad producirá valores ente 15 y 25 lbs / 100 P2 . NO DEBE REALIZARSE NINGUN AGREGADO DE PRODUCTOS AL SISTEMA SIN HABER REALIZADO UNA PRUEBA PILOTO. PRODUCTOS DEL SISTEMA A- BENTONITA FUNCIONES DEL PRODUCTO La bentonita se usa comúnmente como viscosificador y agente reductor de filtrado en los fluidos a base agua, tanto dulce como salada. DESCRIPCION FISICA Polvo Marrón / Grisáceo. NATURALEZA QUIMICA Es una forma del mineral de arcilla natural conocido como Montmorillonita sódica. PROPIEDADES FISICO - QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA DENSIDAD A GRANEL SOLUBILIDAD EN AGUA 2.50 50 - 60 LBS/PIE3 Es insoluble, pero se dispersa rápidamente produciendo una lechada marrón clara. APLICACIONES La bentonita se usa generalmente como viscosificador y reductor de filtrado económico y eficiente. Debido al tamaño tan pequeño y a la forma plana de sus partículas, la bentonita ofrece un alto grado de lubricidad para el agujero, reduciendo así la torsión y el arrastre de la tubería. TOLERANCIA Y LIMITACIONES Es más efectiva en agua dulce, pero también se puede utilizar con agua salada y salmueras, siempre y cuando se prehidrate. Una contaminación severa con sal o iones calcio puede causar la floculación del sistema, resultando en el deterioro del control de filtrado. La bentonita se puede proteger de los contaminantes añadiendo adelgazantes o dispersantes, los cuales también disminuyen la tendencia de estos fluidos a gelificarse en presencia de alta temperatura. TRATAMIENTO Se mezcla en las cantidades necesarias para obtener la viscosidad y el control de filtrado necesarios. Para comenzar la perforación, una concentración de 20 a 25 LPB de bentonita es generalmente suficiente. EMPAQUE Sacos de 100 LBS. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Drilling Fluids Services. GVZ -REOLOGIA VISPLEX. Los fluidos se caracterizan por valores muy altos de los parámetro Punto Cedente. Como estabilizador del pozo se hacen más adecuadas concentraciones de aproximadamente 1. pero insolubles. basados tanto en agua fresca como en agua de mar. C. Los geles son muy frágiles. GVZ . S. EMPAQUE Sacos de 25 LBS. cuando se utiliza en combinación con la bentonita. Tiene aplicación especial en la perforación de hoyos de gran diámetro. Desde el punto de vista reológico. Geles y Viscosidades a bajas tasas de corte. TRATAMIENTO En aplicaciones para reología y suspensión.A B. El mecanismo por el cual se logran las propiedades de viscosidad y suspensión es único.. en combinación con las arcillas comerciales. El producto es afectado por los aditivos aniónicos. los niveles normales se encuentran en el rango de 1. a pesar de los altos valores registrados. Drilling Fluids Services.VISPLEX FUNCIONES DEL PRODUCTO VISPLEX es un modificador reológico diseñado para mejorar la capacidad de suspensión y acarreo en fluidos a base agua. Para mejores resultados se debe predispersar en el tambor químico.-INHIBICION VISPLEX ha demostrado su efectividad para controlar el lavado de las formaciones (WASH OUT) sensibles al agua. PROPIEDADES FISICO ..64 78 % de componentes activos. APLICACIONES I. los fluidos VISPLEX están especialmente adaptados para perforar diámetros grandes y pozos desviados. particularmente en mezclas frescas. catiónico.2 LPB. Sólidos activos dispersables en agua. NATURALEZA QUIMICA Compuesto inorgánico. por debajo de los 600 grados F. TOLERANCIA Y LIMITACIONES VISPLEX ha mostrado poca degradación por temperatura.QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA ACTIVIDAD SOLUBILIDAD EN AGUA 0.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Los sistema VISPLEX tienen alta tolerancia a los sólidos perforados y han sido corridos exitosamente. produce propiedades reológicas únicas. II. El reograma se hace muy “ plano “. mostrando además características inhibitorias.0 a 1. altos ángulos y en operaciones de milados de casing.5 LPB. El reductor de filtrado preferente es el FLOPEX. DESCRIPCION FISICA Polvo Blanco de libre fluidez. sintético y altamente cargado.FLOPEX ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. completamente soluble en lodo en base agua.5 a 6. TOLERANCIA Y LIMITACIONES El producto se hace ineficaz a altos niveles de concentración del ion magnesio. antes de adicionar el FLOPEX.A FUNCIONES DEL PRODUCTO Es un reductor de filtrado . Este producto es también efectivo en otros fluidos de base agua.0. PROPIEDADES FISICO .FLR . de flujo libre. Drilling Fluids Services. sin embargo efectivamente .5 .0 LPB. GVZ .Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela..11.QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA HUMEDAD SOLUBILIDAD EN AGUA 1. NATURALEZA QUIMICA Celulosa polianionica de bajo peso molecular. Hasta el momento. en una base de agua de mar y es estable en condiciones de rolado en caliente.0. no se han encontrado indicios de degradación bacterial del FLOPEX.5 a 4. TRATAMIENTO En agua fresca En agua de mar De 1. A pesar de que no se ha establecido un límite de temperatura en el campo. DESCRIPCION FISICA Polvo color crema / blanco . SOLUBILIDAD EN AGUA pH DE SOLUCION APLICACIONES FLOPEX es un reductor de filtrado efectivo para el sistema VISPLEX. a bajos niveles de tratamiento. bajas tasas de filtración y revoques finos.XL FUNCIONES DEL PRODUCTO Es un aditivo controlador de filtrado ( no viscosificante ) utilizado para producir. de flujo libre. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. que ha sido desarrollado específicamente para su uso en los sistemas VISPLEX.64 5-8 % en el punto de manufactura. por lo que se recomienda tratar el agua de composición para remover toda la dureza. DESCRIPCION FISICA Polvo blanco opaco. la estabilidad térmica del producto se ha proyectado hasta aproximadamente 300 grados F.55 menor al 10 % al ser empacado. De 2. A diferencia de los aditivos convencionales para el control de filtrado. de hasta 250 grados F. las adiciones de FLOPEX a los fluidos VISPLEX no resultan en la pérdida de las características reológicas únicas de este sistema. El producto funciona.56 . mayor al 99 % 10. PROPIEDADES FISICO . S.QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA HUMEDAD 0.0 LPB. D. NATURALEZA QUIMICA Polímero derivado de polisacaridos. EMPAQUE Sacos de 50 LBS. QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA HUMEDAD SOLUBILIDAD EN ACIDO 2. tanto en fluidos basados en bentonita. mayor a 99 % en 15 % HCL APLICACIONES Las aplicaciones de los productos IDCARB derivan de su alta solubilidad en ácidos .SODA CAUSTICA ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. puede ser determinada por análisis de la distribución de poros. para producir “ puenteo “ en formaciones porosas.71 menor al 1 % en planta.IDCARB 75 . TOLERANCIA Y LIMITACIONES En condiciones normales de perforación. o grados especiales de IDCARB.0 LPB. NATURALEZA QUIMICA Mármol molido ( Carbonato de calcio ). TRATAMIENTO A temperaturas de hasta 275 grados F . Drilling Fluids Services. DESCRIPCION FISICA Polvo fino cristalino .. como en fluidos de base polímerica.workover y completación. A temperaturas mayores. El mezclado debe realizarse lentamente y en forma homogénea . El IDCARB 75 tiene una distribución del tamaño de partículas similar a la barita API y encuentra su aplicación principal como agente densificante en fluidos de completación y reacondicionamiento. GVZ . EMPAQUE Sacos de 50 LBS E. el FLR-XL encuentra su aplicación primordial como adelgazador .5 a 2. S.150 FUNCIONES DEL PRODUCTO Los productos IDCARB son usados como agentes bloqueadores y densificantes en fluidos de perforación . en muestras de pared o núcleos.EYES. de las formaciones de interés. Puede ser usado con el IDCARB 150 . La granulometría correcta del IDCARB a ser utilizado con propósitos de bloqueo. sin detrimento de sus propiedades como controlador de filtrado y revoque. de color blanco. formas y resistencia mecánica. Puede actuar como un defloculante ligero. este producto es estable a alrededor de 275 grados F.A APLICACIONES FLR-XL es un aditivo de control de filtrado extremadamente efectivo. PROPIEDADES FISICO .Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. para evitar la formación de FISH . su distribución de tamaño de partículas. seguramente ocurrirá degradación y se requerirán adiciones regulares del producto para reemplazar el material degradado. Puede ser utilizado con buenos resultados. los niveles de tratamiento se encuentran típicamente en el rango de 0. EMPAQUE Sacos de 80 LBS. En el sistema VISPLEX .. F. La limitación de temperatura depende mayormente del grado de aereación del fluido. El sistema incorpora dos nuevos componentes principales: CALOTEMP CALOTEMP el cual es un aditivo de control de filtrado basado en lignito el cual es utilizado como reemplazo de los productos en los fluidos bentoníticos.Es 100 % dispersable en agua vi. DESCRIPCION DEL SISTEMA Los aditivos del sistema CALODRILL exhiben muchas ventajas sobre los sistemas a base de HI-TEMP.estabilidad reológica.QUIMICAS GRAVEDAD ESPECIFICA SOLUBILIDAD EN ACIDO 2.bajas viscosidades plásticas.Es térmicamente estable v. PROPIEDADES FISICO .gran estabilidad térmica.. el cual ha sido diseñado para reemplazar los productos HI-TEMP. EMPAQUE Sacos de 55 LBS. HI-TEMP II y POLYTEMP.Menor viscosidad inicial vii.. Esto ofrece varios beneficios con respecto a los sistemas anteriores.Es tolerante al calcio iv.tolerante a las contaminaciones comunes.13 es soluble en soluciones hasta el 52 % en peso a 20 grados C. Actualmente se ha utilizado HI-TEMP en fluidos de baja salinidad. IV. DESCRIPCION FISICA Generalmente se obtiene en forma sólida.-SISTEMA CALODRILL CALODRILL es un sistema base agua para altas temperaturas. HI-TEMP II y POLYTEMP en los sistemas para altas temperaturas. c. y HI-TEMP en fluidos de alta salinidad a fin de proveer control de la perdida de fluido a altas temperaturas. en escamas o gránulos. De esta forma se obtiene el ambiente alcalino necesario para la dispersión de las arcillas y la completa disociación ionica de los dispersantes y algunos polímeros. GVZ . El CALOTEMP ofrece las siguientes ventajas: i. Drilling Fluids Services.A FUNCIONES DEL PRODUCTO La soda cáustica se utiliza para el control de pH en fluidos de perforación a base agua. VENTAJAS PRINCIPALES a... Material alcalino muy fuerte. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. APLICACIONES Este producto es utilizado para el control del pH en fluidos de perforación.Se utiliza un solo producto en reemplazo de los dos anteriormente descritos.No contaminante. S. b. ii.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Al mantener un alto pH se ayuda a controlar la corrosión y reduce la contaminación por calcio y magnesio al precipitarlos de la solución. NATURALEZA QUIMICA Hidróxido de sodio. d.Es efectivo en un amplio rango de salinidad iii. 5 lb 1.1 lb 1649.92 SG) 19.69 kg CALOTEMP 20. LODO A B a b c Antes de rolar Rolado (350°F) Antes de rolar Rolado(350°F) Fann 35A Dial Readinga 600 300 200 100 136 91 73 50 149 94 71 47 104 64 49 32 68 38 26 13 6 20 14 9 4 3 18 11 8 3 PVa cP 45 55 40 30 Lodo B 14.41 kg NaOH2 (50%) 0. S. Estas solo contienen bentonita (prehidrata).1 Formulaciones y propiedades del sistema CALODRILL Formulación Lodo A densidad del lodo 12.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Este posee un menor efecto viscosificante particularmente en lodos a base de agua dulce.43 kg Barita 173. C.6 lb 515. Drilling Fluids Services.9 lb 113.65 kg 180.25 kg 20.0 lb/gal (1.8 lb 818. CALOTEMP e IDTHIN 500.82 kg 6 lb 17. B.83 kg Bentonita1 } Prehidratada 22.44 SG) Agua de mar 39.68 SG) 84.3 SG) 140.1 (continuación) Formulación Densidad del lodo Agua de mar Bentonita1 } Prehidratada Agua fresca } CALOTEMP IDTHIN 500 NaOH2 (50%) Barita Formulación y propiedades del sistema CALODRILL Lodo C2 Lodo D 16.4 lb 494.71 kg Formulación para preparar un bbl 1 Bentonita de Wyoming prehidratada en agua fresca a 30 lpb 2 Usado para ajustar pH a 10. La estabilidad térmica del CALOFLO 100 es superior a la del POLYTEMP siendo efectivo a temperaturas sobre 226°C (440°F). A fin de mantener optimas propiedades reológicas sobre los 400°F la concentración del CALOTEMP debe ser reducida.43 kg 409. y D dan idea del rango de propiedades para sistemas densificados.16 lb/gal (2.0 lb 57.0 lb 57.51 kg 16.77 kg Agua fresca } 248.4 lb 1168. y esto requiere el uso de CALOFLO 100 a fin de mantener control sobre la perdida de filtrado.06 kg 4.06 kg 15 lb 42.43 kg 286.c lb/100ft2 19/13/18 9/5/7 HTHPb ml 12 14 Prueba realizada @ 120°F (49°C) HTHP fluid loss @ 300°F (149°C) y 500 psi de presión diferencial 10 sec/10 min gel strength TABLA 1.0 lb 11.5 lb 1.06 kg IDTHIN 500 4.5 lb 1.43 kg 0.3 lb 257.6 lb 401.0 lb/gal (1.0 lb/gal (1.02 kg 8 lb 22.4 lb 708. TABLA 1.0 lb 11.0 lb 62.0.9 lb 382.3 lb 240.15 kg 20 lb 57.7 lb 193.0 lb 45.A CALOFLO 100 CALOFLO 100 es un aditivo sintético para la perdida de fluido el cual fue diseñado a fin de reemplazar al POLYTEMP. La formulación C2 explica un ejemplo para un sistema de 16 lb/gal.41 kg 0.41 kg 4 lb 11.12 kg 90.41 kg 0. FORMULACIONES TIPICAS EN FLUIDOS A BASE DE AGUA SALADA El sistema CALODRILL permite trabajar con formulaciones muy simples para trabajar a temperaturas sobre los 400°F. Las Formulaciones A. GVZ .32 kg ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.5 lb 1.63 kg 67.02 kg 578.80 kg 4 lb 11.13 kg 133. agua de mar.24 kg Ypa lb/100ft2 46 39 24 8 Gelsa. c lb/100ft2 5/4/10 3/5/11 HTHPb ml Gelsa.10 kg CALOTEMP* 10 lb 28.9 lb 322.0 LODO C2 Antes de rolar Rolada(350°F) D Antes de rolar Rolada (350°F) a b c Fann 35A Dial Readinga 600 300 200 100 59 24 26 18 46 25 18 11 90 48 34 19 83 43 30 18 6 5 4 3 4 3 5 4 3 3 PVa cP 25 21 42 40 Ypa lb/100ft2 9 4 6 3 Gelsa.9 lb Bentonita1 } Prehidratada 10 lb 28.0 LODO Fann 35A Dial Readinga 600 300 200 100 93 54 41 25 65 34 25 15 72 39 29 16 97 58 45 29 PVa cP 39 31 33 39 6 3 C2 Antes de rolar 7 6 Rolada(350°F) 4 3 Rolada(400°F) 4 3 Rolada(430°F) 9 9 a Prueba realizada @ 120°F (49°C) b HTHP fluid loss @ 300°F (149°C) y 500 psi de presión diferencial c 10 sec/10 min gel strength YPa lb/100ft2 15 3 6 19 15 18 22 GUIA PARA CORRER EL SISTEMA A.92 SG) Agua de mar 132.04 kg Formulación para preparar un bbl 1 2 Bentonita de Wyoming prehidratada a 30 lpb Usada para ajustar el pH a 10.53 kg Agua fresca } 112.53 kg CALOFLO 100 3 lb 8.0 lb/gal (1. Drilling Fluids Services.c lb/100ft2 6/44 3/8 3/9 10/29 HTHPb ml 12 12 Prueba realizada @ 120°F (49°C) HTHP fluid loss @ 300°F (149°C) y 500 psi de presión diferencial 10 sec/10 min gel strength TABLE 1.- Conversión del sistema QUADRILL (Polymer Systems) a sistema CALODRILL La estabilidad de los sistemas poliméricos comienza a deteriorarse cuando las temperaturas sobrepasan los 275°F sin embargo en aplicaciones de campo esto comienza a observarse cerca de 320°F particularmente cuando se utilizan estabilizadores térmicos.5 lb 1.1 (continuación) Formulación y propiedades del sistema CALODRILL Formulación Lodo C2 Densidad del lodo 16. GVZ .A Formulación para preparar un bbl 1 2 Bentonita de Wyoming prehidratada en agua fresca a 30 lpb Usada para ajustar el pH a 10.1 lb 1150.56 kg NaOH2 (50%) 0. S. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.43 kg Barita 403. B Control del sistema CALODRILL A continuación se detalla como debe ser monitoreado y tratado el sistema a base base agua para alta temperatura CALODRILL en términos de control de pH. A.A Una vez que la temperatura de fondo excede los 275°F las pruebas regulares del sistema determina si el sistema esta degradándose térmicamente. Si existe un deterioro como el descrito arriba . Efectos ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.4 Adiciones de CALOFLO 100 Cuando la temperatura de fondo excede 370°F las adiciones de CALOTEMP deben ser detenidas y reemplazada por CALOFLO 100 en rangos de 1-2 lpb incrementándolas hasta 3 lpb cuando las temperaturas aumenten hasta 400-440°F. Control El pH puede ser incrementado mediante NaOH o KOH y reducido mediante PTS 300. Si la temperatura excede los 300°F.5 es suficiente ya que pH superiores pueden afectar el comportamiento de algunos polímeros inhibitorios como el IDCAP. S.Se observará un aumento significativo de la perdida de filtrado particularmente HTHP .1. En esta etapa los polímeros viscosificantes se han degradado por lo que imparten muy poco beneficios al sistema. Drilling Fluids Services.5 sobre todo en fluidos que poseen polímeros encapsuladores (IDCAP y STAPLEX 500).2. Si se realizan adiciones de bentonita para reemplazar el XC degradado el pH optimo será mayor de 8. A.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.0 para facilitar la dispersión de la bentonita como viscosificador primario. entre 5-10 lpb será requerido.El filtrado se volverá oscuro debido a el ‘quemado” de los polímeros A. los chequeos regulares del lodo aseguraran evitaran un deterioro significativo del sistema y las adiciones de CALOTEMP en vez de IDF-FLR XL o FLOPLEX deberán comenzar como mínimo entre 2-4 lpb. 10 lpb CALOTEMP y 2-3 lpb CALOFLO 100. Antes de un viaje en zonas donde la temperatura de fondo excede los 370°F se recomienda desplazar una píldora con 2-4 lpb IDTHIN 500.- Adiciones de CALOTEMP. El pH del lodo fresco agregado debe estar sobre 10. En esta etapa un pH entre 9-9. Además se debe continuar con la adición de CALOTEMP sobre las 20 lpb para mantener el control de la perdida de fluido cuando la temperatura esta sobre 350-370°F. yield point y geles ).3 Adiciones de bentonita Sobre 320°F se debe agregar bentonita (prehidratada) a fin de mantener la viscosidad del fluido una vez que el XC se degrada.1 pH Método El pH del sistema se determinara por medio de pHmetro debido al color oscuro impartido por el CALOTEMP lo que dificulta la lectura de este valor por medio de papel pH. c. donde se producirá un olor a quemado en caso de ocurrir degradación . Las propiedades del lodo mostraran a. Cal y cemento (ca2+) y cloruros. La adición de CALOTEMP a un fluido polimérico reducirá el pH. B.- Adiciones de IDTHIN 500 Se deben realizar adiciones de IDTHIN 500 entre 2-4 lpb a fin de estabilizar las propiedades reológicas ( Viscosidad plástica . La Bentonita Además proveerá de un mejor revoque. Esto prevendrá problemas de excesiva gelificación . A. Contaminación con : Carbonatos y bicarbonatos. La dispersibilidad y solubilidad del CALOTEMP se logra por la adición de soda o potasa cáustica. GVZ .Un descenso de YP y GELES b. as shown previously. carbonate contamination). The corresponding increase seen in HTHP fluid loss is probably caused by gellation. Above this level lime treatments may be pilot tested but whole mud dilution is most likely necessary. Reducing the pH to 8.621 indicate that the CALODRILL system is tolerant to CO 32. in order to reduce HCO 3. Control It is evident that treatment of HCO 3. There is also a tendency to decolourise the indicator making the end point impossible to detect. The system is extremely tolerant to bicarbonate ions. Ca2+(mg/l) = 400*(vol of titrant)/(vol of filtrate) Note This test is particularly difficult with this system due to the dark filtrates.0. El CO 2 causara además una degradación gradual de los aditivos del fluido de perforación.5 with PTS 300 did not improve the rheology. stoichiometric treatment and over treatment were all tried). S. If calcium is present then a pink/orange colour will develop. (The darker the filtrate to be tested. 2 or 3 sachets of CALVER 2 indicator to generate a strong pale blue colour in the solution.2 Contaminación con carbonatos y bicarbonatos La contaminación con carbonatos como resultado de influjos de CO 2 o carbonatos solubles desde la formación puede causar problemas de gelificación. Un pH mayor puede provocar problemas de gelificación.f. the stronger this colour will need to be). Una vez ocurre la gelificación tratamientos con dispersantes o PTS 300 a veces no son capaces de adelgazar el lodo por lo que se deben realizar pruebas pilotos y dilución puede ser requerida. neither did the addition of lime (under treatment. If no calcium is present a blue/green colour will be formed.01M EDTA solution until a blue/green colour develops that doesn’t change with one more drop of titrant. but boiling off all the oxidant still ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. B.contamination up to ca. is only a problem above 3500 mg/l. 3500 mg/l. Drilling Fluids Services. Control The results in table 5. Bleaching with sodium hypochlorite or hydrogen peroxide will decolourise the filtrate. Titrate with 0. Método Se recomienda la utilización del tren de Garret a fin de determinar la cantidad de carbonatos y bicarbonatos presentes.A Un incremento en el pH producirá un incremento de los geles y yield point del sistema. Add 1. API filtrates may be easier to use than HTHP filtrates as they tend to be lighter in colour.contamination is not required. Para prevenir la gelificación.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. El pH debe mantenerse en ese rango.63 Calcium Hardness Method Add 2-4 drops 8N KOH buffer to 100 ml of distilled water.5 with PTS 300. allowing permeation of liquid through the gel without forming an adequate filter cake. En caso de contar con el equipo se utilizara el método común de titilación de Pf y Mf utilizando un pH metro para mayor precisión en los resultados. GVZ . Add 1 ml of filtrate. Contaminacion con bicarbonatos Effects Bicarbonate contamination seems to have very little effect on rheology (gels and yield point slightly increased) or fluid loss (slight improvement seen). Laboratory evaluations have shown variable results regarding treatments with lime to counteract HCO 3.contamination and it is recommended that pilot tests be conducted at lower than stoichiometric levels of lime.give increases in yield point and gels after hot rolling. El rango operativo del sistema esta entre un pH de 8-10. 5. If the Mf is >4 the pH should be maintained below 8. However an increase in pH would then result in carbonate contamination which. The high Mf values along with relatively low pH is indicative of bicarbonate contamination (c.concentration without allowing the pH to exceed 9. Contaminación con carbonatos Efectos Increasing levels of CO32. 3 lb/cu.A doesn’t prevent decolourisation of the indicator when it is added. The test as it currently stands is best performed on filtrate from muds that have been pH adjusted to <10 with PTS 300. mixed salt and potassium chloride/IDBOND muds. LGS should be maintained at less than 5% v/v of the fluid and it is recommended that good solids control equipment be used during the running of CALODRILL.64 Chloride Concentration Method Add 1 ml of filtrate to 75 ml of distilled water and adjust the pH to 6-7 using dilute (eg 0.ft. Temperature Stability : Stable in excess of 205°C (400°F) pH (10 g/l) : 6 to 9 Bulk Density : 300 to 500 kg/cu.8 to 31. Measurements will only be semi quantitative and thus pilot testing with bicarbonate should be conducted. Chemical Nature : Synthetic copolymer. This is under investigation at PCF. It can be used in saturated salt. The pH is important during this test. but should not be used in calcium chloride completion brines unless prehydrated. but the pH should be adjusted to 6-7 using dilute NaOH. as well as in sea water or fresh water fluids. Titrate using 0. Solubility : Soluble in all water based fluids except very strong calcium brines. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. GVZ . (It is possible to use the solution from the Mf titration at this point if filtrate volumes are low. Drilling Fluids Services.282N silver nitrate solution until the red/orange colour of silver chromate precipitate just persists. 5. an ion selective electrode could be much simpler to use. laboratory evaluations have shown variable data with respect to the effectiveness of this treatment and whole mud dilution may be required. PRODUCTOS ESPECIALES DEL SISTEMA Error: Reference source not found CALOFLO 100 INTRODUCTION CALOFLO 100 is an efficient fluid loss reducing agent designed for use in water based fluids where bottom hole temperatures are high enough to preclude the use of starches or other polysaccharides. as the chromate indicator decolourises the filtrate slightly making the end point easier to see.1N) sulphuric acid. Cl-(mg/l) = 10’000*(vol of titrant)/(vol of filtrate) Note HTHP filtrates may again be too dark to see a satisfactory end point. If available. 5.m. and the volume adjusted to 75 ml with distilled water).Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. if the solution being tested is below pH 6 the end point may not be seen. This is less of a problem than in the calcium hardness test. and API filtrates could well be lighter in colour. It is not sensitive to calcium contamination. Add approximately 5 drops of potassium chromate indicator solution. (18. Again. S. PHYSICAL AND CHEMICAL PROPERTIES Description : White. and if it is above pH 7 salts other than AgCl may precipitate and affect the end point value. odourless powder.) APPLICATION CALOFLO 100 is an effective polymeric fluid loss reducing agent that replaces starch in high temperature fluids.65 Solids Contamination Solids control is extremely important in high temperature muds as excessive contamination leads to high plastic viscosities. Description : A brown free-flowing powder.000971 lpb BICARBONATO DE SODIO ( reduce pH ) 0. Chemical Nature : Modified lignite. Specific Gravity : 0.) depending on application.500000 lpb BICARBONATO DE SODIO (REDUCE pH ) 0. CALOTEMP INTRODUCTION CALOTEMP is a temperature stable HTHP filtration control product for water based muds. PACKAGING CALOTEMP is packaged in 25 kilogram multi-walled paper sacks. Drilling Fluids Services. APPLICATION CALOTEMP is an excellent HTHP fluid loss reducer for high temperature water based muds. TREATMENT In the range of 5 to 20 lb/bbl (13 to 52 kg/cu. Temperature Stability : Stable to at least 205°C (400°F). D.001160 lpb ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. GVZ . PHYSICAL AND CHEMICAL PROPERTIES Chemical Nature : A highly modified humate derivative.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.m. is non-toxic and may be used in environmentally sensitive areas.3 kg/cu. CALOTEMP does not contain any heavy metals.000735 lpb AGUA DURA ( Mg++ ) SODA CAUSTICA SULFATO ( H2S ) Ph SOBRE 10 0.000735 lpb CAL O CEMENTO ( Ca ++ ) SAPP ( SAME pH ) 1.) PACKAGING CALOFLO 100 is packaged in 25 kilogram sacks. It provides thin filter cakes and minimal increases in viscosity and finds particular application in high density systems.m. and is suited for use with bentonite or salt water clays such as salt gel and sepiolite.A CALOFLO 100 is completely compatible with IDVIS/IDF PTS-200 high temperature polymer system.95 Solubility : Soluble in water. S.7 to 14.000928 lpb SAPP ( SAME pH ) 0. TREATMENT CALOFLO 100 should be added through the hopper at doses of 2 to 5 lb/bbl (5. SISTEMAS DE ALTA TECNOLOGIA A BASE ACEITE APENDICE A CONTAMINANTES COMUNES DE LOS FLUIDOS A BASE AGUA Y SUS TRATAMIENTOS NORMALES CONTAMINANTE AGENTE TRATANTE LPB de agente tratante por ppm de agente contaminante YESO O ANHIDRITA ( Ca ++ ) SODA ASH ( Increase pH ) 0. It is stable to salt and calcium contamination. *. Incrementar pH hasta 9. TRATAMIENTO *. TRATAMIENTO *. Ajustar filtrado con polimeros. Entre las contaminaciones comunes tenemos: CONTAMINACION POR ARCILLAS IDENTIFICACION *. En caso de observar algún cambio de significación se deberá hacer un TEST completo para identificar al contaminante y tratar el sistema de una manera inmediata. *. Ajustar pH.000424 lpb TRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS A BASE AGUA CONTAMINADOS Cada contaminante va a causar una serie de cambios en las propiedades del lodo que son caracteristicos. Agregar dispersantes. Altos geles progresivos. *. *. No aparece calcio en la titulacion.00100 lpb 0. *.5 *.Disminucion de la alcalinidad.A CARBONATO YESO ( SIN INCREMENTO DE pH ) CAL ( CON INCREMENTO DE pH ) 0. *. *. Gran incremento del filtrado. Agregar agua si es necesario. *. Diluir y agregar barita si el peso disminuye. Incremento brusco del Mf. *. *. *.000432 lpb BICARBONATO CAL 0. Incremento en el contenido de solidos. *. S.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. *. TRATAMIENTO *. *. *. La importancia de analizar el lodo de una manera constante es importante ya que la detección y tratamiento inmediato de un contaminante puede ser la diferencia entre perder un pozo u operar de una manera normal. Agregar agua si es necesario. *. Gran incremento de cloruros en el filtrado. *. Drilling Fluids Services. Disminucion de Pf. CONTAMINACION POR BICARBONATO DE SODIO IDENTIFICACION *. Altos geles progresivos. Incremento del MBT. *. No aparece calcio en la titulacion. Agregar dispersantes para mejorar la reologia del lodo. Diluir.. Usar dispersantes y soda caustica. GVZ . Alto filtrado. CONTAMINACION POR CARBONATOS IDENTIFICACION *. Agregar cal. Si la contaminacion es muy severa cambiar a lodo salino. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. TRATAMIENTO *. Determinar llos EPM de carbonatos y tratar con cal a fin de eliminar ion contaminante. *. Usar al maximo los equipos de control de solidos. La primera defensa para la detección de una contaminación en potencia es una análisis periódico de la densidad y de la viscosidad de embudo de un fluido.Mf y pH. CONTAMINACION POR CLORURO DE SODIO IDENTIFICACION *. Bajo Pf. Alto Pf y Mf. *. Utilizar dispersantes. *. *.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. *. Alto contenido de Calcio en el filtrado. etc ). *.A CONTAMINACION POR CEMENTO IDENTIFICACION *. Todas las contaminaciones normalmente incrementa la reologia en los lodos a base agua por lo que debe determinarse el ion contaminante a fin de no realizar tratamientos innecesarios e improductivos. *. Usar dispersantes. CONTAMINACION POR ANHIDRITA IDENTIFICACION *. Altos valores de geles. Si la contaminacion es severa se debera cambiar a un lodo calino. *. *. *. Tratar con Soda Ash según ppm de contaminante. Reduccion de Pf y Mf. Gran incremento de Pm. Agregar un estabilizador para altas temperaturas ( PTS 200. *. Incremento de la concentracion de dispersantes. Utilizar dispersantes. *. S. TRATAMIENTO *. *. Agregar Bicarbonato según sea necesario 0. *.000735 lpb por ppm de calcio. TRATAMIENTO *. Incremento de calcio en el filtrado. Disminucion de la alcalinidad. *. *. CONTAMINACION POR ALTA TEMPERATURA IDENTIFICACION *. Incremento de Pm. Agregar agua si es necesario. *. Reduccion del pH. GVZ . Agregar agua si es necesario. Incremento del filtrado. Reducir al minimo la adicion de bentonita. TRATAMIENTO *. *. Drilling Fluids Services. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Incremento del contenido de solidos. Disminucion del pH. Gran incremento del pH. que se mide por medio del pH. Aditivos para lodos: Cualquier material que se añade a un lodo para lograr un propósito determinado.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Acidez implica un pH inferior a 7. Drilling Fluids Services. una arriba de otra. Adsorción: Fenómeno de superficie exhibido por un sólido que le permite mantener o concentrar gases. polisacáridos. S. Agua connata: ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.0 Adhesión: Fuerza que mantiene juntas a moléculas diferentes. Agregación: Formación de agregados. GVZ . polímeros naturales o sintéticos . cara a cara. líquidos o sustancias disueltas sobre su superficie. esta propiedad es debida a la adhesión. Acidez: Potencia ácida relativa de los líquidos .En los lodos. Aglomeración: Agrupamiento de partículas individuales.como la mayor parte de los electrolitos. que causan aumento en la viscosidad de un lodo. Agente floculante: Sustancia.A APENDICE B GLOSARIO DE TERMINOS Absorcion : Penetración de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido. la agregación se produce cuando se acumulan plaquetas de arcilla. Barril: Unidad volumétrica de medida empleada en la industria petrolera. Un gramo de material. S. Bentonita: Arcilla plástica. Anhidro: Sin agua. silicatos y fosfatos contenidos en el agua. hidróxidos . Almidón: Grupo de hidratos de carbono que se encuentran en las células de muchas plantas. Alcalinidad: Poder de combinación de una base medido por el número máximo de equivalentes de un ácido con los que puede combinarse para formar una sal. constituida principalmente por Montmorillonita sódica. Antiespumante: Sustancia que se emplea para impedir la espuma mediante la disminucion de la tensión superficial. Barril equivalente: Unidad de laboratorio empleada para la evaluación o pruebas del lodo.verdoso y/o rojizo.que se ioniza en soluciones acuosas produciendo un exceso de iones hidróxilos. equivale a la adición de una libra de material a un barril (42 galones) de lodo. Agua intersticial: Agua contenida en los intersticios o espacios vacios una formación. blanda . En los análisis de agua .Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela..A Agua salada que probablemente se depositó y quedo atrapada con depósitos sedimentarios . Atapulgita: Arcilla coloidal compuesta por silicato hidratado de aluminio y magnesio utilizada en agua salada. de varios colores. coloidal . generalmente compuesta por silicato de aluminio . representa los carbonatos. Análisis de lodo: Prueba que se realiza a un lodo para determinar sus propiedades y sus condiciones físicoquímicas. Alcalí: Cualquier compuesto que tenga marcadas propiedades básicas. Arcillas nativas: Son arcillas que se encuentran al perforar diversas formaciones. blanco . Anión: Atomo o radical negativamente cargado en solución de un electrolito. bicarbonatos. GVZ . Arcilla: Dícese de aquella materia plástica . Arena: Material granular suelto . y ocasionalmente boratos. resultante de la desintegración de las rocas. Equivale a 42 galones. Está formado fundamentalmente por sílice. El mineral se manifiesta en depósitos de color gris. Anular: Espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo revestimiento. formada por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio. y en estructuras masivas de cristal. Drilling Fluids Services. Catión: ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. La disminución en permeabilidad puede tener su origen en el hinchamiento de las arcillas o en algunos casos por el bloqueo capilar debido a fenomenos de tensión superficial. que es un silicato de aluminio hidratado. Bloqueo por agua: Reducción de la permeabilidad de la formación debido a la invasión de agua en los poros . esto la diferencia de las aguas migratorias que han entrado en los depósitos después que ellos se formaron. Base: Compuesto de un metal o un grupo metal-simil con hidrógeno y oxígeno en la proporción requerida para formar un radical OH. cuando se añade a 350 cc de lodo. Barita: Sulfato de bario natural que se usa para aumentar la densidad de los lodos. generalmente compuestos orgánicos de alto peso molecular. Coloide: Estado de subdivisión de la materia que consiste en grandes moléculas individuales o en agregados de moléculas más pequeñas . Contaminación: Presencia en un lodo de cualquier sustancia extraña que puede tender a producir efectos nocivos en sus propiedades. en volumen. Dureza del agua: Dícese del contenido de calcio y magnesio en el agua. Drilling Fluids Services. con calor . Filtrado: Líquido forzado a través de un medio poroso durante el proceso de filtración. Copolímero: Sustancia que se forma cuando dos o más sustancias se polimerizan al mismo tiempo. como las arcillas encontradas en la perforación de sedimentos marinos.005 micrones. Cohesión: Fuerza de atracción entre una misma clase de moléculas. Dispersante: Toda sustancia química que promueve la dispersión de la fase dispersa. dando por resultado un producto que no es una mezcla de polímeros individuales sino un complejo que tiene propiedades diferentes de cada polímero que lo componen. hacia arriba o hacia abajo. Coagulación: En terminología de lodos. Deshidratación: Acción de perder un compuesto el agua libre que contiene o el agua de mezcla. Daño a la formación: Daño a la productividad de una formación como resultado de la invasión a la misma de fluido o partículas provenientes del lodo y / o formaciones adyacentes.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. S.dispersadas en el grado que la grado que la fuerza de superficie se convierte en un factor importante para determinar sus propiedades . Cemento: Mezcla de aluminatos y silicatos de calcio que se produce combinando cal y arcilla . Floculación: Asociación de partículas sin gran cohesión. Defloculación: Destrucción de las estructuras gelificadas (floculadas) por medio de dispersante. el cual es la fuente más importante de dificultades cuando el lodo es contaminado por cemento. en grupos ligeramente unidos por fuerzas electrolíticas en geometría perpendicular de las partículas.5 % de hidróxido de calcio. Hidratación: ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.que cuando se añade a bajas concentraciones a la bentonita ejercen un efecto viscosificante. cuando está en solución y que conduce una corriente eléctrica Extendedor de arcilla: Sustancias. en los estratos subterraneos. Gumbo: Cualquier formación de consistencia pegajosa . Gelación: Asociación de partículas para formar una estructura continua. es un sinónimo de floculación. Electrolito: Sustancia que se disocia en iones cargados. El tamaño de las partículas coloidales varian entre 0.A Partícula positivamente cargada en la solución de un electrolito que bajo la influencia de un potencial eléctrico . que generalmente se expresa en galones o barriles por minuto. Caudal de circulación: Velocidad del flujo del lodo circulante. se moviliza hacia el cátodo (electrodo negativo). Descomposición térmica: Descomposición química de un compuesto por la temperatura en sustancias más simples o en sus elementos constitutivos. GVZ . positivos y negativos.Contiene aproximadamente 62. Falla: Término geológico que significa ruptura de la formación.001 a 0. Coalescencia: Combinación de globulos de una emulsión causada por la atracción molecular de las superficies. que usualmente se expresa como el porcentaje de espacio vacio por el volumen total. Sin embargo la contaminación más grave es ocasionada por los sólidos perforados. Reología: Ciencia que se ocupa de la deformación y el flujo de fluidos. con clivaje tipo pizarra. Cualidad de una suspensión coloidal de desarrollar una fuerza gelificante cuando se encuentra en reposo . El contenido y tipos de sólidos presentes en el fluido de perforación ejercen una gran influencia sobre las propiedades y costos ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Micrón: Unidad de longitud igual a la millonésima parte de un metro. unidas extremo con extremo.finamente granular. Durante la perforación. Hidróxido: Compuestos básicos que contienen el radical OHHumectación: Adhesión de un líquido a la superficie de un sólido.A Acto por el cual una sustancia admite agua por medio de absorción y / o adsorción. viscosidad y filtración. Viscosidad: Resistencia interna al flujo ofrecido por un fluido debido a atracciones entre moléculas. Permeabilidad: Propiedad de los materiales a ser atravesados por fluidos. Tixotropía: Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel con el tiempo. para ello se emplea un procedimiento basado en el uso de otra solución llamada solucion estandar. GVZ . Hidrólisis: Reacción de una sal con agua para formar un ácido y una base. Sensibilidad de la formación: Tendencia de ciertas formaciones productoras a reaccionar adversamente con los fluidos invasores. tantos los provenientes del hoyo como los coloidales generados por la degradación de los densificantes. y que tiende a mantener el área de esa superficie en un mínimo. el lodo es contaminado continuamente por la incorporación de sólidos . pero de mayor peso molecular y con diferentes propiedades físicas. que es una sustancia orgánica parecida al petróleo. Titulación: Método para la determinación de la cantidad de alguna sustancia en una solución. Tension interfacial: Fuerza requerida para romper la superficie entre dos líquidos inmiscibles entre sí. Orogénesis: Movimientos tectónicos que originan los relieves. Zona productora: Parte de la formación penetrada que contiene petróleo o gas en cantidades aprovechables comercialmente. APENDICE C TECNICAS DE DISPOSICION DE CORTES Los fluidos de perforación son generalmente una lechada de arcilla en agua o aceite a las que se le añaden varios aditivos para controlar sus propiedades básicas como son densidad. Tension superficial: Fuerza que actúa en la interfase entre un líquido y su propio vapor. Drilling Fluids Services. Porosidad efectiva: Cantidad de espacios porales interconectados entre si. Molécula: Unión de dos o más átomos. Revoque: Material sólido depositado sobre la pared del pozo.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.dando por resultado una sustancia que posee los mismos elementos en la misma proporción que las moléculas originales. pero que se convierte nuevamente en fluido por agitación mecánica. Porosidad: Espacio vacio en una roca de formación . Polímero: Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas iguales. Lutitas: Arcilla de origen rocoso. S. ANTIESPUMANTES. Otros productos de interés . LUBRICANTES. GAS OIL. La cantidad aumentada de sólidos en suspensión contiene fracciones orgánicas que a medida que se degradan empobrecen de oxigeno las aguas circundantes. FORMALDEHIDO EMULSIFICANTES. la fatiga o revestimiento de los órganos respiratorios. Este tipo de desperdicios pueden ser tan sencillos como los desperdicios humanos y animales que aumentan la carga de demanda de oxigeno . COMPUESTOS DE PLOMO. Los ácidos y las bases pueden cambiar el pH dañando plantas y matando animales. que están presentes en los efluentes de perforación son los Lignosulfonatos y lignitos empleados como defloculantes. AMINAS. Estas sustancias provienen de la madera y la pulpa de papel y están constituidos por grandes moléculas orgánicas aromáticas unidas con grupos hidroxi-carboxílicos. HEMATITA VISCOSIFICANTE ARCILLA . EMULSIFICANTES. Estas condiciones le permiten pasar a la fase acuosa y por lo tanto estar presentes en los afluentes de proceso de perforación. Los lubricantes a base de petróleo han sido reemplazados por glicoles de baja toxicidad. Los compuestos que no contienen formaldehído se han reemplazado con mayor aceptabilidad por los bactericidas. BACTERICIDAS ) Una de las funciones básicas de los fluidos de perforación es extraer los cortes de perforación desde el fondo de pozo y conducirlo hasta la superficie. El alcohol y los antiespumantes a base de petróleo han dado paso a los poliglicoles. GVZ .A de tratamiento del lodo. ACEITES MINERALES CONTROLADOR DE PH CAL. Entre el efecto que tienen algunos compuestos de los fluidos de perforación sobre el medio ambiente tenemos: El Cloruro de potasio es añadido a algunos fluidos de perforación para inhibir la hidratación de las lutitas. Los desperdicios orgánicos a menudo son sumamente dañinos para el medio. Los compuestos de sales pueden inhibir el crecimiento de las plantas interfiriendo en su capacidad de absorber agua. Las compañías de fluidos de perforación han desarrollado y suministran productos nuevos de baja toxicidad con miras a reducir el impacto ambiental y los problemas operacionales tales como : torque excesivo y fricción de arrastre. los cromatos son evitados como inhibidores de corrosión. causar cáncer o defectos congénitos en animales y el ser humano. FIBRAS DE AMIANTO. HUMECTANTES. o complejos como desperdicios industriales. Esta carga adicional también afecta la fauna debido a la toxicidad mecánica. POLIMEROS. tienen la tendencia a reaccionar con los sólidos y arcillas de perforación y no son muy movibles en el ambiente. e incrementando las posibilidades de atascamiento diferencial y perdidas de circulación inducidas. CMC. Los materiales orgánicos son sumamente movibles y pueden viajar a través del aire y del agua aumentando de esta forma su área de impacto. Esto puede ser evitado planeando adecuadamente la utilización de los productos y técnicas de tratamiento antes de ser estos descartados. no se biodegradan ( son bio-acumulativos ) y pueden pasar a la cadena alimenticia causando problemas de salud . PRINCIPALES COMPONENTES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION DENSIFICANTE BARITA (SULFATO DE BARIO). tales como los hidrocarburos. permitiendo la recirculación al pozo del lodo tratado. tanto de los productos como de las formaciones . (REDUCTORES DE FILTRACION. tales como defectos de nacimiento. El total de sólidos en suspensión pueden causar daños mediante la reducción de la cantidad y calidad de la luz disponible necesaria para el crecimiento de las plantas. BENTONITA. Drilling Fluids Services. Una vez en superficie son tratados en equipos especiales para eliminar los sólidos gruesos y mediano ( > 74 micrones ) . ataque bacteriano. afectando además la tasa de penetración . es decir. Los metales pesados presentes en los aditivos químicos . SODA CAUSTICA AGENTES DIPERSANTES LIGNOSULFONATOS. El desecho inapropiado de efluentes líquidos o sólidos con unidades de pH fuera del rango recomendado pueden interrumpir inmediatamente el ecosistema de las sabanas. A medida que progresa la perforación se generan sólidos coloidales los cuales ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. TANINOS OTROS ALMIDON. sus derivados u otros productos especiales. La toxicidad puede ser aguda o puede ser bioaculumativo. S. ANTICORROSIVOS. OXIDO DE HIERRO. LIGNITOS. esteres e hidrocarburos sintéticos.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. El acetato de potasio o el carbonato de potasio son sustitutos aceptables en las mayorías de las situaciones. En la siguiente tabla se describen los principales componentes de los fluidos de perforación. corrosión . CMC FASE CONTINUA AGUA . PHPA. METANOL NAFTA CaCO3 ASFALTO SOPLADO CARBOXIMETILCELULOSA POLIACRILAMIDA PARCIALMENTE HIDROLIZADA Todos estos compuestos químicos presentes en los fluidos de perforación a pesar de ser de utilidad en los fluidos de perforación una vez que son desechados se convierten en agentes contaminantes por lo que son requeridos de ciertos procesos de tratamientos a fin de minimizar la influencia de los efluentes de perforación en el medio. el cual puede tomar varios meses para que las bacterias reduzcan el contenido de aceite a un nivel aceptable. Drilling Fluids Services. SILICA ACIDO GRASO. CALCIO . pero es un proceso lento. ACIDO HUMICO LIGNINA. Cuando el % de aceite y grasa han sido reducidos al nivel deseado. SILICE ALUMINIO. JABON SODICO MEZCLA DE LIGNITO CON SALES DE AMONIO MEZCLA DE AMINOACIDOS CON ACEITE SULFURIZADO ACIDO GRASO CON AMINA. La composición de estos fluidos dependen de los aditivos químicos empleados en la formulación de los mismos. Desecho con aceiteAguaBacteriasBiodegradaciónSólidos solidificados.A generan incremento de las propiedades reológicas por lo que es de suma importancia un buen equipo de control de sólidos a fin de evitar altas diluciones que implican mayor volúmenes de efluentes líquidos sobre todo en los hoyos de 26 y 17 ½ pulgadas. HIERRO ALCOHOL. S.ETC) Composición química SULFATO DE BARIO. Este proceso utiliza bacterias sintéticas para degradar los hidrocarburos de los desechos. METANOL SODIO. RELLENO AGRICOLA ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. HIERRO . CALCIO. Nombre genérico BARITA BENTONITA SODA CAUSTICA CAL VIVA CAL HIDRATADA BICARBONATO DE SODIO CLORURO DE CALCIO LIGNITO LIGNOSULFONATO DETERGENTE LIGNITO AMINO LUBRICANTE HUMECTANTE ARCILLA ORGANOFILICA EMULSIFICANTE CARBONATO DE CALCIO ASFALTO POLIMEROS ( CMC.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Entre estos métodos de disposición de efluentes y cortes se encuentran: BIODEGRADACION Es utilizada para remover hidrocarburos de desechos de perforación. SALES DE AMONIO. En todos los casos la disposición de los desechos se hace de acuerdo a las limitaciones establecidas en la ley penal del ambiente dependiendo de la tecnología que se adapte mejor a la operación de perforación. COMPUESTOS DE CARBONO. SODIO NaOH CaO Ca(OH)2 NaHCO3 CaCl2 LEONARDINA. por lo tanto no puede ser aplicado en presencia de alto contenido de estos contaminantes. los sólidos son removidos y solidificados previniendo la migración de sales y metales pesados ( Lixiviación ). El proceso de degradación biológica puede ser adaptado al campo. AMINA. Las bacterias pierden su efectividad en presencia de sales y metales pesados. CROMO . GVZ . OXIDO DE MAGNESIO. En la siguiente tabla se presenta la composición química de los aditivos de mayor uso en los fluidos de perforación . GVZ . Fluidos base agua de alta densidad. *-Llenar la fosa de desechos secos y tapar. *-Utilizarlo para construir caminos y/o carreteras. clima y actividad biológica interactuan como un sistema para degradar e inmovilizar los ingredientes del desecho. donde el desecho es procesado para remover la parte liquida y la parte sólida es enterrada. Por este método se puede procesar 5 m3 de material/hora. que envuelve la aplicación controlada de desechos de perforación no tóxicos directamente a la superficie del suelo. El sitio. impactos ambientales . INYECCION ANULAR Originalmente el lodo era bombeado dentro del espacio anular del pozo para una disposición permanente estando aisladas las zonas de acuíferos por revestidores y cemento. altos costos . INCENERACION Este método solo representa un paso de procesamiento puesto que después de aplicado el proceso. en la que el desecho se estabiliza convirtiéndose en algo parecido al clinker. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. La inyección anular en la mayoría de los casos no deja rastros al equipo y reduce gradualmente el potencial de superficie. Drilling Fluids Services. SOLIDIFICACION DE LOS DESECHOS El proceso consiste en mezclar los desechos de perforación con el material de cementación. Este método a veces no puede ser usado debido a las formaciones de pozos profundos o regulaciones por el MARNR. S. El producto final se puede procesar de diferentes maneras. DesechoHorno rotatorioOxidadorLavador de GasFiltro especialVentilados Sólidos Secos. DesechoAplicación al sueloLabradoDegradación Química y físicaProducto ( Abono ). Fluidos con alto contenido de sales. tierra. contaminación de fuentes de aguas subterráneas y zonas con sobrepresión para operaciones de perforación subsecuentes.A Proceso dinámico. ZONA DE DESCARTE Este proceso incluye el transporte de todo el desecho a una zona asegurada. El desecho y el material de cementación se mezclan en una proporción de ½ bbl de material cementante por cada barril de desecho. Relativamente pocos pozos han sido usados como inyectores pero esta técnica esta ganando popularidad. es necesario disponer de los residuos sólidos o líquidos en rellenos sanitarios químicos o mediante otro tipo de método de disposición final. etc. DesechoTransporte a zona privadaSeparación de fase liquida y sólidaSólido a enterrar. Este método esta siendo eliminado debido a problemas futuros de limpieza . Este método presenta las siguientes ventajas: reducción de volumen y mitigación del impacto ambiental y entre las desventajas de este sistema se encuentran : Incumplimiento de normas. produciendo entre ambos una reacción química pozolónica. Los desechos no recomendados para este método son : Fluidos a base aceite. La utilización de esta tecnología depende de conseguir una formación que pueda aceptar el volumen de materiales que se requiere descartar. Este es un método comúnmente utilizado para el tratamiento de desechos municipales y desechos industriales no peligrosos. asignada por el gobierno o estado. acompañada por el manejo para alterar el estado químico y biológico del desecho. Los errores y problemas presentados empleando mal esta técnica incluyen tubos de revestimiento dañados o colapsados.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. *-Transportar a otros sitios. se basa en las propiedades de este elemento como agente oxidante limpio. se han establecido normas técnicas legales dirigidas a regular la generación. S. SISTEMAS DE LAVADO DE CORTES. Esta medida requiere de equipos mecánicos y de cementación química. estable. a nivel mundial. Su principal desventaja es la acumulación de grandes cantidades de desechos ya estabilizados y procesados. En 1983 se promulga la Ley ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Drilling Fluids Services. Estudios realizados por la Universidad Central de Venezuela han demostrado que el uso de ozono en el tratamiento del agua permite la eliminación de metales pesados por precipitación. defensa y mejoramiento del ambiente. Prácticamente en 1976 se establece un verdadero derecho ambiental. Desecho  Lavado de cortes  reduce el contenido de aceite . GVZ . La solución de lavado es reutilizada hasta saturarse y es entonces desechada de acuerdo a las regulaciones. los cuales han pasado las pruebas de lixiviación. crudos pesados y lodos a base aceite. Específicamente el tratamiento de los desechos sólidos y líquidos representa un problema para la industria en general . temperatura y pH. minimizando con ello su grado de toxicidad. ) y REGLAMENTOS QUE RIGEN LA DISPOSICION DE CORTES EN LA REGION. En Venezuela . debido a las consecuencias ambientales asociadas a la generación de tales desechos y la dificultad técnica y económica que significa la recuperación de los medios afectados. El lavado de cortes es un proceso utilizado en sistema base aceite para remover el aceite libre de los ripios. cloruros y metales pesados para reducir las concentraciones de estos contaminantes. Igualmente el ozono puede aplicarse a los lodos de perforación antes de disponer de estos en las fosas. Mediante el se transforman los descartes líquidos aceitosos en un material sólido eliminando la filtración del liquido al subsuelo. metales cloruros Desecho final tratado ( Ambiente. disminuyendo el uso de cloruro y la formación de compuestos no deseables. en beneficio de la calidad de vida de la población y en su artículo 36 expresa textualmente: La necesidad de promulgarse una Ley Penal del Ambiente. Posteriormente en 1966 surge la ley Forestal de suelos y aguas. el desarrollo de los procesos industriales ha involucrado el mayor o menor grado de intervención y cambios del entorno. Estas bacterias se aplicarían para la remoción de compuestos tóxicos y biodegradación de hidrocarburos saturados. pueden ser enterrados en locación o ser transportados fuera para su disposición. El proceso consiste de un solvente o solución de lavado y un mezclador. al entrar en vigencia la Ley Orgánica del Ambiente . tolerancia a los cambios de salinidad y compuestos orgánicos y alta capacidad de mejoramiento de crudos biodegradables. Relleno agrícola. mejoramiento y conservación de los recursos naturales y que la explotación de los mismos estará dirigida al beneficio colectivo de los Venezolanos. el ozono esta asociado a la formación de productos de alto valor agregado y combinado con la floculación mejora considerablemente el proceso de microfloculación.A El producto final de este proceso es inerte. Desde sus orígenes . En el año de 1910 se sanciona la primera ley de bosques . los cuales pueden ser absorbidos por la atmósfera . etc. OZONIFICACION Y BIODEGRADACION Este proceso de tratamiento integral para el manejo de fosas de perforación incluye la utilización de gas ionizado para las agua contaminadas y el uso de técnicas de biodegradación para la remoción de contaminantes en los lodos y otros desechos sólidos contenidos en las fosas. el problema de la degradación del ambiente se comienza a afrontar con la promulgación de la ley de la tala y la quema. la cual declara de utilidad publica la conservación. resistencia a los cambios drásticos de presión . El tratamiento de las aguas por ozono. Por medio de este método se pueden tratar sólidos de base aceite y agua. El agua puede ser dispuesta de acuerdo a limitaciones impuestas por la ley penal del ambiente. Como respuesta a esta situación . insoluble y no se altera con el agua ni la humedad. “ Kiln Dust “ y Cemento. Los sólidos curados . Este método es también utilizado para el lavado de tierras contaminadas con hidrocarburos.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. aunado a esto la Constitución Nacional expresa en su artículo 106 que el estado debe atender la defensa . ya que por el contrario. control y disposición de los desechos industriales con el propósito de minimizar sus efectos sobre el ambiente. Por otra parte la biodegradación de lodos y otros desechos sólidos contenidos en la fosa se basa en la utilización de bacterias biodegradadoras caracterizada por su tamaño microscópico. de cuya aplicación se obtienen como subproductos vapor de agua y CO2 . Los materiales comunes de cementación incluyen “ Fly Ash “. Con el objeto de desarrollar la normativa en materia ambiental . Contaminación de aguas subterráneas : Se refiere a daños. S. objetos o desechos de cualquier naturaleza. las sanciones se aplican tanto a personas naturales como jurídicas. el 2 de enero de 1992 se promulga la Ley Penal del Ambiente. establecer las sanciones a personas naturales y jurídicas y determinar las medidas precautelativas de restitución y reparación de los daños al ambiente.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Para su aplicación la ley requiere de normas técnicas complementarias para poder determinar la conducta castigable del infractor y el 18 de diciembre de 1995 fueron revisados en un número extraordinario de la Gaceta Oficial . asimismo provee medidas precautelativas . agentes biológicos o bioquímicos . suelos . las cuales están definidas en los artículos 5ª y 6ª de la ley penal del ambiente. de restitución y de reparación a que haya lugar. Alteración térmica: Vertidos de aguas utilizadas para el enfriamiento de maquinaria o plantas industriales . etc. Los limites permisibles para desechos efluente a las sabanas son según estas normativas: LIMITES PERMISIBLES PARA DESECHOS EFLUENTES A LAS SABANAS PARAMETROS FISICOS . etc. Permisos o autorizaciones ilícitas : Permisos que contravienen los planes de ordenación y las normas técnicas. en cantidades capaces de envenenar . A continuación se citan algunos delitos: Vertidos ilícitos: Revisar materiales no biodegradables . Las sanciones penales alcanzadas hasta el año 1983 no tenían ningún valor disuasivo. Decreto 883 ). deteriorar o contaminar la atmósfera. pues en general las multas aplicadas eran muy inferiores al beneficio obtenido por el infractor. Degradación de suelos. Así mismo. así como la resolución 31 sobre el manejo de efluentes. la cual tiene Status de ley para cada estado y en el caso especifico del estado Monagas esta establecido el decreto 1800 sobre desechos tóxicos y peligrosos . Así los hay referidos a aguas . los cuales se clasifican según el problema a que se refiere. Las sanciones pueden ser principales o accesorias. se otorgará por dos o tres años . GVZ . pero sólo es el 3 de abril de ese mismo año.A Orgánica de la Ordenación del Territorio . defensa y mejoramiento del ambiente. Drilling Fluids Services. Se establece en las normas técnicas que aquellas actividades que no cumplen con las normas requieren de autorización provisional condicionada ( Norma que regula la descarga de vertidos líquidos a cuerpos de agua . Los penales son los establecidas por esta ley y sancionadas por un tribunal judicial. mediante providencias administrativas y los civiles son establecidos por un tribunal civil cuando se trata de prejuicios cometidos a terceros. aire . sustancias .QUIMICOS LIMITES MAXIMOS O RANGOS ACEITE MINERAL E HIDROCARBUROS 20 mg/lt ACEITES Y GRASAS VEGETALES Y 20 mg/lt ANIMALES ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. contaminación o alteración de agua subterráneas o las fuentes de agua minerales. La ley penal tiene por objeto tipificar como delitos aquellos hechos que violan las disposiciones relativas a la conservación . una vez cumplidos los plazos y condiciones . defensa y mejoramiento del ambiente y establece 35 tipos de delitos ambientales. afluentes o aguas residuales no tratadas según disposiciones técnicas legales . topografía y paisaje: Se refiere principalmente a degradación y las normas técnicas . los administrativos son establecidas por un organismo de la administración publica ( Ministerio del ambiente ) . renovables según justificación. las 17 normas técnicas que regulan las principales actividades ( artículo 8 ) . desechos. a saber : Decreto 2211 referido al control de la generación y manejo de desechos peligrosos y el decreto 883 sobre normas para regular la descarga de vertidos líquidos a los cuerpos de agua. En relación a los tipos de sanciones aplicables a delitos ambientales la ley establece tres tipos : Penales . y establecer las sanciones penales correspondientes. Administrativos y Civiles . Emisión de gases: El que emita o permita emisión de gases de cualquier naturaleza. La Ley considera como delito ambiental todo hecho violatorio a las normas de conservación. Como base legal se tomaran las normas técnicas aplicadas en el área del Norte de Monagas. cuando entra en vigencia y establece en su artículo 1 tres objetivos primordiales a saber : Tipificar como delitos los hechos que violen las disposiciones ambientales . definen los limites de agresiones permitidas al ambiente mediante parámetros y define los procedimientos a seguir en el desarrollo de la actividad regulada. 5 mg/lt 5.0 mg/lt 0.QUIMICOS DEMANDA BIOQUIMICA DE OXIGENO ( DBO 5.0 mg/lt 10.A ALKIL.2 mg/lt 1000 mg/lt 0.1 mg/lt En cuanto a la regulación ambiental que rige un pozo petrolero en primer lugar se debe seleccionar mediante estudios de geología y otros.0 mg/lt 2. flora y fauna y presentar ante el MARNR un plan de emergencia y contingencia orientado a prevenir.0 mg/lt 1000 mg/lt 2.5 mg/lt 0. MERCURIO ALDEHIDOS ALUMINIO TOTAL ARSENICO TOTAL BARIO TOTAL BORO CADMIO TOTAL CIANURO TOTAL CLORUROS COBALTO TOTAL COBRE TOTAL COLOR REAL CROMO TOTAL PARAMETROS FISICOS . así como plan de inspecciones ambientales con los especialistas que dicho ministerio ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. GVZ .0 mg/lt 10. Drilling Fluids Services.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.20 ) DEMANDA QUIMICA DE OXIGO ( DQO ) DETERGENTES DISPERSANTES ESPUMA ESTAÑO FENOLES FLORUROS FOSFORO TOTAL HIERRO TOTAL MAGNESIO TOTAL MERCURIO TOTAL NITROGENO TOTAL NITRITOS Y NITRATOS PH PLATA TOTAL PLOMO TOTAL SELENIO SOLIDOS FLOTANTE SOLIDOS SUSPENDIDOS SOLIDOS SEDIMENTALES SULFATOS SULFITOS SULFUROS ZINC ORGANOS FOSFORADOS Y CARBONATOS ORGANOS CLORADOS ACTIVIDAD A ACTIVIDAD B no detectable 2.0 mg/lt 0.0 mg/lt 1.5 mg/lt 5.0 mg/lt LIMITES MAXIMOS O RANGOS 60 mg/lt 350 mg/lt 2.0 mg/lt 500 unidades de pt-co 2.0 mg/lt ausente 5.5 mg/lt 5.0 mg/lt 2. aire.0 mg/lt 0.0 mg/lt 6-9 0. controlar y corregir daños ambientales.05 mg/lt ausentes 80.1 mg/lt Máximo 0. S. También se deben evaluar los potenciales de la zona y determinar con exactitud las actividades y como afectarían el medio.0 mg/lt 0.01 mg/lt 40. el departamento responsable debe evaluar todas aquellas actividades capaces de ocasionar contaminación de suelos.25 mg/lt 0.0 mg/lt 5.2 mg/lt 0.5 mg/lt 1.0 mg/lt 0.1 mg/lt 0.0 mg/lt 0. el sitio para construir la localización.0 mg/lt 10.05 mg/lt Máximo 0. Antes de proceder a perforar un pozo petrolero.0 mg/lt 5. tratamiento y disposición de desechos peligrosos. floculación. etc. tratamiento y disposición temporal o final.A. disponer según lo establecido en el decreto Nª 883 o usarla de acuerdo al reglamento parcial Nª 4 de la ley orgánica del ambiente.A. filtraciones o fugas. filtración y cloración.N. según el artículo 26 capitulo IV del decreto Nª 883. Sub . Una vez autorizada la actividad. agua y lodos a base aceite. almacenada. Estos pueden incidir en daños a la salud y al ambiente y de los recursos naturales renovables. Los desechos contaminados con productos químicos utilizados en la preparación de lodos de perforación ( bolsas. los responsables deberán presentar la caracterización de sus afluentes . Según el artículo 3 del capitulo II decreto Nª 883. Almacenamiento . para que no se produzcan rupturas que puedan provocar perforaciones o fugas de líquidos. S. GVZ .B. las agua manejadas durante las operaciones de perforación pueden ser clasificadas como: Tipo 1. Almacenamiento y disposición de desechos no peligrosos.E. mopas y trapos utilizados en el mantenimiento y limpieza de las maquinarias y cualquier otro desecho que haya tenido contacto con químicos o hidrocarburos deberían ser manejados como desechos peligrosos . recipientes. para la descarga de cuerpos de agua . A continuación se citan algunas disposiciones de carácter ambiental que regulan la perforación de un pozo petrolero . los desechos provenientes de la extracción de hidrocarburos. evitándose así su dispersión dentro o fuera del área de trabajo. La toma de la muestra debe realizarse de acuerdo a los procedimientos descritos en el libro “ Standard Methods for Examination of Water and Wastewater “ o por los métodos establecidos en las normas conveniente equivalente.Tipo 2B: Aguas para cualquier tipo de cultivo y para uso pecuario. hidrocarburos. Los desechos provenientes de la extracción de hidrocarburos.A designe.R para efectuar la captaciòn y análisis de las muestras de los vertidos. Tipo 2. bajo las condiciones establecidas en los párrafos segundo y tercero de el artículo 41 del decreto Nª 883. 2216.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Artículo 10. recipientes con lubricantes desechados. el sitio seleccionado para almacenamiento. transportada y dispuesta en un sitio autorizado para tal fin ( relleno sanitario ) . Se deben adoptar medidas tendientes a minimizar la cantidad de desechos generados. evitándose derrames. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. ) filtros de aceite desechados. Además debemos considerar las normas establecidas en la sección II .R. sólidos y semisólidos procedentes del pozo en perforación. de tratamientos convencionales de coagulación. según lo establecido en el decreto Nª 2211. Se debe poseer la autorización para la ocupación del territorio y el permiso de afectación de los recursos naturales. Por estar catalogado como peligrosos. Drilling Fluids Services. Las fosas destinadas para la disposición de los desechos líquidos . recolectada. contenidas en los decretos Nª 2211.Tipo 1A: Aguas condicionadas por medio sedimentación. de conformidad con lo establecido en los artículos 49 ª y 53 ª de la ley orgánica para la ordenación del territorio. sacos. titulo I. la información necesaria para que esta se realice en forma segura. ya que muchas de las zonas donde se ubican los pozos de perforación están bajo régimen A. antes y después del tratamiento realizado y solicitar autorización para la disposición de estos líquidos. Debe suministrarse a las empresas contratistas encargadas de manejar los desechos. deben tener el fondo y paredes impermeabilizadas o con la compactación necesaria. La basura domestica debe ser utilizada. Esta prohibida la quema de desechos sólidos no peligrosos a campo abierto. deberá tener la respectiva aprobación o autorización administrativa para la ocupación del territorio. Los efluentes deben ser separados en sus distintos componentes. son considerados desechos peligrosos según lo establecido en el decreto Nª 2211. Estos análisis deben realizarse en laboratorios registrados en el M. Artículo 3ª. los cuales deben colocarse en un lugar visible en el área de trabajo. Los hidrocarburos y los lodos a base aceite deben ser manejados de acuerdo al decreto Nª 2211. La fase acuosa contenida en la fosa deberá ser caracterizada y tratada en el caso de ser necesario.R. relacionado con desechos peligrosos. Las concentraciones máximas permisibles de contaminante en los desechos para decidir su disposición final se establecen en el articulo 4ª del decreto Nª 2211. 2217 y 883. Informar a la directiva regional del MARNR sobre la caracterización de los líquidos contenidos en la fosa de desechos. Todo sitio donde hayan dispuestos desechos sólidos no peligrosos en forma inapropiada y no autorizada deberá ser objeto de saneamiento y recuperación. Sub . La determinación de los parámetros en la muestra deben ser realizados sólo en laboratorios registrados y autorizados por el MARNR. capitulo II.4 10. Se deben desarrollar todas los operaciones necesarias para mantener los vertidos por debajo de los limites permisibles.6 23.4 A 10.0 LPG ) UTILIZANDO SAL GRANULADA 100 %( D44 ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA A 70 º F CANTIDAD DE AGUA BBL NACL ( D44 ) LBS NACL % EN PESO TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF 8.902 0. S.986 0.2 9. la inspección conjunta para la toma de muestra de los líquidos a caracterizar.9 10.5 9.6 9.5 20.9 9.4 A 9.7 LPG ) UTILIZANDO KCL (100 % PURO ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA EN AGUA KCL ( 100 % ) PUNTO DE ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.A Se utilizaran letrinas portátiles o construcciones de sépticos para la disposición de las aguas negras generadas por el personal que labora en el taladro. las tierras producto de la remoción para la construcción de terraplenes y otras facilidades de la localización .5 8. En caso de que se requiera material de préstamo para cubrir las fosas . Debe solicitarse al MARNR. Los trabajos de repoblación de vegetación deberán hacerse con especies autóctonas del área y tener un plan de mantenimiento para asegurar su desarrollo. las agua negras deben ser dispuestas en una planta de tratamiento o laguna de oxidación cercana.948 0.1 9.6 9. Se recomienda utilizar en el área superficial . Drilling Fluids Services. siempre que estas tengan un alto o mediano contenido orgánico. APENDICE D PREPARACION Y MANEJO DE SALMUERAS A continuación se describen algunas las tablas utilizadas para la preparación de los fluidos HEVIWATER : TABLA 1 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS CON CLORURO DE SODIO ( 8.0 7. debe cumplirse con lo establecido en el decreto Nª 2219 . el tapado de las fosas y recuperación de los suelos.8 12.981 0. GVZ .5 4.969 0. la descarga de desechos sólidos a cuerpos de aguas y el uso de sistemas de drenajes.3 9.0 9. Fosas selladas y suelos recuperados.8 8. Descargas de vertidos líquidos. referido a la exploración y explotación de minerales no metálicos. una vez tapada la fosa.955 0. En el presupuesto de perforación de un pozo petrolero debe estar incluido : la caracterización y tratamiento de los desechos líquidos y semisólidos.976 0.6 8.9 31 29 27 26 24 22 19 17 14 11 9 6 3 -1 -5 5 25 TABLA 2 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS CON CLORURO DE POTASIO ( 8.926 0.0 21.7 8.933 0.940 0.2 18.910 0.888 4 9 16 22 28 35 41 47 54 61 68 74 81 88 95 102 109 1.4 8.0 15.7 9.993 0. del decreto Nª 883.8 9.1 24. A estas letrinas o sépticos debe hacérseles mantenimiento periódicamente mediante el uso de Vaccums.3 14.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Esta prohibido la dilución de los efluentes con agua limpia.4 6.5 25.6 17.962 0. Esta prohibido descargar o infiltrar en el suelo o subsuelo aguas residuales que no cumplan con los limites establecidos en el artículo 16ª .919 0.895 0.0 0.998 0.4 9.1 2. 918 0.9 26.5 8.1 171.6 89.886 0.4 101.2 95.989 0.0 9.2 60.927 0.0 188.0 77.872 0.923 0.976 0.5 11.984 0.4 11.7 147.6 9.8 8.5 98.979 0.3 11.910 0.0 36.7 42.905 0.0 11.853 2.9 9.7 0.A LPG A 70 º F BBLS LBS CRISTALIZACION º F 8.895 0.3 9.1 10.4 9.877 0.882 0.9 84.992 0.924 0.950 0.5 9.7 10.2 9.4 10. GVZ .3 9.2 25.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.1 7.941 0.5 10.9 10.999 0.8 9.7 9.6 8.995 0.946 0.1 107. S.867 0.2 165.7 8.2 66.6 0.4 A 12.2 136.0 141.6 8.0 11.6 13.3 10.898 0.960 0.1 112.9 9.1 177.2 62.9 11.7 8.933 0.2 10.862 0. Drilling Fluids Services.950 0.966 0.4 8.891 0.2 91.6 48.4 69.3 159.5 9.7 31 29 28 26 25 23 22 20 18 16 14 18 40 60 TABLA 3 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS CON BROMURO DE SODIO ( 8.6 153.890 0.2 11.6 55.943 0.961 0.6 31 30 29 29 28 26 25 24 23 22 21 20 19 18 16 15 14 12 11 10 8 6 5 4 2 0 -2 -3 -5 -7 -9 -11 -14 ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.907 0.0 31.9 83.0 10.7 19.4 72..3 54.7 47.857 0.1 33.2 9.6 18.0 183.2 124.986 0.956 0.881 4.933 0.1 11.1 9.975 0.0 9.937 0.7 76.970 0.4 40.4 8.6 9.4 9.5 8.8 8.900 0.917 0.6 118.996 0.8 10.969 0.6 10.1 9.7 LPG ) UTILIZANDO NaBr (95 % PURO ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA EN LPG A 70 º F AGUA BBLS NaBr ( 95 % ) LBS TEMPERATURA DE CRISTALIZACION º F 8.1 130.914 0. 3 11.884 0.7 246.807 0.860 0.820 0.030 0.300 0. GVZ .00 14.0 89.361 0.847 0.6 12.7 0.940 0.986 0.2 15.1 11.2 47.944 0.3 21.452 0.7 252.9 12.3 41.880 0.8 200.80 9.0 11.5 16.6 8.842 3.5 11.639 0.394 0.8 33.899 0.9 11.825 0.8 35.1 9.000 CACL2 % EN PESO TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF 1.548 0.0 167.0 161.516 0.0 149.0 217.8 25.301 0.0 131.5 9.2 59.0 83.9 10.243 0.3 12.6 9.273 0. S.1 71.9 36.0 19.9 9.975 0.852 0.0 174.0 155.4 9.6 23.730 0.0 AGUA S53 BBLS BBLS 0.790 0.700 0.7 18.998 0.8 24.816 0.820 0.576 0.240 0.839 0.914 0.180 0.3 10.879 0.2 20.940 0.823 0.995 0.1 10.757 0.7 11.334 0.975 0.934 0.0 107.2 206.4 A 11.381 0.0 9.055 0.854 0.6 31 30 28 26 25 23 21 19 17 15 12 9 6 3 0 -4 -8 -13 -18 -23 -29 -36 -43 -51 -59 -40 -22 -11 0 13 27 35 44 TABLA 5 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 11.619 0.834 0.0 113.1 240.6 10.9 31.910 0.4 8.6 228.850 0.5 235.904 0.2 10.848 0.812 0.983 0.180 0.6 8.882 0.545 0.992 0.1 LPG ) UTILIZANDO 95 % CLORURO DE CALCIO ( S2 ) Y CONCENTRADO DE BROMURO DE CALCIO ( S62) AL 95 % Ó ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.0 193.6 37.086 0.980 0.965 0.0 125.4 10.6 12.3 19. Drilling Fluids Services.8 10.4 11.970 1.5 12.365 0.9 32.909 0.1 27.000 0.0 143.8 30.7 8.790 0.760 0.670 0.929 0.0 12.989 0.0 2.699 0.606 0.5 10.5 24.5 8.0 119.1 12.919 0.866 0.0 6.578 0.2 12.486 0.0 186.6 14.8 5.3 223.6 0.4 12.060 0.8 10.424 0.0 137.2 53.9 29.455 0.0 94.0 -16 -19 -10 6 14 27 34 43 50 57 63 TABLA 4 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 8.945 0.914 0.025 0.8 9.894 0.873 0.270 0.8 11.7 34.148 0.422 0.0 212.A 11.727 0.844 0.150 0.1 65.666 0.9 30.889 0.484 0.0 29.0 180.959 0.210 0.7 A 15.6 LPG ) UTILIZANDO 95 % CLORURO DE CALCIO ( S2 ) Ó 38 % CLORURO DE CALCIO LIQUIDO ( S53 ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA A 70 º F AGUA BBLS S2 LBS 8.090 0.3 9.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.949 0.924 0.330 0.118 0.2 9.635 0.0 10.4 7.9 101.514 0.210 0.7 9.5 22.1 77.3 11.954 0.0 35.2 11.970 0.804 194.831 0.4 3.8 8.7 10.120 0.8 27. 5 194.4 118.286 0.2 152.886 0.4 39.279 0.857 0.1 12.9 90.0 113.713 0.1 106.8 126.330 0.714 0.9 13.807 0.7 12.6 116.571 0.8 13.2 LPG ) UTILIZANDO BROMURO DE ZINC / BROMURO DE CALCIO DE 19.772 0.7 14.9 131.0 A 19.5 167.3 13.7 121.817 0.0 13.5 54.629 0.9 109.813 0.743 0.1 12.508 0.381 0.9 94.686 0.6 12.4 134.203 0.755 0.1 9.8 78.727 0.2 12.8 126.793 0.356 0.584 0.6 LPG ( S53 ) CANTIDADES REQUERIDAS PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA A 70 º F AGUA BBLS S2 LBS S62 LBS 11.6 172.1 169.254 0.3 14.114 0.6 67.172 0.343 0.675 0.746 0.9 12.50 189.086 0.257 0.3 25.2 14.305 0.429 0.3 8.708 0.6 63.5 14.4 184.684 0.6 60.2 LPG) CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 º F S54 BBLS S61 BBLS TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF 15.3 36.457 0. Drilling Fluids Services.559 0.838 0.3 156.788 0.670 192.8 143.3 128.4 14.1 59.765 0.5 13.2 42.0 97.3 245.3 30.6 14.056 0.703 0.732 0.0 103.5 84.457 0.2 LPG ( S61 ) + FLUIDO WELL PACK ( S54 ) (CaBr2 DE 14.4 13.8 154.803 0.8 12.1 118.800 0.750 0.127 0.717 0.8 84.943 0.864 0.3 135.143 0.1 13.762 0.2 151.607 0.0 202.8 236.7 72.2 174.4 42.533 0.741 0.889 0.029 0.6 13.0 12.1 295.1 45 51 52 54 55 55 56 56 57 57 58 58 59 59 60 60 60 61 61 62 62 63 63 64 64 64 65 65 65 66 66 67 67 67 68 TABLA 6 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 15.3 33.160 -22 ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.826 0.178 0.1 169.971 0.514 0.2 18.8 S54 LBS S53 LBS S2 LBS TEMPERATIRA DE CRISTALIZACION ºF 0.3 12.5 12.371 0.769 0.543 0.600 0.8 81.483 0.689 0.406 0.229 0.7 66.1 186.798 0.8 75.736 0.025 0.9 6.660 0.7 177.1 0.694 0.5 139.9 87.840 0.7 11.0 14.4 45.779 0.6 287.680 0. S.5 211.000 2.2 24.9 159.9 219.314 0.2 262.432 0.2 13.8 11.152 0.102 0.9 14.200 0.7 33.5 111.5 48.7 13.0 136.9 15.051 0.486 0.2 146.0 93.2 27.774 0.914 0.7 270.788 0.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.057 0.6 57.2 LPG ) Y CLORURO DE CALCIO LIQUIDO DE 11.6 177.0 164.400 0.9 108.784 0.722 0.0 15.229 0.7 69.812 0.4 106.0 0.686 0.2 21.699 0. GVZ .7 160.8 253.711 0.7 149.829 0.822 0.1 76.5 51.831 0.8 16.2 123.7 50.760 0.4 161.635 0.6 144.4 101.8 14.1 15.1 14.4 228.737 0.657 0.2 278.8 182.A UTILIZANDO 95 % CLORURO DE CALCIO ( S2 ) + FLUIDO WELL PACK ( S54 )( CaBr2 LIQUIDO DE 14.0 100.3 179.1 141.9 187.4 12. 340 0.300 0.320 0.6 15.2 16.240 0.580 0.000 0.740 0.940 0.920 0.620 0.8 16.5 15.1 19.2 lpg + BROMURO DE CALCIO DE 14.400 0.620 0. GVZ .440 0.8 17.980 1.3 15.220 0.3 18.520 0.7 15.560 0.2 LPG ) UTILIZANDO BROMURO DE ZINC / BROMURO DE CALCIO DE 19.200 0.880 0.100 0.180 0.260 0.380 0.6 18.6 16.660 0.7 18.9 16.660 0.720 0.580 0.000 -25 -27 -29 -32 -34 -35 -38 -40 -37 -33 -30 -26 -23 -20 -16 -11 -8 -6 -4 -4 -2 0 2 4 5 5 6 7 7 9 10 11 13 15 17 19 21 23 20 21 18 16 TABLA 7 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 15.840 0.1 18.380 0.820 0.500 0.280 0.820 0.120 0.760 0.180 0.040 0.900 0.640 0.5 18.640 0.3 16.600 0.560 0.5 16.2 0.8 18.3 17.680 0.540 0.800 0.0 A 19.500 0.4 18.240 0.400 0.9 18.960 0.480 0.680 0.860 0.1 15.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.5 17.740 0.300 0.360 0.2 18.720 0. Drilling Fluids Services.420 0.780 0.6 17.9 17.7 16.340 0.600 0.760 0.780 0.2 LPG + ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. S.020 0.200 0.1 16.460 0.540 0.160 0.460 0.220 0.260 0.0 17.A 15.060 0.080 0.700 0.8 15.4 16.9 19.2 17.1 17.140 0.4 15.7 17.0 19.420 0.0 16.700 0.280 0.520 0.800 0.2 15.480 0.0 18.320 0.360 0.440 0.4 17. 167 0.526 0.214 0. Drilling Fluids Services.063 0.0 16.071 0.9 19. S.3 17.445 0.1 17.1 15.5 18.762 0.262 0.976 1.429 0.6 A 19.333 0.8 17.0 18.238 0.4 18.357 0.486 0.405 0.339 0.233 0.286 0.6 18.095 0.276 0.741 0.656 0.3 18.6 LPG + BROMURO DE CALCIO Y BROMURO DE ZINC DE 19.2 17.643 0.0 19.762 0.8 18.476 0.3 15.317 0.7 17.6 17.738 0.021 0.7 15.423 0.699 0.881 0.783 0.572 0.714 0.8 15.1 19.2 LPG) BBLS ZnBr2 / CaBr2 ( 19.805 0.2 0.905 0.6 16.169 0.548 0.571 0.524 0.1 18.048 0.9 18.833 0.085 0.6 15.720 0.4 15.929 0.106 0.868 0.310 0. 2 LPG ) BBLS CACL2 LBS TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ( º F ) 15.2 18.000 0.2 15.5 17.381 0.4 17.119 0.846 0.593 0.690 0.7 16.952 0.149 0.7 18.8 16.592 0.190 0.9 17.0 15.402 0.619 0.2 LPG CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.A CACL2 95 % CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 º F CaBr2 ( 14.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.5 16.452 0.2 16.000 106 103 101 98 96 93 91 88 86 83 81 78 76 73 71 68 66 63 61 58 56 53 50 48 45 43 40 38 35 33 30 28 25 23 20 18 15 13 10 8 5 3 0 64 62 61 59 59 59 58 57 55 54 53 52 50 50 49 47 46 43 40 36 32 28 31 35 37 41 45 44 44 43 43 42 41 37 35 32 28 25 23 18 18 17 16 TABLA 8 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 14.487 0.614 0.296 0.381 0.5 15.000 0.857 0.9 16.550 0.667 0. GVZ .0 17.212 0.043 0.635 0.2 LPG ) UTILIZANDO SOLUCION DE BROMURO DE CALCIO Y CLORURO DE CALCIO DE 14.190 0.678 0.1 16.889 0.810 0.254 0.3 16.360 0.826 0.127 0.500 0.4 16.508 0.143 0.786 0.024 0. 043 0.304 0.913 0.413 0.826 0.5 16.2 1.761 0.261 0. S.4 17.348 0.8 17.6 18.500 0.6 16.1 18.283 0.2 17.2 LPG ) UTILIZANDO SOLUCION DE BROMURO DE CALCIO Y CLORURO DE CALCIO DE 14.196 0.7 16.022 0.957 0.1 15. GVZ .804 0.783 0.000 0.304 0.130 0.587 0.065 0.391 0.5 17.0 15.935 0.413 0.239 0.717 0.957 0.7 14.3 16.000 0.522 0.130 0.1 16.2 LPG ) BBLS TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF 14.543 0.261 0.783 0.152 0.4 18.8 16.8 15.978 0.3 18.543 0.087 0.7 18.848 0.4 16.696 0.717 0.978 1.1 19.0 A 19.3 15.478 0.326 0.630 0.2 LPG ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.565 0.7 17.043 0.174 0.0 17.804 0.5 18.391 0.891 0.2 15.609 0.2 16.239 0.435 0.2 18.0 19.935 0.065 0.A DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 º F CaCl2 / CaBr2 (14.3 17.500 0.457 0.000 63 63 63 62 62 62 61 61 60 60 59 59 58 58 57 55 53 51 48 45 43 37 32 30 34 38 43 45 46 47 47 47 47 46 44 43 41 39 37 35 34 32 29 26 23 20 16 TABLA 9 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 15.9 18.196 0.478 0.652 0.7 15.348 0.9 17.6 17.326 0.870 0.9 19.174 0.087 0.8 18.4 15.2 LPG + BROMURO DE CALCIO Y BROMURO DE ZINC DE 19.913 0.5 15.587 0.0 16.739 0.370 0.457 0.0 18.217 0.674 0.609 0.6 15.674 0.565 0.435 0.283 0.522 0.696 0.761 0.848 0. Drilling Fluids Services.370 0.9 16.1 17.6 14.109 0.652 0.826 0.152 0.739 0.870 0.9 15.022 0 0.630 0.8 14.217 0.891 0.109 0.6 LPG) BBLS ZnBr2 / CaBr2 ( 19.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. 140 0.320 0.6 15.020 0.160 0.8 16.7 16.280 0.3 17.240 0.9 19.640 0.0 19. Drilling Fluids Services.680 0.060 0.260 0.2 LPG ) UTILIZANDO SOLUCION DE BROMURO DE CALCIO Y CLORURO DE CALCIO DE 13.380 0.300 0.820 0.840 0.6 16.880 0.700 0.580 0.0 15.800 0.600 0.820 0.4 17.740 0.440 0.420 0.7 17.A CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA (LPG ) A 70 º F CaBr2 / CaCl2 ( 14.300 0.380 0.480 0.700 0.440 0.780 0.2 16.720 0.200 0.260 0.900 0.520 0.720 0.4 18.580 0.980 1.740 0.2 LPG ) BBLS TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF 15.220 0.180 0.340 0.2 LPG CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 º F CaBr2 / CaCl2 ( 13.200 0.500 0.6 17.8 15.2 17.180 0.600 0.9 17.7 15.960 0.400 0.320 0.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.620 0.4 16.2 18.8 18.7 18.1 19.400 0.520 0.3 16.000 0.760 0.9 18.640 0.480 0. S.080 0.360 0.280 0.9 16.560 0.120 0.560 0.460 0.3 15.2 15.0 18.460 0.660 0.240 0.0 A 19.4 15.540 0. GVZ .680 0.7 L0PG ) BBLS ZnBr2 / CaBr2 ( 19.1 16.5 18.540 0.2 LPG ) BBLS TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.6 18.7 LPG + BROMURO DE CALCIO Y BROMURO DE ZINC DE 19.0 17.800 0.340 0.8 17.840 0.040 0.3 18.500 0.100 0.780 0.940 0.920 0.760 0.5 17.5 15.1 18.2 0.000 51 51 50 49 48 47 46 44 43 41 40 40 39 38 37 36 35 34 33 32 32 32 31 30 30 30 29 29 29 28 27 27 27 27 26 25 25 24 23 23 22 21 20 TABLA 10 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 15.860 0.620 0.1 15.5 16.1 17.220 0.420 0.360 0.660 0.160 0.0 16.2 LPG ) BBLS ZnBr2 / CaBr2 ( 19. 2 LPG) BBLS ZnBr2 / CaBr2 ( 19.127 0.291 0.8 18.491 0. Drilling Fluids Services.0 15.509 0.418 0.2 16.5 18.327 0.764 0.436 0.309 0.0 18.3 A 15.5 15.055 0.9 16.4 17.545 0.4 18.691 0.109 0.9887 0.091 0.018 0.945 0.0 16.364 0.473 0.7 18.455 0.0 LBS TEMPERATURA DE CRISTALIZACION ºF 10 18 ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.873 0.6 18.800 0.745 0.818 0.9 17.527 0.5 17.273 0.200 0.2 0.854 0.291 0.1 19.2 15.509 0.6 LPG ) UTILIZANDO SOLUCION DE BROMURO DE CALCIO DE 14.618 0.4 0.255 0.0 17.491 0.636 0.8 15.218 0.2 LPG ) BBLS CaCl2 14.255 0.0000 0.A 15.327 0.400 0.9 18.1 18.073 0.582 0.382 0.382 0.673 0.545 0.6 16.9 19.3 18.7 16.3 15.600 0. S.9752 0.4 16.2 LPG + BROMURO DE CALCIO Y BROMURO DE ZINC DE 19.000 0.655 0.436 0.4 15.727 0.0104 13.3 17.745 0.182 0.927 0.1 16.036 0.164 0.364 0.836 0.654 0.1 17.709 0.2 LPG + CLORURO DE CALCIO DE 95 % CANTIDADES PARA UN BARRIL DE SALMUERA DENSIDAD DE LA SALMUERA ( LPG ) A 70 º F CaBr2 ( 14.1 15.709 0.3 14.727 0.891 0.618 0.0 16.5 16.309 0.764 0.982 1.2 18.8 17. GVZ .146 0.782 0.6 15.473 0.7 15.8 16.418 0.909 0.582 0.455 0.273 0.000 46 43 40 38 36 34 32 30 28 25 22 19 16 13 9 3 4 9 14 19 23 23 23 24 24 25 25 25 26 26 27 27 27 25 25 25 22 21 21 20 19 17 16 TABLA 11 TABLA DE MEZCLA PARA SALMUERAS HEVIWATER ( 14.400 0.600 0.236 0.527 0.564 0.0 19.7 17.345 0.964 0.3 16.564 0.6 17.691 0.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.346 0.673 0.236 0.2 17.636 0. 0 25.8110 0.0 10.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.8505 0.2528 15.9540 0.5 11.0520 0.9 15.8 15.1314 0.9142 0.8707 0.2 ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.0320 0.8 14.0 20.0 18 19 14 20 20 19 18 16 16 20 16 19 Las propiedades físicas y riesgos descritos en los manuales de seguridad DOWELL SCHLUMBERGER tenemos: CODIGO D44 S2 S53 S54 S61 S62 NOMBRE DEL PRODUCTO SAL GRANULADA CLORURO DE CALCIO 95 % WELL PACK FLUID BROMURO DE ZINC BROMURO DE CALCIO FORMA BLANCO INCOLORO GRANULADO SAL OJOS BLANCO SOLIDO CLARO LIQUIDO AMARILLO LIQUIDO BLANCO SOLIDO SAL OJOS 38 % CLORURO DE CALCIO LIQUIDO CLARO A TURBIO LIQUIDO SAL OJOS SAL OJOS PIEL SAL OJOS PIEL NINGUNO POLVO NINGUNO NINGUNO NINGUNO SAL OJOS PIEL INHALACION NINGUNO MAYOR DE 200 º QIQ6 MAYOR DE 200 º Q1 MAYOR DE 200 º Q1 MAYOR DE 200 º Q2 MAYOR DE 200 º Q5 MAYOR DE 200 º Q1Q6 P8C5 P8C5 P3C1 P3C1 P3C4 P4C5 NATURALEZA RIESGO SALUD RIESGO FISICO FLASH POINT ºF MANEJO DEL PRODUCTO CODIGO DE ALMACEN Temperatura de cristalización determinada por el método LCTD ( Last Cristal to dissolve ) Dependiendo de la densidad de la salmuera requerida se debe realizar la mezcla de los productos descritos en la tablas anteriores.7 10.9 19.6 12.1 17.0 15.5 15.7 15.7296 0.2 19.1725 0.9346 0.2326 0.0 19.1 15.1930 0.1 19.6 14.2 15.8307 0.7496 0.7 14. GVZ .2124 0. Esto puede observarse en la siguiente tabla: DENSIDADES MAXIMAS ALCANZADAS TIPO DE SAL NH4Cl KCl NaCl CaCl2 NaCl / CaCl2 NaBr CaBr2 CaBr2 / CaCl2 CaBr2 / ZnCl2 NaCl / Na2CO3 ZnBr2 / CaBr2 / CaCl2 DENSIDAD MAXIMA 9.4 18.7695 0.8910 0.0729 0.6 19.0901 0. Drilling Fluids Services.1520 0.1 20. S.6 0.1 15.4 19.4 15.5 14.A 14.3 15.1105 0.7898 0.5 9.2 22.4 15. 6 NaBr 10.0.5 NaCl / CaCl2 10 CaCl2 9. En vista que los efectos de temperatura son mucho mayores que los efectos de presión.7 CaBr2 11. Hinchamiento y migración de arcillas ( solidos ) .00042 * % wt ).14 + ( 0. incompatibilidad de fluidos ( Completación y formación ) .7 NaCl 9.1 15.1 ZnBr2 / CaBr2 / CaCl2 NaCl / Na2CO3 CaBr2 / ZnCl2 CaBr2 / CaCl2 12.1 lpg. Las salmueras son mezcladas y suministradas a una densidad especifica tomada en base a 70 º F ( 21 º C ) con variación de +/. el cual puede ser producido por invasión de partículas sólidas del fluido de completación y/o perforación . La determinación de la densidad a diferentes temperaturas viene dada por: dt = d70 .2 19. GVZ .5 KCl NH4Cl 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 DENSIDAD MAXIMA(LPG) La razón primordial por la que son usadas salmueras como fluidos de perforación se basa en sus características de fluidos limpio productores de bajo daño a la formación. Incrementos en la temperatura de fondo causara la expansión del fluido y por ende la disminución de la densidad. Mediante el uso de salmueras es reducido al mínimo estos problemas logrando mejores productividades de los yacimientos. ( lpg/ F) Siendo: dt : densidad de la salmuera a la temperatura requerida d70: densidad de la salmuera a 70 º F ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. la compresibilidad de las salmueras se descarta y solo la expansión térmica es considerada.( t-70 ) * k ( lpg ) k = ( 0. S.1 17 15.A Esto puede observarse en el gráfico : siguiente DENSIDAD MAXIMA EN LPG LOGRADA CON DIFERENTES TIPOS DE SALES 19. cambio de humectabilidad de las rocas del yacimiento e invasión profunda de fluidos. Drilling Fluids Services.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Estudios de laboratorio indican que la expansión térmica de estos fluidos puede variar de acuerdo a la composición de la salmuera o mas exactamente con la concentración total de sales en solución. A continuacion se peresentan unos ejemplos de los calculo realizados en el uso de salmueras. k : factor de corrección por temperatura. Así por ejemplo un operador determina que necesita para un pozo con temperatura de fondo de 270 º F y temperatura de superficie de 80 º F una salmuera de 14 lpg a fin de controlar la presión de fondo. Wt : porcentaje en peso de la salmuera. Así por ejemplo. GVZ . Drilling Fluids Services. S.2 LPG. Estos cristales se redisuelven cuando la salmuera es calentada a una temperatura por encima de la temperatura de cristalización.6 LPG De la tabla 5 se obtiene: CaCl2 95 % = 27. Estos métodos dan diferentes temperaturas para la misma salmuera. cada formalicen de salmueras deberá tener una temperatura mínima a la cual puede ser usada como salmuera limpia o clara. Así un enfriamiento de la salmuera podría ocasionar la precipitación de los cristales de la sal.389 lpg.25 lbs EJEMPLO 2 SE ESTA UTILIZANDO COMO FLUIDO DE COMPLETACION 835 BBLS DE UNA SALMUERA DE CaCl2 / CaBr2 / Zn2Br2 DE PESO 15. D1 * V1 + D2 * V2 = DF * VF V2 = VI * ( DF .0037 = 14.30 lb/bbl CaBr2 = 0.70 ) * 0. Como regla común mientras mayor sea la concentración de cloruro de calcio en la salmuera mayor será el punto de cristalización y al contrario a mayor concentración de bromuro de calcio o bromuro de zinc menor será el punto de cristalización. EJEMPLO 1 PREPARAR 250 BBLS DE SALMUERA USANDO CLORURO DE CALCIO DE 95 % DE PUREZA + BROMURO DE CALCIO LIQUIDO + CLORURO DE CALCIO DE 11. Sin embargo.6 lpg = 0.229 = 57.3 = 6825 lbs CaBr2 = 250 * 0. Esta temperatura mínima es llamada temperatura de cristalización y está definida como la temperatura a la cual la salmuera está saturada con respecto a una o mas sales que esta contenga. existen los métodos FCTA ( First crystal To Appear ) . ¿ CUANTA SALMUERA PESADA SERA NECESARIA PARA AJUSTAR EL PESO A LOS NIVELES REQUERIDOS ?.0037 lpg/ºF por lo que: dt = 14 + ( t . Como la solubilidad de la sal varía con la temperatura.70 ) * K t= ( 270 + 80 ) / 2 = 175 º F dt = 14 + ( 175 . La mayoría de las salmueras pueden enfriarse por debajo de la temperatura de cristalización antes de que una cantidad de cristales de sal se precipiten interfiriendo con el manejo normal de dicha salmuera.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.75 lbs CaCl2 11.743 = 185.0 LPG UTILIZANDO UNA SALMUERA DE CaBr2/ZnBr2 DE 19.A t : averaje de temperatura del fondo y superficie. TCT ( True Crystallization Temperature ) y por ultimo el método LCTD ( Last Crystal To Dissolve ).DF ) ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Este tipo de salmuera tiene un % de sales de 0. Por lo que para asegurar un buen control de presión en este pozo se requerirá de una salmuera de 14.D1 ) / ( D2 .743 lb/bbl CaCl2 de 11.2 LPG A FIN DE PROVEER CONTROL DE PRESION. existe considerable confusión sobre los distintos métodos usados para determinar la medida de la temperatura de cristalización. SE REQUIERE INCREMENTAR LA DENSIDAD HASTA 16.4 lpg.6 lpg = 250 * 0.229 lb/bbl por lo que para la preparación de 250 bbls de este tipo de salmuera se necesitara. CaCl2 95 % = 250 * 27. 10.34 .V1 ) * D2 V1 = VF ( DF .2 LPG EJEMPLO 3 DETERMINAR LA CANTIDAD DA CACL2 ( 95 % ) NECESARIA PARA INCREMENTAR LA DENSIDAD DE 400 BBLS DE SALMUERA DE CaCl2 DESDE 9.V1 = 313.3 ) / ( 8. EJEMPLO 6 SE REQUIERE PREPARAR UNA SALMUERA DE 14.DF ) VF = 250 * ( 8.954 / 0.11. De la tabla 4 se obtiene: Densidad inicial Contenido de agua: Contenido de sal : 9. VF * DF = V1 * D1 + V2 * D2 VF * DF = V1 * D1 + ( VF . EJEMPLO 5 SE REQUIERE PREPARAR 600 BBLS DE SALMUERA DE 11 LPG UTILIZANDO SALMUERA DE 11.56 BBLS Se requieren 63.929 = 411 BBLS.722 Bo= 202.5 lpg.3 LPG PARTIENDO DE UNA SALMUERA DE 14 LPG QUE CONTIENE CaCl2 AL 95 % + BROMURO DE CALCIO DE 95 % DE PUREZA.56 .8 = 257.6 LPG Y 10. DETERMINE LA CANTIDAD DE AGUA NECESARIA.1 lbs / bbl Densidad Final : Contenido de agua: Contenido de Sal : 10 lpg 0.10. 0.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.2 LPG.86 cf = 126. GVZ .6 .16 ) = 208.3 LPG DE CACL2 CON AGUA FRESCA A FIN DE OBTENER UNA DENSIDAD DE 10.708 ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Lbs de CaCl2 requeridas = VF * CONTENIDO FINAL DE SAL .2) / (11.A V2 = 835 * ( 16-15. LA DENSIDAD SERA INCREMENTADA CON BROMURO. VF * DF = V1 * D1 + V2 * D2 VF * DF = V1 * D1 + (VF-V2) * D2 VF = V1 ( DW .D1 ) / ( DW .2 . c = cloruro b = bromuro 0 = inicial f = final0 De la tabla 5 Co = 134 wo= 0.7 ) = 313.34 .954 bbls / bbls de salmuera 65. EJEMPLO 4 SE DESEA DILUIR 250 BBLS DE UNA SALMUERA DE 11.6 LPG.342. DETERMINAR LA CANTIDAD NECESARIA DE CADA UNA. S. ¿ QUE CANTIDAD DE BROMURO SE REQUERIRA ?. Drilling Fluids Services.2 LPG.8 BBLS DE 11. V2= VF .0 LPG.5 LPG A 10.1 = 12964 lbs de CaCl2 de 95 % de pureza.8 BBLS DE SALMUERA DE 19.56 BBLS VF = V1 + VW VW = VF .9 lbs / bbl VF * WF AGUA = VI * WI AGUA VF = 400 * 0.VI * CONTENIDO INICIAL DE SAL Lbs de CaCl2 requeridas = 411 * 94.56 bbls de agua fresca a fin de disminuir la densidad de la salmuera inicial a el rango requerido.2 BBLS DE 10.6 .400 * 65.10.V1 = 600 .D2 ) V1 = 600 * ( 11 .929 bbls/ bbls de salmuera 94.2 ) = 342.D2 ) / ( D1 .4 wf = 0.2) / ( 19.250 = 63.7 LPG . 28 BBLS BROMURO A AGREGAR = Vo (( Co*Bf)/Cf)-Vo*Bo= 500*(134*228.Detectar capas permeables.2 vo = 500 bbls AGUA A AGREGAR = Vo ((Co*Wf) /Cf)-Vo* Wo = 500*(134 * 0. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Rt ( Resistividad de la formación ) .Determinar el diámetro del hoyo perforado. Entre los registros utilizados para estos fines se encuentran CALIPER LOG Los registros de Caliper son usados para determinar el diámetro del hoyo perforado a distintas profundidades y es utilizado para determinar la cantidad de cemento necesario para labores de cementación de los revestidores. G. tres y/o cuatro brazos o Springs Flexibles. El SP es útil en pozos con sistemas a base de agua dulce para: A.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.Verificar la calidad de la cementación de los revestidores.Determinar la porosidad. permeabilidad y litología de la formación.Selección de secciones de diámetros real para bajar empacaduras. C. B. F. Rxo ( resistividad de la zona lavada cercana a la pared del pozo ) por medio de los Registros Eléctricos. Densidad de la formación . Por medio de los registros es posible evaluar de forma rápida y eficiente los parámetros físicos principales de un yacimiento tales como : Rw ( Resistividad del agua de formación ) .1 BBLS APENDICE E REGISTRACION POR CABLE Gracias a los registros se logra: A. así como arenas saturadas de gas.Determinar contactos de gas . GVZ . Para tales fines se utilizan herramientas de dos.500 * 0.86= 19530 LBS. enviando la información a superficie por medio de señales eléctricas las cuales son analizadas en instrumentos apropiados . Drilling Fluids Services. tope y base de los estratos atravesados saturados con fluidos.petróleo o agua .Determinación de la mala o buena inhibición proporcionada por el fluido de perforación. S.Determinar valores de la resistividad del agua de la formación.Ubicar sus límites y permitir la correlación entre capas.2)/126. C. los cuales se expanden o contraen según el diámetro del hoyo .Identificación de zonas de alta resistividad para seleccionar los intervalos a ser cañoneados e información de otros yacimientos para futuras zonas de recompletación. B.Interpretación de perfiles eléctricos y correlaciones litológicas. CURVA DE POTENCIAL ESPONTANEO ( SP ) La curva de potencial espontáneo ( SP ) es un registro de la diferencia de potencial de un electrodo móvil en el pozo y un potencial fijo en un electrodo de superficie.708) /126.A Bf = 228.Determinar el espesor . E. El Caliper de cuatro brazos es el mas eficiente para la determinación de el volumen del hoyo al realizar dos medidas simultáneas del diámetro y promediar automáticamente los mismos. y Neutronicos. VF = Co * Vo / Cf = 134 * 500 / 126. B. D. siendo el mas obvio la determinación del volumen del hoyo para propósitos de cementación. la limpieza de las mismas y el tipo de fluido que estas contienen.Dar valores cualitativos del contenido arcilloso de una capa. petróleo o agua.4 = 530.petróleo. C.722 = 14. en función de la profundidad. Los usos de los registros Caliper son variados. De igual forma se pueden determinar los espesores de las arenas de interés . determinación de propiedades minerales por medio de registros de Rayos Gamma y de manera indirecta los valores de permeabilidad.4-500*202.Localizar uniones en el revestidor a fin de cañonear con precisión las zonas de interés. Otros usos de estos registros son: A. D. RW. Valores de Porosidad por medio de perfiles Sónicos .4 . Facilitar correlaciones y determinar el valor Rxo al tener dispositivos de mayor profundidad de investigación para obtener Rt.A Las desviaciones de la curva del SP son el resultado del flujo de corrientes existentes dentro del lodo en el pozo. Ambos son muy superiores al dispositivo ES para valores altos de resistividad y para contrastes grandes de resistividad con capas adyacentes. S. Su resolución es también superior en capas delgadas o moderadamente gruesas. B. Con una corriente constante este potencial varia directamente con la resistividad de la formación. Ubicados simétricamente . a cada lado del electrodo central . Drilling Fluids Services. Estos registros se fundamentan en el hecho de que en una formación homogénea. Los dispositivos que tienen profundidad de investigación de somera a mediana son el Lateroperfil 8 del Doble InducciónLateroperfil. Dispositivo Lateral. La caída de potencial es medida entre uno de los electrodos monitores y otro electrodo en la superficie. Los aparatos para encontrar Rt son el Lateroperfil 7 . Estas exigencias en forma general son las siguientes: A. La curva LLs del Doble Lateroperfil y la curva de enfoque esférico del perfil ISF/Sónico. De los electrodos compensadores fluye una corriente compensadora que ajustada para mantener a todos los electrodos de la sonda en el mismo ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. El potencial medido entre un electrodo situado en una serie de estas esferas y otro ubicado en el infinito es proporcional a la resistividad de la formación homogénea . B. GVZ . CONVENCIONALES ( ES ) En los perfiles convencionales de resistividad. Por los electrodos compensadores se manda una corriente ajustable. Una resistividad baja al frente de una cresta bien definida en el SP indica una formación porosa con fluido conductivo . Los aparatos de medición de resistividades que utilizan el principio de electrodos enfocados resuelven mejor ciertas exigencias del perfilaje que otros aparatos disponibles. hay dos electrodos de aproximadamente 5 pies los cuales están en cortocircuito entre sí. La intensidad de esta corriente compensadora se ajusta automáticamente de forma tal que los electrodos monitores son llevados al mismo potencial. PERFILES DE RESISTIVIDAD A. Sin embargo estos electrodos son mas largos que los anteriores. Estas “ corrientes del SP “ son producidas por fuerzas electromotrices de las formaciones que pueden ser de origen electroquímico o electrocínetico. las superficies que circundan un electrodo emisor son esferas. Su aplicación cuantitativa esta en la determinación de Rt y Rxo.2 LATEROPERFIL 3 Al igual que el Lateroperfil 7. Los electrodos de cada par están colocados simétricamente con respecto al electrodo central y están conectados entre si por un cable en corto circuito.Tomar mediciones que determinan el Rt en condiciones para la que los aparatos de inducción no son apropiados. isotrópica de extensión infinita. Se envía una corriente constante por el electrodo central. generalmente agua innata. PERFILES CON ELECTRODOS ENFOCADOS Entre los aparatos con electrodos de enfoque se incluyen los Lateroperfiles ( Laterologs) y perfiles de enfoque esférico ( Spherically Focussed Logs. La actividad química de una solución es proporcional a su contenido salino por lo que por este tipo de registro es posible determinar el tipo de litología de una formación dado el fluido contenido en la misma. Lateroperfil 3 y la curva LLd del Doble Lateroperfil. la curva de potencial espontaneo en presencia de lutitas es una línea mas o menos recta y una deflección hacia la izquierda cuando se trata de estratos permeables ( Arenas ). B. la desviación del galvanómetro correspondiente a tal potencial puede ser calibrada en unidades de resistividad. Una corriente fluye del electrodo central cuyo potencial esta fijo. SFL ). el Lateroperfil 3 usa corrientes de electrodos compensadores para enfocar la corriente de medición en una hoja horizontal que penetra la formación. Así.1 LATEROPERFIL 7 El dispositivo Lateroperfil 7 comprende un electrodo central y tres pares de electrodos. B.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. se envían corrientes a la formación a través de unos electrodos y se miden los potenciales eléctricos entre otros. Entre los perfiles convencionales se encuentran : Dispositivo Normal. El mayor efecto proviene de la zona invadida en casi todos los casos. siempre ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Los perfiles de Inducción no dependen del contacto físico con las paredes del pozo para excitar las formaciones . con diferente profundidad de investigación. Ambas versiones registran. Así mismo se puede registrar una curva SP. El campo magnético alterno que se produce induce corrientes secundarias en la formación. de manera que lo medido es una combinación de varios efectos. El perfil de Inducción opera con ventajas cuando el fluido del pozo no es conductor . Las sondas de Inducción consisten de un sistema de varias bobinas transmisoras y receptoras. Los dispositivos de Inducción se enfocan a fin de disminuir la influencia del pozo y de las formaciones adyacentes. En una de sus formas. a la profundidad correcta. B. la curva Lateroperfil profundo ( LLd ) tiene mayor profundidad de investigación que el LL7 y LL3. La experiencia demostró que los aparatos de inducción tienen muchas ventajas sobre el perfil eléctrico convencional para perfilar pozos con lodos a base agua. Cuando este modelo esférico de distribución de la corriente sufre distorsión debido a la presencia del pozo . ya que la energía eléctrica se transmite a través de Inducción en una forma similar a la de un transformador.4 DOBLE LATEROPERFIL La corriente de medición de todo Lateroperfil debe atravesar el lodo y la zona invadida para llegar a la zona no contaminada. los dos Lateroperfiles .A potencial constante. El Lateroperfil 3 tiene una mejor resolución vertical y muestra mas detalles que el Lateroperfil 7. Estas corrientes crean a su vez campos magnéticos que inducen señales en la bobina receptora. Los dispositivos con electrodos no pueden trabajar en lodos no conductores y los intentos para usar tomamuestras fueron poco satisfactorios. Drilling Fluids Services. Al usar electrodos de compensación de mayor longitud efectiva y con mayor espaciamiento. S. La magnitud de la corriente es por ello proporcional a la conductividad de la formación. El SFL utiliza corrientes de enfoque para imprimir una forma aproximadamente esférica a las superficies equipotenciales sobre una amplia gama de variables del pozo. PERFILES DE INDUCCION El perfil de Inducción fue diseñado para medir la resistividad de la formación . considerando una sonda con solo una bobina transmisora y una receptora. Pero el aparato funciona perfectamente también cuando el pozo tiene un lodo conductor . La necesidad de hacer una segunda medición. GVZ . B. A la bobina transmisora se envía corriente alterna de intensidad constante y de alta frecuencia. dio origen a los aparatos del tipo Doble Lateroperfil-Rayos Gamma. en otra versión lo hace simultáneamente. B. Para obtener información sobre Rxo. por ejemplo. se deben conocer el perfil de invasión y Rxo para poder calcular Rt.3 LATEROPERFIL 8 El Lateroperfil 8 es de poca profundidad de investigación. operando en pozos que contienen lodos a base aceite. Se puede entender mejor el fundamento.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Debido a su configuración el Lateroperfil 8 da excelentes detalles verticales pero las lecturas son mas influenciadas por el pozo y la zona invadida. Los dispositivos comunes de resistividad se basan en el concepto de que las corrientes se irradian con igual intensidad en todas las direcciones en medios homogéneos e isotrópicos.5 PERFIL DE ENFOQUE ESFERICO El perfil SFL forma parte de la combinación ISF / Sónico y su diseño fue motivado para tener una curva mejor que la normal y la LL-8 como acompañamiento al perfil de inducción de investigación profunda. es necesario hacer correcciones mediante curvas de corrección especiales. en forma secuencial . El registro Lateroperfil 8 se hace con el perfil Doble Inducción en escala logarítmica de 4 ciclos partidos . Virtualmente se elimina el efecto del pozo cuando el diámetro es menor que 10 pulgadas. aun en aire o gas. se ha añadido una curva SFL. este aparato registra. con electrodos pequeños colocados en la sonda Doble Inducción-Lateroperfil. La curva LLs ( Lateroperfil somero ) utiliza los mismos electrodos de manera distinta pare obtiene una de profundidad de investigación mucho menor que las LL-7 y LL-8. una curva de Rayos Gamma simultáneamente con las curvas de Resistividad. Se ha diseñado para investigación profunda y para disminuir la influencia de la zona invadida. Las corrientes fluyen en la formación en trayectorias circulares ( Anillos ) coaxiales con la bobina transmisora. Su principio es parecido al Lateroperfil 7 excepto por sus espaciamientos mas pequeños. Al haber una sola medición de la resistividad. *-El aparato 6FF28. la existencia de zonas invadidas y por lo tanto los intervalos permeables. Inductivo Eléctrico ( IES ) es un aparato de menor tamaño para su uso en pozos de poco diámetro. El conjunto permite la mayor investigación lateral posible de todos los equipos de Inducción. que la formación no sea demasiado resistiva y que el diámetro del pozo no sea muy grande. *-Determinar la presencia y el grado de continuidad de zonas impermeables dentro de la roca de acumulación. Por el electrodo pequeño se emite una corriente constante. El aparato DIL . un dispositivo normal de 16 pulgadas y un electrodo de SP. Los usos principales del Microperfil son : *-Determinar efectivamente los límites de la formación y permitir una evaluación del espesor neto de la zona productiva. S. *-Medir la resistividad del lodo en el pozo.Lateroperfil 8 ( DIL ) usa un dispositivo inductivo de investigación profunda ( ILD ) . con sus tres mediciones afocadas de resistividades a diferentes distancias del pozo dentro de la formación . Un electrodo pequeño y tres electrodos circulares concéntricos están insertados en una almohadilla de goma aplicada contra la pared del pozo. GVZ . estableciendo los estratos productores que no se pueden reconocer con los perfiles convencionales. A través del electrodo exterior se envía una corriente que se ajusta automáticamente de manera de mantener la diferencia de potencial entre los 2 electrodos monitores esencialmente igual a cero. MICROLATEROPERFIL Para valores mayores de 15 las curvas Rxo / Rmc se encuentran mas apretadas por lo que la determinación de Rxo a partir del Microperfil es pobre en esta región. *-Determinar el espesor del revoque en zonas permeables. Siempre se baja la sonda del Microperfil al pozo con los brazos cerrados. Entre los Perfiles Micro-Resistivos mas importantes tenemos: A. La resistividad del revoque es aproximadamente igual o ligeramente mayor que la resistividad del lodo. Al filtrarse lodo de perforación dentro de las formaciones permeables. Así detecta fácilmente la presencia del revoque. El aparato combinado ISF / Sónico tiene un dispositivo inductivo de investigación profunda. Drilling Fluids Services. En la cara de la almohadilla están insertados tres pequeños electrodos alineados. un dispositivo normal de 16 pulgadas y un electrodo SP. esta menos influenciada por el revoque y lee una resistividad del revoque. un Lateroperfil 8 ( LL8 ) y un electrodo SP. Es posible con el Microlateroperfil determinar Rxo con precisión para altos valores de la relación Rxo / Rmc siempre que el espesor del revoque no exceda de 3/8 de pulgada. MICROPERFIL El aparato del Microperfil mide con dos dispositivos de espaciamiento corto de diferente profundidad de investigación la resistividad de un volumen muy pequeño de formación y revoque inmediatamente adyacente al pozo. Es una versión pequeña del 6FF40 con un espaciamiento entre bobinas de 28 pulgadas. es superior al IES para determinar Rt y Rxo cuando el filtrado a penetrado profundamente a la formación o cuando existe un anillo. PERFILES MICRO-RESISTIVOS Los dispositivos Micro-Resistivos permiten medir Rxo (Resistividad de la zona lavada) y delimitar las capas permeables mediante la detección del revoque del lodo. B. La corriente que fluye a través del primer electrodo exterior no puede alcanzar el segundo y es forzada a fluir ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. *-El aparato de Doble Inducción . el perfil Sónico BHC y opcionalmente una curva de Rayos Gamma. Inductivo Eléctrico ( IES ) que tiene un dispositivo inductivo enfocado de seis bobinas con un espaciamiento nominal de 40 pulgadas . Para realizar este registro se utilizan los siguientes tipos de equipos: *-El aparato 6FF40. formandose un revoque. un SP que puede ser corregido electrónicamente para eliminar interferencias. La medición del perfil se hace en el viaje hacia arriba. espaciados una pulgada entre sí. los sólidos del lodo se acumulan sobre la pared del pozo. La curva Micro-Normal de 2 pulgadas de profundidad de investigación mayor que la MicroNormal de 1 pulgada . un dispositivo inductivo de investigación mediana ( ILm ) .A que este no sea muy salado. el perfil de Enfoque Esférico. Estos electrodos permiten registrar simultáneamente las curvas Micro inversas de 1 “ y 2 “. La resistividad del revoque es generalmente mas pequeña que la resistividad de la zona invadida cercana al pozo. La escala de todos los perfiles Micro-Resistivos esta dada en unidades de resistividad. Se aprieta una almohadilla de goma contra la formación por medio de brazos y resortes.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. La velocidad del sonido en las litologías comunes de las formaciones varia entre 6000 y 23000 pies/seg. Drilling Fluids Services. menor será la velocidad de la onda sonora a través de la formación. El registro Sónico depende de la matriz. La dependencia de la porosidad. C. Conocido también como tiempo de transito. tiene dos ventajas grandes sobre otros aparatos de microperfilaje. Los aparatos actualmente usados para obtener perfiles Sónicos son del tipo BHC ( Bore Hole Compensated ). En segundo lugar hay un mejoramiento en la medición de Rxo en casos de invasión somera y revoques de bastante espesor. El tiempo de transito en una formación depende de su litología y porosidad. Cuando un transmisor es activado por un pulso . hace que el perfil sonido sirva como registro de porosidad. tal como se hace en el Microlateroperfil y Perfil de Proximidad pero en lugar de obligar a la corriente de medición a concentrarse en un haz angosto. Mientras mayor sea la porosidad . El computador también integra los tiempos de transito para obtener el tiempo total de transito. En primer lugar es combinable con otros aparatos. este genera una onda de sonido la cual penetra la formación. El sistema BHC usa un transmisor encima y otro debajo de dos pares de receptores. S. los primeros arribos de energía acústica a los receptores corresponden a recorridos del sonido dentro de la formación cerca de la pared del pozo. con electrodos de enfoque esférico montados en almohadilla. El diseño de la almohadilla y electrodos es tal que revoques isotrópicos de hasta ¾ de pulgada tienen poco efecto sobre las mediciones. la porosidad y la saturación de fluidos de la roca de reservorio. PERFIL SONICO El perfil Sónico es un registro de la profundidad contra el tiempo requerido por una onda compresional de sonido para recorrer un pie de formación . Los transmisores de sonda del tipo BHC son activados alternativamente y los valores de “ Delta Tiempo “ son promediados automáticamente por un computador en la superficie. PERFIL DE PROXIMIDAD El aparato de Proximidad es similar en principio al Microlateroperfil. Mediante el enfoque esférico se da una forma casi esférica a las superficies equipotenciales producidas por un dispositivo de resistividad. A continuación se presenta una tabla de las velocidades sónicas dependiendo del fluido o medio atravesado: Fluido o formación Aire Metano Petróleo Lodo base agua Lutitas Sal Velocidad Sónica ( pies/seg) Tiempo de recorrido ( Microseg/pie) 1088 1417 4300 5000-5300 6000-16000 15000 919 706 232 200-189 167-63 67 ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Este tipo de sonda elimina substancialmente los efectos debido a cambios de diámetro del pozo como también errores producidos por la inclinación de la sonda. Este hecho permite determinar la presencia de los mismos cuando el perfil sónico se compara con las curvas de resistividad del perfil eléctrico. se impide solamente que circule por el lodo o el revoque. Esto elimina la necesidad de una corrida separada para medir Rxo. específicamente con el de Densidad de Formación ( FDC ) y el Doble Lateroperfil Simultáneo. PERFIL DE ENFOQUE MICROESFERICO ( MSFL ) Este dispositivo . GVZ . Se registra el valor reciproco de la velocidad en microsegundos / pie para evitar el uso de decimales pequeños. conocida la litología.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Este valor de “Delta T “ es el valor reciproco de la velocidad de una onda compresional de sonido.A en forma de un haz y dentro de las formaciones. el sistema es afocado automáticamente por electrodos monitores. El enfoque se consigue mediante electrodos auxiliares. La velocidad de sonido en la sonda Sónica y en el lodo de perforación es menor que en la formación . La presencia de hidrocarburos en la formaciones causa una reducción en la velocidad de la onda. La gama de registro varía desde 44 microsegundos/pie para dolomitas densas de porosidad cero hasta unos 190 microsegundos para el agua. consecuentemente. Se mide el tiempo transcurrido entre la detección del primer arribo a los dos receptores correspondientes. entre otros. Los electrodos están montados sobre una almohadilla mas ancha la cual es aplicada sobre la pared del pozo. La lectura del Microlateroperfil esta influenciada mayormente por la formación abarcada dentro de este pequeño haz. caso común en pequeñas y medianas profundidades.71 2.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Drilling Fluids Services. De tablas se obtiene los valores de densidad de las formaciones y se comparar con los resultados obtenidos en el registro a fin de determinar el tipo de formación atravesada. pues en estos casos es imposible obtener un perfil eléctrico bien definido. Estos Tres perfiles son los mas importantes de todos los perfiles nucleares. Este perfil investiga con mayor exactitud las formaciones de alta porosidad que las de baja porosidad. La densidad de los granos de los minerales que se encuentran con mayor frecuencia en las formaciones geológicas son: Densidad Cuarzo Calcita Dolomita anhidrita Mineral puro ( Grs/cc ) 2. En el aparato de “ Densidad Compensada “ . Una fuente radioactiva colocada en una almohadilla blindada es aplicada contra la pared del pozo.65 2. o sea lo contrario de los perfiles de neutrón. Para disminuir el efecto de la columna de lodo. Los perfiles radiactivos son muy útiles también en pozos que emplean lodos salados demasiado conductivos. Esta fuente emite hacia la formación rayos Gamma de mediana energía. al electrón y continua su trayectoria con menor energía. Este tipo de interacción se conoce como Efecto Compton de dispersión. de su porosidad y de la densidad de los fluidos que ocupan los poros. mayor será la radiación de rayos Gamma registrada en el detector.96 ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R./cc de la formación. En cada choque un rayo Gamma cede algo de su energía cinética. se utilizan dos detectores esta corrección se realiza automáticamente. tanto la fuente como el detector están montados en una almohadilla blindada. La fuente y el detector del aparato están diseñados de manera que su respuesta se debe en su mayor parte .A Areniscas Anhidrita Calizas Dolomita hasta 18000 20000 hasta 23000 24500 56 50 44 41 PERFILES RADIACTIVOS Una de las mayores limitaciones de los perfiles eléctricos en el estudio de las características de la formaciones es la de no poder registrar perfiles de formaciones con tubería de revestimiento. de un mapa estratigráfico o para el cañoneo y reacondicionamiento de pozos. descubrimientos de gas. En zonas de revoques mas consistentes algo del mismo lodo puede quedar interpuesto entre la almohadilla y la formación. Existen muchos pozos viejos que probablemente no fueron registrados en forma apropiada. muchas veces es necesario obtener información sobre la profundidad y espesor de ciertas formaciones en pozos con tubería de revestimiento. Densidad y de Neutrón para los cuales la tubería de revestimiento no representa obstáculo alguno. determinación de la densidad de hidrocarburos. Para obtener mayor información sobre la estructura de un yacimiento. FDC. PERFIL DE DENSIDAD DE LA FORMACION El perfil de Densidad de la Formación se utiliza principalmente como perfil de porosidad. Esta ultima depende de la densidad de la matriz de la roca. evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas y en al determinación del rendimiento de lutitas petrolíferas.87 2. GVZ . S. mientras mas baja sea la densidad del medio. Los rayos Gamma pueden ser considerados como partículas de alta velocidad que chocan contra los electrones de la formación. Por otra parte . Tal información puede obtenerse por medio de los registros nucleares de Rayos Gamma . al efecto Compton. Se aprieta las aperturas en el blindaje contra la pared del pozo mediante un brazo excentralizador. Los rayos Gamma dispersos llegan a un detector colocado a una distancia fija de la fuente y son evaluados como una medida de densidad de la formación ya que el numero de rayos Gamma de efecto Compton esta directamente relacionado con el numero de electrones en la formación. La medición de la densidad de la formación tiene también aplicación en la identificación de minerales en depósitos de evaporitas. En este caso. La fuerza ejercida por el brazo es mayor en el caso de microsondas y la almohadilla tiene una forma tal que le permite cortar el revoque cuando es blando. pero no toda. De este modo la medición del aparato de Densidad esta relacionada esencialmente con la densidad de electrones ( Número de electrones por centímetro cubico ) de la formación. la densidad de electrones esta relacionada con la densidad total en Gr. En el perfil de Densidad . el revoque es detectado por el aparato como si fuera formación y por lo tanto su influencia debe ser tenida en cuenta. por choques sucesivos.A PERFILES NEUTRONICOS Los perfiles Neutronicos son usados principalmente para ubicar formaciones porosas y determinar su porosidad. Las fuentes utilizadas que emiten neutrones con una energía inicial de varios millones de Electrón-Voltios son la Plutonio-Berilio ( Pu-Be ) o la Americio-Berilio ( Am-Be ). La fuente radioactiva de 16 curies produce ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. en primer lugar. la presencia de cemento detrás de esta y otros factores. con dos espaciamientos. La cantidad de energía perdida por un neutrón en cada colisión depende de la masa relativa del núcleo con el cual choca. incluyendo evaluación del contenido de lutita. blindado de tal manera que solamente los neutrones con energía por encima de 0. en formaciones limpias cuyos poros están llenos de agua o petróleo.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. El CNL es un instrumento de detección de neutrones termales. hasta que son capturados por núcleos de átomos tales como Cloro. Una combinación del perfil Neutronico con uno o dos perfiles de porosidad. *-La mayor parte de las correcciones necesarias son efectuadas automáticamente en la caja de control en la superficie. El CNL es un aparato de tipo mandril diseñado para ser corrido en combinación con otros aparatos para obtener así un perfil Neutronico simultáneamente con otros perfiles. De acuerdo al tipo de aparato. Este tipo de registro se fundamente en el hecho de que los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa es casi idéntica a la del átomo de Hidrógeno. a una mayor lectura corresponde una menor concentración de Hidrógeno y viceversa. Así. *-Como se miden neutrones epitermales. Los equipos Neutronicos usados incluyen la serie GNT. este puede detectar los rayos Gamma de captura o los propios neutrones mediante un detector colocado en la misma sonda. el aparato SNP ( Sidewall neutron Porosity ) y el CNL ( Compensated Neutron Log ). disminuye el efecto perturbador de elementos altamente absorbentes de neutrones termales como el Cloro y Boro que se encuentran en las agua de formación y en la Matriz. En pocos microsegundos los neutrones han sido amortiguados . Una fuente radioactiva colocada en la sonda emite continuamente neutrones de alta energía ( Velocidad ). denominados rayos Gamma de captura. en escala lineal. Los núcleos capturadores se excitan y originan una emisión de rayos Gamma de alta energía. Por el contrario. a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. sin perder mas energía. la mayoría de los neutrones son retardados y capturados aun a corta distancia de la fuente. a velocidades “ Termales “ correspondientes a energías alrededor de 0. En el sistema SNP . los efectos del pozo disminuyen considerablemente. Hidrógeno. Las zonas gasíferas pueden frecuentemente identificarse comparando el perfil Neutronico con otro de porosidad o con los valores de porosidad obtenidos de testigos o núcleos. al encontrarse con núcleos del material de la formación.4 Electrón-Voltios puedan ser detectados. etc. Colisiones con núcleos pesados no provocan mucha perdida de velocidad. El detector es un contador proporcional. chocan elásticamente a semejanza de bolas de billar y en cada colisión los neutrones pierden parte de su energía. De esta manera la perdida de velocidad dependerá principalmente de la cantidad de hidrógeno en la formación. da valores aun mas exactos de porosidad y la identificación litológica. Puede utilizarse en hueco abierto o entubado. Entonces se dispersaran sin orden. Estos neutrones . Con la distancia de fuente a detector comúnmente usada. Cuando la concentración de Hidrógeno que rodea la fuente de neutrones es alta. La relación entre el numero de pulsos o cuentas recibidos en los dos detectores se procesa en el equipo de superficie para tener un registro del índice de porosidad neutronica. Sílice . los neutrones viajan mas lejos antes de ser capturados. La porosidad leída en un registro en pozo entubado es menos exacta debido a incertidumbres surgidas por el peso y posición de la tubería de revestimiento . Se pueden utilizar combinaciones de distancia fuente-detector de acuerdo a las condiciones que se encuentra el pozo y a la gama de porosidades. El GNT es un aparato de medición no-direccional que emplea un detector que es sensible a los rayos Gamma de captura de alta energía y a los neutrones de velocidad termal. si la concentración de Hidrógeno es baja. S.025 electrón-voltios. Ellas responden. el perfil Neutronico nos da un valor real del espacio poral lleno de fluido. El SNP tiene varias ventajas: *-Como el detector esta colocado en una almohadilla en contacto directo con la pared del pozo. El GNT se corre excentralizado para que incida lo menos posible el efecto del pozo. la fuente y detector de neutrones están colocados en una almohadilla en contacto con la pared del pozo. La mayor perdida de energía ocurre cuando el neutrón choca con un núcleo de masa prácticamente igual como lo es el del Hidrógeno. GVZ . Drilling Fluids Services. o cuando las aguas de formación contienen sales disueltas de potasio. Formaciones limpias tienen normalmente un nivel bajo de radioactividad. S. que eran utilizados anteriormente. B. Sónico . En combinación con el perfil de Neutrones puede determinarse el tipo de formación así por ejemplo: Rayos Gamma     Neutrón     Formación Formación compacta. los contadores de Scintilación estudian las formaciones en detalle. Es frecuentemente usado como sustituto del SP ( Potencial espontáneo ) en los pozos entubados sonde es imposible obtener un SP.El perfil de Rayos Gamma es particularmente útil para la definición de estratos de lutita cuando la curva de potencial espontaneo ( SP ) esta redondeada ( Formaciones muy resistivas ) o en pozos entubados. Casi toda la radiación es emitida por el isótopo radiactivo del potasio de peso atómico 40 y por elementos radiactivos de la serie uranio y torio. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Se ha generalizado el uso de Scintilómetros para la medición de la radioactividad de las formaciones en los pozos. C. Densidad. La sonda de Rayos Gamma contiene un detector para medir la radiación originada en el volumen de formación cercano a la sonda. El perfil de Rayos Gamma puede correrse en combinación con muchos otros perfiles. por ejemplo un Neutronico. Así de dos formaciones con la misma cantidad de material radioactivo por unidad de volumen pero diferente densidad. de acuerdo al Efecto Compton de dispersión perdiendo energía en cada colisión. Dado que su longitud activa es de solo pocas pulgadas. o en pozos abiertos cuando el SP no es satisfactorio. mientras que las lutitas se representan con valores máximos . Entre los usos mas importantes del perfil de Rayos Gamma tenemos: A. Esto se debe a que los elementos radioactivos tienden a concentrarse en arcillas y lutitas.hacia la derecha. GVZ . El grado de absorción varia con la densidad de la formación. el perfil de Rayos Gamma generalmente refleja el contenido de lutita de las formaciones. Al pasar a través de materia. La distinción entre una arena y una caliza no puede hacerse con solo el perfil de Rayos Gamma. En el paso por la formación los rayos Gamma son gradualmente absorbidos y su energía degradada. sin porosidad Lutita Formaciones limpias que contienen hidrogeno Formacion radiactiva El perfil de Rayos Gamma puede ser corrido en pozos entubados lo que lo hace muy útil en operaciones de terminación y reacondicionamiento.Se utiliza para la detección y evaluación de minerales radiactivos tales como potasio y uranio. Finalmente . Inducción.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Drilling Fluids Services. Laterolog. En ambos casos es útil en la ubicación de capas no arcillosas y para correlaciones. Es por lo tanto útil en la detección y evaluación de minerales radioactivos como potasio y uranio. Su principio de funcionamiento se basa en que los rayos Gamma son erupciones de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidas espontáneamente por algunos Elementos radioactivos. es recomendable correlacionar el perfil de Rayos Gamma con un registro de muestras geológicas. después de que el rayo Gamma ha perdido suficiente energía es absorbido según el efecto fotoeléctrico ( En el efecto fotoeléctrico los rayos Gamma de baja energía son absorbidos completamente por los átomos del material de la formación dando lugar a la expulsión de electrones desde dichos átomos ).A neutrones a una tasa cuatro veces mayor que fuentes corrientes reduciendo así las variaciones estadísticas PERFIL DE RAYOS GAMMA El perfil de Rayos Gamma mide la radioactividad natural de las formaciones.Refleja la proporción de lutita y en algunas regiones puede ser usado cuantitativamente como un indicador del contenido de lutita. hacia la izquierda. así como simultáneamente con un Detector de Cuellos ( CCL ) o con cañones. Son mucho mas eficientes que los contadores Geiger-Mueller. En ciertos casos. los rayos Gamma experimentan sucesivas colisiones con los átomos de la formación . a menos que estén contaminadas de cenizas volcánicas o rodados graníticos. En formaciones sedimentarias. la menos densa se mostrara como mas radiactiva en el perfil de rayos Gamma. Cada uno de estos elementos emite rayos Gamma cuyo número y energía son distintivos de cada elemento. Las formaciones de sólo calizas y arenas se representan en el perfil por los valores mínimos. Resistividad. GVZ . el fluido del pozo. Entre las herramientas de este sistema están : GEOSTEERING TOOL Es un motor instrumentado el cual puede realizar medidas de Resistividades. Densidad Neutrón . En este perfil. Provee medidas en tiempo real de Inducción. Por medio de un detector cuya sensibilidad se ha regulado para que registre solamente los rayos Gamma secundarios emitidos cuando átomos de cloro absorben neutrones lentos se puede determinar la presencia o ausencia de cloro. no se diferencian mucho de las zonas petrolíferas del perfil de cloro. el uso del perfil de Cloro esta limitado a pozos con tubería de revestimiento y preferiblemente pozos viejos en donde el filtrado del lodo ha tenido tiempo de migrar o de mezclarse con el agua de formación. Por lo tanto es una herramienta ideal para trabajos de reacondicionamiento de pozos. correlaciones geológicas y evaluación de presión de poro mientras se perfora. esta limitada a unas pulgadas dentro de la formación.Es utilizado conjuntamente con el CCL en labores de cañoneo. además de estas ventajas. es posible realizar medidas petrofísicas. Por consiguiente. Las medidas de resistividad y Gamma ray detecta las variaciones de los fluidos y litología a medida que se perfora. Se puede utilizar tanto en lodos base agua como base aceite. Su aplicación primordial es con lodos a base agua fresca y salada teniendo ciertas limitaciones con los lodos a base aceite. Gamma Ray las cuales ayudan a evaluaciones de formación ( Porosidad ) . si el perfil de Neutrón indica dos zonas porosas y en el perfil de Cloro una de estas indica una concentración mas alta de cloro que la otra manteniendo los demás factores iguales.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. Sin embargo. Tasa de penetración y medidas de inclinación mientras perfora. como en todos los perfiles nucleares. Drilling Fluids Services. El sistema IDEAL integra la tecnología direccional con las mediciones mientras se perfora. PERFIL DE CLORO El perfil de Cloro emplea el mismo principio del perfil Neutronico. Esto permite medir la resistividad cuando el lodo utilizado es salino o cuando se atraviesan formaciones de altas resistividades. RAB ( Resistivity At The Bit Tool ). es razonable deducir que la zona con concentración baja de cloro es una zona petrolífera. La región de investigación del perfil de Cloro. Por consiguiente la replica de este perfil es afectada por el filtrado del lodo a menos que se usen lodos de perforación cuya perdida de filtrado sea demasiado baja. Gamma Ray . una fuente de neutrones similar a la empleada en el perfil de Neutrones emite neutrones veloces que después de ser frenados y convertidos a neutrones lentos pueden llegar a ser absorbidos por cloro. la columna de cemento.A D. logrando beneficios tanto para el usuario como para la contratista. emitiéndose un rayo Gamma secundario de determinado nivel de energía. Resistividad y Laterolog de alta resolución. debido a la baja concentración de cloro con que generalmente son asociadas. Máximo rango de bombeo : 600 Gpm. de gran importancia ya que este elemento se encuentra generalmente en las agua de formación. Las lutitas.El perfil de Rayos Gamma puede ser usado para la delineacion de minerales no radiactivos tal como estratos de carbón. pegue de tubería y lavado de tubería. En tiempo real una alarma avisa al perforador de los problemas potenciales antes de que estos sean serios. CDR ( Compensated Dual Resistivity ) y AND ( Azimuthal Density Neutron) TOOLS. Con el sistema IDEAL. Los factores mas importantes que afectan el perfil de Cloro son : La tubería de revestimiento. Tiene aplicaciones con lodos a base agua y lodos a base aceite. Es un Near bit instrumentado el cual permite realizar registros Gamma Ray. Anadrill Schlumberger manteniendo la línea de Schlumberger de tecnología de avanzada posee el sistema IDEAL( Integrated Drilling Evaluation And Logging System ). Máximo rango de bombeo : 800 Gpm. NUEVAS TECNOLOGIAS APLICADAS A LOS REGISTROS Las innovaciones tecnológicas tienen un gran valor cuando resultan en un mayor ahorro . por medio de la curva del SP o del perfil de Rayos Gamma se puede esclarecer esta ambigüedad. A menos que este sea el caso. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. E. la salinidad del agua de la formación y la matriz. S. Mientras mas salinas sean las aguas de formación mas fácil será distinguir zonas porosas acuíferas de zonas porosas petrolíferas. Esto ayuda a evitar riesgos asociados con problemas comunes de perforación tales como reventones. REGISTROS USADOS DURANTE LAS OPERACIONES DE COMPLETACION. Drilling Fluids Services. GVZ . D. litología y presión de poro. El calor generado por el fraguado del cemento incrementa la temperatura dentro del revestidor en varios grados.Problemas de hoyo desviado. La curva de amplitud del registro es una presentación gráfica de la primera señal recibida dependiendo del medio. la cual es medida y registrada sobre el perfil en milivoltios. B. C.A ISONIC TOOL Esta herramienta permite la medición de la porosidad de la formación. D. De esta forma se obtienen señales débiles procedentes de la tubería de revestimiento y señales fuertes procedentes de la formación que dependen de las características de esta. Este registro es una indicación de la buena o mala adherencia del cemento siendo la señal de amplitud baja en caso de buena adherencia y en caso contrario la señal será alta. existirá una transmisión a la formación. entre la formación y el revestidor al producirse un cambio brusco de temperatura. Por ultimo es posible determinar o localizar fugas en el revestidor E.Se confirma buena calidad de adherencia cuando existen señales débiles del revestimiento y señales fuertes de la formación. C. Combinando en tiempo real la porosidad sónica y la información litológica con la resistividad y las medidas radioactivas permite a los geólogos evaluar las zonas productoras antes de que cualquier daño se producido. Entre los registros mas importantes usados en las labores de completación se encuentran : A. TEMPERATURE LOG La aplicación principal del registro de temperatura es la localización del tope de cemento. Algunas de las aplicaciones del registro de buzamiento son: A. B. DIP LOG Esto se refiere a la medición del Buzamiento ( ángulo y dirección ) Vs Profundidad. Otra aplicación de este registro es la identificación de canalización de gas u otro fluido.Señales fuertes provenientes del perfil VDL confirman al perfil CBL en tubería de revestimiento libre. hoyos secos. Además los registros de tránsito sónicos permite a los perforadores detectar zonas de alta presión. CEMENT BOND LOG ( CBL ) El CBL es un registro utilizado para medir la adhesión del cemento alrededor del revestidor. VARIABLE DENSITY LOG ( VDL ) El registro VDL muestra el tren de comportamiento sónico y provee información sobre la adherencia del cemento a la formación. El CBL puede ser registrado con un equipo Sónico Standard con un cable multi-conductor o mediante un equipo que usa un solo conductor ( CBT ).Ayuda a diferenciar entre microanillos y canalizaciones.Señala buena adherencia acústica a la formación. No tiene limitaciones en cuanto a lodos y su galonaje máximo permitido es de 1200 GPM. por lo que este registro identifica el punto donde se produce este cambio de temperatura y de esta forma localiza el tope de cemento. El aparato utilizado para obtener estas medidas es llamado SP. Cuando el cemento esta bien adherido a la tubería de revestimiento y si existe buen acoplamiento acústico con la formación. Durante la corrida de este registro deben usarse centralizadores especiales para mantener el equipo en el centro de la tubería.Propósitos geológicos como mapas geológicos. El perfil VDL es un complemento importante para el perfil CBL ya que: A.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. B. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. Resistivity o Microlog continous Dipmeter dependiendo de cual sistema de electrodos esta siendo utilizado. etc. CEMENT EVALUATION TOOL ( CET ) Esta herramienta utiliza un aparato de alta frecuencia ultrasónica con 8 traductores afocados lo cual permite determinar la distribución del cemento alrededor del revestidor. S. Asegurarse que el voltaje de la corriente sea satisfactorio.Llenar la copa con el lodo que ha de analizarse. secar exteriormente la balanza.Si el peso y la copa no se equilibran en la posición correspondiente del nivel. S. En estas condiciones los 946 cc de agua deben escurrir en 26 segundos con una tolerancia de 0. 2.Tapar el extremo del embudo con un dedo y verter lodo a través del tamiz hasta que el nivel coincida con la base del mismo. en labores de completación son usados los registros Nucleares a fin de localizar las zonas de interés durante las labores de cañoneo. Los balines pueden agregarse o quitarse removiendo el tornillo de la cámara de compensación que se encuentra en el extremo del brazo graduado. 2. Drilling Fluids Services. EQUIPO: Viscosímetro fann.-VISCOSIDAD PLASTICA Y PUNTO CEDENTE.Colocar el espigón sobre el soporte y el cursor en el valor 8.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. 4. PROCEDIMIENTO: 1. GVZ . agregar o quitar balines según sea necesario .El número de segundos registrados es la viscosidad marsh.Llenar la copa metálica con agua pura y tapar en la forma indicada anteriormente. CALIBRACION: Para calibrar el embudo. pero en forma lenta con un movimiento giratorio.Colocar la tapa sobre la copa y asentarla firmemente.Retirar el dedo del extremo y medir con un cronómetro el tiempo que tarda en escurrir 946 cc de lodo a través del embudo.Leer la densidad del lodo en el lado izquierdo del cursor. El aparato que se usa en el campo tiene una luz en el frente del instrumento y el voltaje es adecuado ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.5 segundos. 3. APENDICE E PRUEBAS CON LODOS A BASE AGUA A. CALIBRACION: 1. Sostener firmemente el embudo sobre una jarra graduada con indicación de 946 cc (1/4 de galón). más o menos. EQUIPO: Embudo marsh PROCEDIMIENTO: 1.A Además de los registros antes descritos. Asegurarse que sale un poco de lodo por el orificio de la tapa. 2. 3. D.. este se llena con agua límpia a temperatura ambiente y se anota el tiempo para que escurran 946 cc.DENSIDAD EQUIPO: Balanza para lodos. B.Colocar el espigón sobre el soporte y mover el cursor a lo largo del brazo graduado hasta que la burbuja del nivel indique la nivelación correcta.Lavar o escurrir los restos de lodo que se encuentren en el exterior de la copa o el brazo. 5.33 lb/galón.VISCOSIDAD API. PROCEDIMIENTO: 1. 2. Debe asegurarse primero que se haya liberado toda la presión. La lectura máxima es la resistencia de gel de 10 minutos. 2 Punto cedente (lbs/100 pies2) = Lectura a 300 rpm .Se pone en marcha el motor y se coloca en su posición más baja el botón que acciona la caja de velocidades para obtener la más alta velocidad (600 r. en cc.Se arma la tapa inferior y la celda. que la empacadura.Se coloca un cilindro graduado y seco debajo del tubo de drenaje para recoger el filtrado.Se llena la celda con lodo hasta 1 cm del borde .L Baroid.p. GVZ . Se lava el revoque depositado con una corriente suave de agua.Se seca cuidadosamente todo el conjunto de filtro prensa. una vez que se estabilice la misma. 5. interior y exteriormente. Se mantiene la agitación durante 10 a 15 segundos hasta obtener una lectura constante en el dial.ALTA TEMPERATURA.Agitar la muestra anterior por 10 segundos a una alta velocidad y permitir que permanezca sin perturbar por 10 segundos. E. 6. E. N. Colocar la velocidad en 3 rpm y poner en marcha el motor.A cuando esta brilla en forma uniforme. Drilling Fluids Services. D. grueso .Se cierra la válvula de purga y se aplica una presión de100 lb/pulg2. áspero.Cuidadosamente se coloca la empacadura y la tapa superior y se aprieta el tornillo T lo suficiente para impedir la pérdida de presión. La lectura máxima es la resistencia de gel de 10 Segundos. 5. 1. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. como pérdida de agua API.Para el cálculo se utilizan las siguientes ecuaciones: Viscosidad Plástica (cps) = Lectura a 600 rpm . EQUIPO: Filtro prensa API. 8. 3. Se lee el volumen de agua que haya en el cilindro graduado y se anota el mismo. 4. etc. se descarta el lodo con mucho cuidado para salvar el papel filtro con un mínimo de daño al revoque.Se mide el espesor del revoque en 32 avos de pulgadas .Agitar la muestra nuevamente por 10 segundos a una alta velocidad y permitir que permanezca quieta por 10 minutos.m) . 3.Se desenrosca el tornillo T y se quita el conjunto de la base . quebradizo. 9.2 6. 2.Cambiar la velocidad de rotación a 300 rpm y registrar la lectura del dial .Manual of drilling fluids technology. y se anota este valor. flexible. EQUIPO: Filtro prensa HT-HP.-RESISTENCIA DE GELATINOSIDAD. PROCEDIMIENTO: 1.Lectura a 300 rpm.FILTRADO ALTA PRESION . Se anotan sus características tales como : delgado .FILTRACION API. 2.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. 4. S. el tamiz y el papel de filtro estén colocados correctamente. asegurándose . gomoso .Luego de 30 minutos se corta la presión y se abre lentamente la válvula de purga.Una muestra recientemente agitada se coloca en el recipiente y se sumerge el cilindro del rotor hasta la marca que se encuentra grabada en el exterior del rotor. PROCEDIMIENTO: 2 2 . Luego se coloca el conjunto en la base o marco del filtro-prensa. 7. Este volumen es alrededor de 600 cc. Se desarma el conjunto.viscosidad plástica. Colocar la velocidad en 3 rpm y poner en marcha el motor.Se debe indicar también la temperatura a la que fue realizada la prueba.. La cámara contiene aún 500 lpc aproximadamente 11-Medir la cantidad de filtrado recolectado y multiplicar este valor por dos. la temperatura de prueba debe mantenerse dentro de un rango de +/. aumentar la presión de la unidad superior a 600 lpc y abrir la válvula inferior ¼ de vuelta para comenzar la filtración.Limpiar y secar la cámara antes de cada uso .Aplicar 100 lpc a ambas unidades de presión y abrir la válvula superior ¼ de vuelta en la dirección contraria a las manecillas del reloj. Descartar el líquido que pasa a través del tamiz. ( 10 ºF sobre la temperatura de prueba ). 2. GVZ .Colocar la unidad receptora de baja presión sobre la válvula inferior y asegurarla colocando el pasador correspondiente.. 3. junto con la temperatura de la prueba.Al alcanzar la temperatura de 300 ºF . 8.Colocar la celda dentro del elemento de calentamiento.Verter la mezcla sobre el tamiz límpio y previamente mojado.CONTENIDO DE ARENA..Colocar la unidad de presión sobre la válvula superior y asegurarla colocando el pasador correspondiente. Luego agregar agua hasta la marca de 100 cc. Pasar la arena a la probeta . invertirlo lentamente . desahogar la presión cuidadosamente a través de la válvula opuesta al papel filtro. 7.Observar el volumen de arena depositado y expresar el valor obtenido como porcentaje de arena contenido por el lodo. 12-Después que la cámara esté fria. 2. 4. Ajustar el termostato para mantener la temperatura deseada.Preparar la celda con papel filtro y llenarla con la muestra de lodo . 6.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. PROCEDIMIENTO: 1. 10-Después de 30 minutos. Repetir hasta que el agua de lavado esté clara .Transferir el termómetro a su cavidad en la celda. Registrar el resultado como cc de filtrado HT-HP. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. tapar la boca del tubo con el pulgar y agitar vigorosamente. F.5 ºF. G. Luego abrir la otra para agotar cualquier presión que aún exista. 3.Fijar el embudo en la parte superior del tamiz. Dejar decantar la arena en el fondo de la probeta. 5. Lavar la arena retenida sobre la malla con una corriente suave de agua para eliminar las partículas de lodo.A 1. Remover la cámara de la camisa de calentamiento y enfriarla a temperatura ambiente en posicion vertical. Recolectar todo el filtrado y agotar toda la presión de la unidad inferior y luego agotar la presión del regulador superior . sacudir y verter de nuevo sobre el tamiz . EQUIPO: Kit de prueba de arena. Asegurarse que el interior de la cámara permanece uniforme.CONTENIDO DE LIQUIDOS Y SOLIDOS. Precalentar el elemento de calentamiento hasta 310 ºF. 4.Agitar la muestra de lodo por 10 minutos. EQUIPO: Retorta. cerrar ambas válvulas y aflojar el tornillo T del regulador de presión . Colocar el termómetro en la cavidad correspondiente. del lado del tamiz opuesto a donde se depositó la arena . teniendo cuidado de llenar la celda como máximo hasta ½ pulgada por debajo de la parte superior para permitir la expansión.Mientras la prueba se realiza. El filtrado debe drenarse cuidadosamente de la cámara receptora cuando la contrapresión excede de 100 lpc. 9. Drilling Fluids Services.Conectar el elemento de calentamiento al voltaje correcto para la unidad antes de hacer la prueba. agregar más agua a la probeta. teniendo las válvulas de las partes superior e inferior cerradas. PROCEDIMIENTO: 1. Observar y anotar la condición del revoque. S. colocando el pico del embudo en la boca del tubo y con una corriente suave de agua.Llenar el tubo hasta la marca de 50 cc con lodo. Desarmar la cámara y desechar la muestra de lodo . Reportar el pH del lodo a la aproximación de 0.. PROCEDIMIENTO: 1. H.30 minutos). como el número de cc de ácido sulfúrico requerido por cc de lodo.Colocar lana de acero en la cámara superior.1 de unidad.ALCALINIDAD DEL LODO. agitándolo hasta obtener un pH de 8. Insertar el electrodo en la muestra de prueba en un recipiente pequeño.A 2.Dejar que la retorta caliente hasta tanto la condensación cese (+/. leer el valor de pH. agregar gota a gota ácido sulfúrico 0. 2.. Lavar los extremos de los electrodos y secarlos cuidadosamente. 2.02 N requerido por cc de filtrado.Colocar 1 cc de lodo en un recipiente.02 N.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. 4. EQUIPO: Acido sulfúrico 0. S. como el total de cc de ácido sulfúrico 0.Colocar la tapa sobre la cámara y limpiar el exceso de lodo que sale a través del orificio. agitándolo hasta obtener un pH de 8. Drilling Fluids Services. Calibrar el medidor con soluciones de pH conocido.Agregar gota a gota . agregar gota a gota ácido sulfúrico 0.Depositar 10 cc de lodo en la cámara de la retorta.DETERMINACION DE PH. GVZ .02 N. y luego permitir 10 minutos de calentamiento adicional.. Rotar el fluido alrededor del electrodo rotando el recipiente. 11-Por diferencia al 100% determinar el porcentaje de sólidos.Colocar una probeta graduada de 10 cc bajo la espiga de la unidad de condensación y conectar la retorta.Agregar lubricante en la rosca de la cámara inferior y enroscarla en la cámara superior. 3.3 medido con el electrodo de vidrio. ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.ALCALINIDAD DE FILTRADO.02 N . incluyendo el requerido para el punto final Pf. K. pHmetro.02 N . Cuando se estabilice el indicador.Colocar 1 cc o más de filtrado en un recipiente pequeño. 7. pipeta graduada de 1 cc.Colocar la cámara en el calentador. acido sulfúrico 0. Diluir la muestra de lodo con 25 cc de agua destilada. 6. 4.. 10-Leer el volumen de aceite y agua recolectado y expresarlo en porcentaje. EQUIPO: pHmetro PROCEDIMIENTO: 1234567- Hacer los ajustes necesarios para poner el amplificador en funcionamiento. 9. PROCEDIMIENTO: 1.Obtener una muestra recientemente agitada .CONTENIDO DE CLORUROS.Reportar la alcalinidad del filtrado Mf.02 N. 8.3 medido con pHmetro. 5. asegurándose que todo el aire y gas ha sido liberado. 5.3. pHmetro. I. EQUIPO: Acido sulfúrico 0.Registrar la alcalinidad del filtrado Pf como el número de cc de ácido sulfúrico 0.Reportar la alcalinidad del lodo Pm . pipeta graduada de 1 cc. 3. el J.A la muestra anterior que ha sido titulada al punto final Pf . agitándolo hasta obtener un pH de 4.02 N por cc de filtrado requerido para alcanzar el punto final de titulación . Reportar: ppm calcio = cc de versanato * 400 M. Tomar una gota del líquido con la varilla de agitación y colocarla sobre el papel de filtro . 7.A EQUIPO: Nitrato de plata 0.rings.Ajustar el tubo de dispersión cerca de 5 mm del fondo. 4. pipeta de 1 cc. 4.Agitar el ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R. solución NaOH 1 N . 7.Agregar 10 cc de agua destilada en el matraz.Agregar. 6. 8. 3.Diluir con 25 cc de agua destilada. EQUIPO: Trietanolamida al 10% . pipeta de 1 cc. 3. 5.Agregar un cc de filtrado en el recipiente de titulación límpio y seco. 5. 2. L.. 2.Titular con solución versanato (400 ppm) gota a gota y en agitación continua hasta lograr el cambio de color a violeta.y en agitación continua. 4.Reportar : Cloruros (ppm) = cc de nitrato * 1000. 6. 0. indicador calver II .Agregar solución de azul de metileno de 0.Inyectar 1 cc de filtrado y 10 cc de ácido sulfúrico 5 N en la cámara 1 .Instalar la tapa del tren de Garret con sus o. 5.Reportar: lpb de bentonita = 5 * cc de azul de metileno.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. agua destilada. El punto final de la titulación se alcanza cuando el tinte aparece como una aureola.Desahogar todo el aire de la bolsa e instalar la manguera en la cámara 3. EQUIPO: Kit de prueba para azul de metileno. 3. 4.Agregar indicador Calver II (la solución se torna azul).Colocar el matraz sobre el calentador y dejar hervir suavemente durante 10 minutos. cromato de potasio. PROCEDIMIENTO: 1. N. 3. PROCEDIMIENTO: 1. S.Añadir 5 gotas de octanol defoarmer en la cámara 1.gota a gota. 6.DETERMINACION DE CARBONATOS. Drilling Fluids Services.Colocar la bombona de nitrógeno.Añadir 4 o 5 gotas de cromato de potasio. taza de titulación.. EQUIPO: Tren de Garret PROCEDIMIENTO: 1.5 cc en 0.5 cc revolviendo el contenido del matraz luego de cada adición durante 30 segundos . versanato de 400 ppm.Agregar 5 cc de trietanolamida al 10% (la solución se torna blanca). taza de titulación agua destilada. 2.Agregar 2 cc de solución de NaOH 1 N.15 cc de agua oxigenada al 3%.Agregar un cc de filtrado en un recipiente de titulación límpio y seco. PROCEDIMIENTO: 1.CONTENIDO DE CALCIO. a fin de eliminar el magnesio soluble.Agregar 1 cc de lodo. GVZ .Añadir 20 cc de agua destilada en la cámara 1.Conectar la manguera al vaso de dispersión de la cámara 1 y permitir el flujo de nitrógeno para limpiar todo el gas en el sistema. nitrato de plata hasta obtener un color rojo ladrillo.5 cc de ácido sulfúrico 5 N.0282 N .CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIONICO.Diluir hasta aproximadamente 50 cc con agua destilada. 2. INCREMENTO DE PESO Diez sacos de barita incrementan el peso en .A equipo y abrir la llave de paso a la manguera.000.DESPLAZAMIENTO DE TUBERIA EN BLS/100 PIES = peso de la tuberia en lbs / pie x . 1. 12-Formar vacio en la bolsa a través de tubo drager.. 16-Realice el mismo procedimiento sin filtrado a fin de determinar el factor de corrección por agua destilada.. 11-Sacar la manguera de la cámara 3 e instálela al tubo drager. Drilling Fluids Services.hoyo pulg) 2 . S.8 v PC/W x 60 Donde: PC = punto cedente ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R.. 13-Medir la longitud del color púrpura en el tubo drager. 14-Reportar: GGT Carbonatos (mg/l) = longitud púrpura * 25..CAPACIDAD ANULAR (BLS/PIE) (diam.VIACOSIDAD MARSH CUATRO VECES EL PESO DEL LODO (LPG) LA MITAD DEL PESO DEL LODO (LPC) 5. 15-Límpie la cámara. GVZ . tuberia pulg) 1029 2 o (ID) 2 1029 4..Permitir el paso de nitrógeno lentamente hasta que la bolsa esté completamente llena. 9.VELOCIDAD CRITICA Vc = 3.1 lpg por cada 100 bls de lodo Peso deseado x 5 = sacos de barita por cada 100 bls de lodo y por cada lpg 6.(diam ext.03638 2. 10-Cerrar la válvula de paso hacia la bolsa y desconecte la presión.-VOLUMEN EN EL HOYO EN BLS /1000 PIES =(diametro del hoyo)2 3.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela. REGLAS NEMOTECNICAS. PORCENTAJE DE ACEITE %Gas Oil = 24 ...A W = peso de lodo lpg 7.INCREMENTO DE VISCOSIDAD Diez (10) sacos de bentonita de alto rendimiento (100 bls/ton) incrementan la viscosidad de embudo en + seg/qto gal.. (lodo salino) Cuatro (4) sacos de cemento incrementan el volumen en 1 bl.0 lpg 11.PUNTO CEDENTE OPTIMO PC= peso del lodo (lpg) 13.PESO ESTIMADO DEL ACEITE Cuando no se conoce la gravedad API del aceite.. GVZ . 10. S.Schlumberger Dowell Drilling Fluids Dowell Schlumberger de Venezuela.PORCENTAJE DE SOLIDOS EN LODOS PESADOS.CANTIDAD DE BENTONITA A MEZCLAR + 25 sacos / 100 bls de agua. se asume un peso de 7.peso del lodo (lpg) 14.. Drilling Fluids Services.. 15..SACOS DE BICARBONATO DE SODIO PARA TRATAR CONTAMINACIONES CON CEMENTO Un (1) saco/barril de cemento 12. 9.DIFERENCIAS DE VISCOSIDADES DE EMBUDO Entre la descarga y la succion no mayor de 10 seg/qto gal ELABORADO POR: ING Marco A Ruiz R... (15-16 LPG) Dos (2) por el peso del lodo (lpg) 8.INCREMENTO DE VOLUMEN Quince (15) sacos de barita incrementan el volumen en un barril Con un saco de bentonita de alto rendimiento (100 bls/ton) se preparan 5 bls de lodo Con un (1) saco de altapulgita se preparan 4 bls.