FLUIDO DE EMULCION INVERSA CON DENSIDAD DE 1.65 GR/CM3 A BACHE DE PERFORACIÓN DE 1.90 GR/CM3

            INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE VILLA LA VENTA[pic 1]

DIVISION DE INGENIERIA PETROLERA

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REACONDICIONAMIENTO DE UN

FLUIDO DE EMULCION INVERSA CON

 DENSIDAD DE 1.65 GR/CM3 A BACHE

DE PERFORACIÓN DE 1.90 GR/CM3

TESIS

PARA OBTNER EL TÍTULO DE:

INGENIERO PETROLERO

PRESENTA:

JOSE FERNANDO RUIZ CASTILLO - 14E60842

MARIA ESTHER RODRIGUEZ SALGADO - 14E60840

ASESOR:

ING.Q.P. SURAYA SARAI QUEVEDO LOPEZ

           La venta Huimanguillo, Tabasco                                   Septiembre, 2017

INIDICE

Capitulo I: Introducción……………..…………………………………………………… 2

1. Planteamiento del problema……………………………………………………...... 3
2. Objetivos……………………………………………………………………………… 3
3. Delimitación…………………………………………………………………………... 3
4. Justificación………………………………………………………………………...… 4
5. Hipótesis…………………………………………………………………………….... 4

Capitulo II: Marco teórico……………………………………………………………...… 5

2.1 ¿Qué es un fluido de perforación?...............................................................  5 2.1.1 Características…………………………………………………………………… 6 2.2 Tipos de fluidos……………………………………………………………………. 7 2.2.1 Fluidos claros con píldoras de barrido viscosas………………………………… 7

2.2.2 Fluidos de HEC……………………………………………………………………  8 2.2.3 FLO-PRO. ® ……………………………………………………………………….. 9

2.2.4 Sistemas de sal de granulometría determinada……………………………. 11 2.2.5 VERSADRIL®/VERSACLEAN®/Sistemas VERSA Mejorados Reológicamente………………………………………………………………………… 12

2.2.6 NOVADRIL®/NOVAPLUS®/NOVATEC™………………………………….... 13 2.3 Funciones……………………………………………………………………….…. 14 2.4 Que es un Bache de Perforación…………………………………………….…………….............................15 2.5 Funciones de un bache……………………………………………………………………………………. 16 Capitulo III: Desarrollo de la metodología………………................................... 17 3.1.1 Fluido Emulsión Inversa Relajado………………………………………………………………………………… 17 3.1.2 Fluido 100% aceite…………………………………………………………….. 18  3.2 Como se elabora…………………………………………..................................... 19 3.2.1 Función que cumple durante la perforación y hasta que profundidad……… 21 3.3 Programa de lodo…………………………………………………………………… 22

CAPITULO I: INTRODUCCION

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El fluido de control que se utiliza durante la perforación tiene una viscosidad y una densidad específica para las condiciones del pozo que se está perforando, al término de su uso se regresa a la planta de fluidos porque no cumple con las condiciones para su uso en las siguientes etapas, por ello se reacondiciona con un numero de aditivos para que cumpla una función nueva como bache de perforación ayudando así a la disminución de costos para realizar baches.

1. Objetivos

1.2.1 General

Reacondicionar un fluido de emulsión inversa con densidad de 1.65 gr/cm3 para la formulación y preparación de un bache de perforación de 1.90 gr/cm3.

1.2.2 Específicos

• Revisar las condiciones del lodo que fue regresado
• Se realizarán las pruebas de laboratorio para obtener las condiciones necesarias para formular y preparar un bache de perforación
• Monitorear la calidad de reajuste y acondicionamiento

1. Delimitación de la investigación

Se sabe que el fluido de emulsión inversa después de haber sido utilizado en pozos es almacenado en pipas y lo mandan de regreso a la planta de fluidos de control, ellos al recibir el fluido lo meten en la presa de lodo, le hacen un proceso de agitación y recirculación para después almacenarlo por un determinado tiempo para después volver a utilizarlo acondicionándolo para el pozo que lo está requiriendo, se pretende saber cómo se acondiciona este fluido.

1. Alcances

• Crear el bache de perforación de 1.90 gr/cm3 para su utilización en la siguiente etapa.

1. Limitaciones

• No contar con el material necesario para acondicionar el fluido.
• Presas ocupadas.
• Las bombas y agitadores están en mantenimiento.
• Las presas están en mantenimiento/limpieza

1. Justificación

Esta investigación se llevará a cabo ya que en la industria petrolera al momento de la perforación se utiliza el fluido de control con densidad de 1.65 gr/cm3, pero después de haberlo utilizado en la primera etapa de la perforación del pozo, el fluido se almacena en las pipas y después no se sabe con exactitud que es lo que pasa con el lodo, por ello se reacondiciona el fluido para hacer un bache de perforación que requiere una densidad de 1.90 gr/cm3 para utilizarlo en las siguientes etapas.

1. Hipótesis

H1: El fluido de perforación que estamos reacondicionando logro su objetivo y pudimos optimizar la perforación.

H2: El bache que elaboramos con el fluido de emulsión inversa se ve en condiciones aptas para poder realizar la etapa a la cual se está requiriendo.

Capitulo II: Marco teórico

2.1 ¿Que es el fluido de perforación?

Los fluidos de perforación de yacimiento son fluidos de perforación no dañinos, especialmente diseñados para ser usados en los intervalos del yacimiento. Están formulados para maximizar la eficiencia de la perforación al minimizar los daños a la formación, conservando así la productividad potencial del pozo. En general, los fluidos de perforación convencionales no pueden ser convertidos a fluidos de perforación de yacimiento.

Los fluidos de perforación convencionales pueden causar daños graves a los yacimientos productivos.

Este impacto se puede minimizar en cierta medida reduciendo el filtrado y controlando los esfuerzos de gel progresivos. Estas prácticas reducen la invasión de fluido dentro de la formación y ayudan a obtener el aislamiento zonal durante la

cementación de las tuberías de revestimiento. Para las completaciones convencionales de pozo entubado o de tubería perforada, las perforaciones suelen penetrar más allá de cualesquier daños cerca del pozo. Los altos diferenciales de

presión del yacimiento al pozo y las perforaciones de diámetro más grande pueden ayudar a reducir los efectos de los daños causados a la formación por los fluidos de perforación convencionales.

2.1.2 Características

1.- Control de daños a la formación:

a) El fluido de perforación de yacimiento no debería contener arcillas o materiales densificantes insolubles en ácido que pueden migrar dentro de la formación y taponar los poros.

b) Debería estar formulado con viscosificadores rompibles o solubles en ácido, materiales de filtrado y agentes de taponamiento de tamaño apropiado, todos los cuales limitan el filtrado hacia la formación y aseguran una buena limpieza.

c) El filtrado debería estar formulado para impedir que las arcillas en la zona productiva se hinchen, migren o taponen la formación.

d) El filtrado debería ser compatible con los fluidos de la formación, de manera que no cause la precipitación de las incrustaciones minerales.

e) El fluido y el filtrado no deberían modificar las características de la formación de humectado por agua a humectado por aceite, o viceversa.

f) El filtrado no debería formar emulsiones con los fluidos de la formación, causando el taponamiento de la formación.

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