Fluidos de Perforacion Emulsion Inversa
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El documento aborda la importancia de los fluidos de perforación en la ingeniería de yacimiento, describiendo sus funciones esenciales y aplicaciones específicas en la perforación de pozos de gas y petróleo. Detalla los componentes de los lodos base aceite y sintético, sus propiedades, limitaciones, y técnicas de cálculo y tratamiento en situaciones problemáticas. Además, menciona la necesidad de diseñar fluidos de perforación que cumplan con requisitos específicos, así como la complejidad en la gestión y control de estos fluidos durante la operación.
![Agente Humectante a añadir:
- Una libra de agente humectante para cada saco de 100 lbs de barita
Emulsificante a añadir:
- lb/bbl = [(bbl agua / bbl lodo) x (10)]
añadido.](https://image.slidesharecdn.com/equipoaem-170324042625/85/Fluidos-de-Perforacion-Emulsion-Inversa-22-320.jpg)
![Agente Humectante a añadir:
- Una libra de agente humectante para cada saco de barita añadido.
- 0,5 Kg/Saco
Emulsificante a añadir:
- lb/bbl = [(bbl agua / bbl lodo) x (10)]](https://image.slidesharecdn.com/equipoaem-170324042625/85/Fluidos-de-Perforacion-Emulsion-Inversa-23-320.jpg)
Fluidos de Perforacion Emulsion Inversa
- 1. Materia: Ingeniería de Yacimiento Equipo 1 Integrantes: Pamela Garza Azenth Ruiz Edgar Mireles Manuel Hernandez Catedrático: Carlos Barrera
- 2. El fluido de perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación hasta a la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular. Hasta la fecha un pozo de gas o aceite no se puede perforar sin este concepto básico de fluido circulante. · El fluido de perforación es una parte clave del proceso de perforación, y el éxito de un programa de perforación depende de su diseño. · Un fluido de perforación para un área particular se debe diseñar para cumplir con los requerimientos específicos. · En general los fluidos de perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables. Siempre hay un compromiso. Fluidos de perforación
- 3. Funciones Básicas • Hay por lo menos diez funciones importantes del fluido de perforación: • Remover los recortes del fondo del agujero, transportarlos a la superficie y liberarlos con la ayuda de los equipos para control de sólidos. • Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación, • Recubrir el agujero con un revoque de pared de baja permeabilidad, • Controlar las presiones sub superficiales, • Sostener los recortes y el material pesado en suspensión cuando se detenga la circulación, • Soportar parte del peso de la sarta de perforación y del revestimiento, • Prevenir o reducir al mínimo cualquier daño a las formaciones aledañas, • Permitir la Obtención de información sobre las formaciones penetradas, • Transmitir potencia hidráulica a la barrena, • Controlar la corrosión de los tubulares y herramientas dentro del pozo.
- 4. Aplicaciones de Lodo Base Aceite y Sintético • Inhibición de lutitas • Pozos de alta temperatura • Lubricidad • Pozos de alto ángulo y de alcance extendido • Contaminantes, minerales evaporíticos y gases ácidos • Fluidos de emplazamiento (spotting) • Fluidos de rehabilitación, completación y empaque
- 5. Limitaciones del Lodo Base Aceite y Sintético • Ambientales • Costos • Los cálculos de hidráulica, presión hidrostática y ECD son complicados • Mayor riesgo de pérdida de circulación • Detección difícil de amagos (kick) debido a la solubilidad del gas
- 6. Fase Acuosa Agua Fase Externa: Aceite Fase Externa: Agua Sólidos y superficies humectados por aceite Sólidos y superficies humectados por agua Aconsejable para la Perforación Cementación / Estimulación WBM (lodo base agua) OBM (lodo base aceite)
- 7. • VISCOSIFICADORES: - VG -69 - VG - PLUS - VG - HT - VERSA HRP - Necesita sólidos reactivos. - VERSAMOD - Necesita agua y temperatura. Productos de lodos base aceite
- 8. Productos de lodos base aceite • REDUCTORES DE VISCOSIDAD: - VERSATHIN - (Desfloculante físico) • Solución temporal para alta viscosidad debido a sólidos • NO BAJARA VISCOSIDAD DEL VERSAHRP • BAJARA VISCOSIDAD del VERSAMOD • Para el sobretratamiento, usar viscosificador de arcilla. - VERSAWET - VERSACOAT - VERSATRIM - Reduce la HSRV (AV, PV)
- 9. Productos de lodos base aceite • ATAP – REDUCTORES DE PÉRDIDA DE FILTRADO: - VERSATROL – Base Asfalto / Gilsonita - VERSALIG – Lignito tratado con amina - EMI 157 – (Ácido Oleico)
- 10. Productos de lodos base aceite • OTROS PRODUCTOS ESPECIALIZADOS: - CAL - Ca(OH)2 - CAL CALIENTE / CAL VIVA - CaO - CLORURO DE CALCIO - CaCl2 - Tecnología FAZE-PRO (Emulsiones Reversibles) • FAZE-MUL – Emulsificante • FAZE-WET – Agente Humectante
- 11. - FLUIDO BASE - VISCOSIFICADORES - EMULSIFICANTE - SALMUERA - AGENTE TENSIOACTIVO HUMECTANTE • ORDEN DE ADICIÓN: - CAL - MATERIAL DENSIFICANTE
- 12. Orden de Formulación RELAJADO - FLUIDO BASE - VG – ARCILLA - VERSACOAT - CAL SALMUERA VERSAWET MATERIAL DENSIFICANTE - - - - FLUIDO BASE - - CAL - VERSACOAT - MATERIAL - PÉRDIDA DE FI CONVENCIONAL VISCOSIFICANTES VERSAMUL SALMUERA MATERIAL DENSIFICANTE ADITIVOS DE CONTROL DE LTRADO
- 13. Pruebas API Estándar para Emulsiones Inversas Peso del lodo (kg/m3, lb/gal)• • • • • • • • • Viscosidad Embudo (seg/litro) o (seg/cuarto de galón) Reología @ 50oC, “65oC”, 80oC (1200, “1500”, & 1750F) ATAP @ 150°C , 3000F o temperatura de fondo Retorta (% aceite/sintético, % agua, % sólidos) Pom, Psm (volumen total en cc de 0,1N H2SO4 tres valoraciones) Exceso cal - Pom (cc) x 3,7 = kg/m3 x 1,3 = lb/bbl Cloruros (lodo entero) mg/l Estabilidad Eléctrica (ES) @ 65oC
- 14. Pruebas API Estándar para Emulsiones Inversas • Peso del lodo • Reología @ 120º, 150º o 180ºF • ATAP @ 300ºF o temperatura de fondo • Estabilidad Eléctrica (ES) @ 120º o 150º F • Retorta (% aceite/sintético, % agua, % sólidos) • Pom, Psm • Cl- (lodo entero)
- 15. Análisis por retorta de emulsiones inversa • ¡Precisión! • La retorta nos permite determinar: - % Sólidos - % Aceite o Fluido Sintético - Contenido de sal • Busque tendencias y cambios importantes - % Agua
- 16. CÁLCULOS PARA LODO BASE ACEITE
- 17. Datos Calculados • Relación de Aceite o Sintético / Agua • Cal, (lb/bbl) • % CaCl2 y % Sólidos Corregido • Sólidos: (lb/bbl) Barita y (lb/bbl) LGS • Cloruro de Calcio (lb/bbl)
- 18. Cálculos 1. m3 AGUA / m3 LODO = WRd X ( Fo + Fw ) - (100 X Fw) Ord 2. m3 ACEITE / m3 LODO = ORd X ( Fo + Fw ) - ( 100 X Fo) WRd DONDE: ORd = PROPORCIÓN DE ACEITE DESEADA (Número entero) WRd = PROPORCIÓN DE AGUA DESEADA (Número entero) Fo = FRACCIÓN DE ACEITE (Como decimal de la retorta) Fw = FRACCIÓN DE AGUA (Como decimal de la retorta) Esta es la formula de calculación para la elaboración de lodos de perforación
- 19. Cálculos 1. BBL H2O / BBL LODO = WRd X ( Fo + Fw ) - (100 X Fw) Ord 2. BBL ACEITE / BBL LODO = ORd X ( Fo + Fw ) - ( 100 X Fo) WRd DONDE: ORd = PROPORCIÓN DE ACEITE DESEADA (Número entero) WRd = PROPORCIÓN DE AGUA DESEADA (Número entero) Fo = FRACCIÓN DE ACEITE (Como decimal de la retorta) Fw = FRACCIÓN DE AGUA (Como decimal de la retorta) x 5,48LB/BBL CaCl2 = ml Lodo mlAgNO 3
- 20. x 5,48LB/BBL CaCl2 = ml Lodo mlAgNO 3
- 21. mlAgNO3 CaCl2 % en Peso. = ml Lodo X 15,65 1000xFw 15,65 X 100 mlAgNO3 mlLodo
- 22. Agente Humectante a añadir: - Una libra de agente humectante para cada saco de 100 lbs de barita Emulsificante a añadir: - lb/bbl = [(bbl agua / bbl lodo) x (10)] añadido.
- 23. Agente Humectante a añadir: - Una libra de agente humectante para cada saco de barita añadido. - 0,5 Kg/Saco Emulsificante a añadir: - lb/bbl = [(bbl agua / bbl lodo) x (10)]
- 24. PROBLEMAS CON LODO BASE ACEITE
- 25. Problemas: Aceite / Sintéticos • Viscosidad Insuficiente • Viscosidad Excesiva • Contaminación de Sólidos • Flujos de Agua Salada • Sólidos Humectados por Agua • Dióxido de Carbono – CO2 • Sulfuro de Hidrógeno – H2S • Sales Masivas y Filones de Sal • Asentamiento / Sedimentación de Barita • Pérdida de Circulación
- 26. Viscosidad insuficinte • Sedimentación de Barita • Limpieza Inadecuada del Pozo • Tratamiento: - Añadir Viscosificadores – Arcilla, Polímeros, Mod. - Someter la Salmuera al Esfuerzo de Corte - Añadir Agua (Salmuera)
- 27. Viscosidad Excesiva - Eliminar / Diluir – Sólidos, Reducir el Contenido de Agua del lodo • • • • • • • Sólidos – Alto Contenido, Finos, Humectados Alto Contenido de Agua Inestabilidad a las Temperaturas Elevadas Gases Ácidos Sólidos Humectados por Agua Sobretratamiento con Viscosificadores Tratamiento: por Agua - Añadir – Emulsificante, Agente Humectante, Versathin, Cal, Aumentar el peso
- 28. Contaminación de solidos • Alta viscosidad • Revoque grueso • Tratamiento: - Zaranda de malla más fina - Diluir con fluidos base y añadir emulsificante - Agente humectante - Centrífugas en tándem
- 29. Flujos de Agua Salada - Emulsificante y cal - Barita para ajustar el peso y parar el influjo • • • • • • Aumento del % agua, disminución Alta viscosidad Sólidos humectados por agua Estabilidad Eléctrica Más Baja Agua en el filtrado ATAP Tratamiento: de la relación aceite:agua - Agente humectante para densificar o sólidos humectados por agua
- 30. Sólidos Humectados por Agua • Mayor viscosidad • Menor Estabilidad Eléctrica • Aspecto granuloso • Sedimentación • Taponamiento de la malla de la zaranda • Prueba • Tratamiento: - Si la fase de salmuera está saturada de sal, añadir agua dulce - Agente humectante
- 31. Dióxido de carbono • Disminución de POM • Disminución del contenido de cal • Disminución de la Estabilidad Eléctrica • Tratamiento: - Añadir cal para mantener un exceso, tener cuidado para - Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo controlar el exceso de cal en fluidos a base de éster
- 32. Sulfuro de Hidrógeno, H2S - Mantener el exceso de cal - Secuestrante de zinc inorgánico (SULF-X) • • • • • • Sulfuros detectados con el Tren de Gas de Garrett Disminución de POM Disminución del contenido de cal Disminución de la Estabilidad Eléctrica El lodo puede volverse negro Tratamiento: - Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo
- 33. Sales masivas y filones de sal • Las sales son insolubles, pueden resultar en un problema de sólidos de baja gravedad específica • CaCl2 y MgCl2 de la formación pueden causar la • Pegadura del flujo plástico (no diferencial) - Desplazar el espacio anular desde la barrena hasta el punto humectación por agua de los sólidos libre con agua dulce
- 34. Pérdida de Circulación aumentando la posibilidad de fracturación de la formación Celofán y fibras de caña pueden romper la emulsión - Mica, MIX-II, cáscaras de nueces - • La compresibilidad aumenta la densidad en el fondo, • Los materiales de pérdida de circulación (LCM) tales como • Tratamiento: Inyección inversa de arcilla organofílica (arcilla organofílica en agua
- 35. DESPLAZAMIENTOS desplazador a la viscosidad más alta. desplazador esté en el sitio. • • Reunirse, comunicar, organizar. Acondicionar el lodo a desplazar a la viscosidad más baja y el fluido • No comenzar el desplazamiento hasta que todo el fluido • • • • El espaciador debería cubrir 500’ a 1.000’ de espacio anular. Bombear a una velocidad cerca de la turbulencia. No Parar la circulación una vez que se ha iniciado el desplazamiento. Hacer Girar / Reciprocar la Tubería
- 36. DESPLAZAMIENTOS • Colocar la barrena al fondo del pozo cuando el lodo base aceite se separa de la barrena. • Cambiar las mallas. • Añadir agente humectante. • Monitorear con el medidor de Estabilidad.