Departamento de Ingeniería de Petróleo Laboratorio de Perforación

Universidad de Oriente[pic 1][pic 2]

Núcleo de Anzoátegui

Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas

Departamento de Ingeniería de Petróleo

Laboratorio de Perforación

Sección: 01

Grupo Nº 4

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Barcelona, mayo de 2017

INDICE

Contenido

SUMARIO        IV

INTRODUCCIÓN        V

MARCO TEÓRICO        7

ANTECEDENTES        7

FLUIDOS DE PERFORACIÓN        8

COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS        8

FUNCIONES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN        10

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE ACUERDO A SU FASE CONTINÚA        13

REOLÓGIA        14

PROPIEDADES FISICAS DE UN LODO        15

PROPIEDADES REOLÓGICAS DE UN LODO        15

TIXOTROPIA        17

PROPIEDADES TIXOTRÓPICAS DE UN LODO DE PERFORACIÓN        17

OTRAS PROPIEDADES BÁSICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN        18

LODOS NATIVOS        18

BENTONITA        19

LAS ARCILLAS        20

ESTADOS DE ASOCIACIÓN DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLAS        20

TIPOS DE ARCILLAS        21

DENSIFICANTE        22

EQUIPOS Y PROCEDIMENTOS        26

PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL        34

PRÁCTICA 1.A. PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA EL ESTUDIO DE UN LODO NATIVO BASE AGUA – BENTONITA        34

PRÁCTICA 1.B. PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL PARA LA DENSIFICACIÓN DE UN LODO NATIVO BASE AGUA-BENTONITA        34

TABLAS DE DATOS Y RESULTADOS        36

Practica 1a        36

Practica 1B        37

DISCUSIÓN DE RESULTADOS        38

CONCLUSIONES        43

RECOMENDACIONES        44

APLICACIÓN DEL TEMA EN LA INDUSTRIA        45

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS        46

APÉNDICE        47

SUMARIO

Los primeros pozos perforados por el método de rotación solo se usaba agua como fase continua que al mezclarse con los sólidos de formación formaban el lodo. Cualquier problema en el lodo durante la perforación era solucionado agregando agua o lodo de reserva. Sin embargo, para 1901 Haggen y Pollard sugirieron que en pozos de gas debido a sus altas presiones debe llenarse el mismo cuando se saca la tubería a superficie para evitar un posible reventón, partiendo de esto se introduce el concepto de lodo nativo el cual definieron como la mezcla de agua con arcilla la cual permanece en suspensión por un tiempo considerable. Para 1921 se introduce el uso de densificantes por Stroud el cual fue encargado de encontrar un medio para aumentar la densidad para prevenir el descontrol de pozos de gas.  Las innovaciones hechas el siglo pasado y las mejoras que aún se siguen realizando al lodo de perforación en cuanto a sus propiedades físicas, reológicas y tixotrópicas han permitido la remoción de ripios desde el pozo hasta superficie con más efectividad, así como también se han evitado derrumbes en zona inestables y se han podido controlar las presiones de formación. La práctica referente al sistema agua-bentonita se realizó en dos partes; 1-A y 1-B para analizar en ambas practicas el efecto de las propiedades reologicas, físicas y tixotrópicas del lodo de perforación al estar sujeta a cambios en la composición del mismo. En la parte 1-A se realizaron en el laboratorio suspensiones diferentes cada una con un volumen equivalente a seis (6) barriles de lodo, pero con porcentajes diferentes (%) en peso de bentonita y agua todo con el fin de alcanzar diferentes rendimientos de arcilla en las suspensiones. Posteriormente se alcalinizó el lodo con 0.12 lbs/bls  de hidróxido de sodio (NaOH), una vez preparados los seis barriles de lodo se procedió a determinar ciertas propiedades del mismo como; viscosidad plástica, viscosidad aparente, viscosidad de embudo marsh, punto cedente, fuerza gel a los 10’ y 10’’, la densidad del lodo y el ph, para este fin se utilizó  equipos que se encuentran en el laboratorio como son, el ph-metro, embudo de marsh, viscosímetro fann, balanza simple y balanza baroid, balanza de lodo y  agitador de lodo.

En la práctica 1-B se prepararon 3 barriles de lodo agua-bentonita con un porcentaje en peso de arcilla del 7%, el cual se alcalinizó con 0,06 lbs/bls. Seguidamente fue separado en 3 partes iguales equivalentes a 1 bl cada una, a los cuales se le agregó barita y a otro carbonato de calcio; después se procedió a evaluar a cada barril las diferentes propiedades: ph, viscosidad aparente, viscosidad plástica, densidad, punto cedente, fuerza gel a los 10’ y 10’’, porcentaje de agua-sedimento y porcentaje de arena. con los valores obtenidos de viscosidad aparente y con los diferentes porcentajes en peso de arcilla utilizados, se realizó una gráfica de rendimiento de la arcilla y se obtuvo un 6,85% en peso de arcilla; por ello se procedió al uso de un 7% en peso de bentonita en la práctica 1-B, ya que determinó que éste era el porcentaje óptimo para densificar las muestras de estudio, ya que con un porcentaje menor o uno mayor, no se hace efectiva la densificación. La idea de agregar diferentes densificantes es comparar el efecto de los mismos sobre las distintas propiedades del fluido de perforación.

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