Perforacion

En la industria petrolera, después de realizada la operación de exploración el próximo paso es la perforación, la misma supone una actividad rodeada de diversos desafíos y retos, debido a que los resultados obtenidos de los estudios de superficie y subsuelo apenas son una visión previa de lo que nos depara este largo proceso hasta llegar a la producción y transporte del mismo. Por su parte, durante la prospección se definirá si la formación que estamos perforando es potencialmente rentable o no, no obstante se debe tomar en cuenta que el mismo requiere equipos y lodos específicos para ser usados, ya que sus características petrofísicas y geológicas difieren entre cada estrato o formación. Uno de los equipos usados en esta actividad es la sarta de perforación, pero este requiere de un fluido que le permita tanto moverse como remover los ripios generados por la barrena de perforación por tal razón se le conoce como fluido de perforación. Escoger el lodo adecuado es otra laboriosa tarea, porque debe tomarse en cuenta factores como densidad, viscosidad y punto cedente los cuales no deben afectar la producción por tal razón en la presente practica se destacara lo que es fluido de perforación, tipos, viscosidad, densidad, tipos de arcilla y el rendimiento de la misma.

Cronograma Histórico o Reseña de los Fluidos o Lodos de Perforación.

En el año 1900, mientras se perforaba un pozo de petróleo en Spindletop, Texas, los trabajadores condujeron una manada de ganado a través de un foso lleno de agua. El lodo que se originó, una mezcla barrosa y viscosa de agua y arcilla, se bombeó dentro del pozo. Los fluidos de perforación aún se denominan lodo, pero en la actualidad, los ingenieros no confían sólo en el agua y la arcilla, sino que diseñan cuidadosamente compuestos y mezclas para satisfacer las necesidades específicas que existen según las distintas condiciones de perforación.

Los primeros pozos se perforaron para extraer agua y luego usarla para beber, lavar, regar y para salmuera, que se utiliza como una fuente de sal. Recién en el siglo XIX la perforación en busca de petróleo se convirtió en una práctica generalizada, dado que la industrialización aumentó la necesidad de productos derivados del petróleo.

Los registros más antiguos de perforaciones de pozos datan del siglo tercero a.C. y tuvieron lugar en China. La técnica de perforación con herramienta operada por cable consistía en dejar caer una pesada herramienta metálica y retirar la roca pulverizada con un contenedor tubular. En este caso el fluido era agua, que suavizaba la roca y, por lo tanto, facilitaba la penetración y ayudaba a eliminar los fragmentos de roca pulverizada conocidos como detritos. (Es importante extraer los detritos del pozo para que los trépanos de perforación estén libres para seguir perforando).

En 1833, un ingeniero francés llamado Flauvile estaba observando la técnica de perforación con herramienta operada por cable, cuando el aparato de perforación se topó con agua. Entonces se dio cuenta de que el agua que brotaba era muy útil para sacar los detritos del pozo. Flauville ideó una instalación para bombear el agua hacia el interior de un vástago de perforación y arrastrar los detritos al regresar a la superficie a través del espacio existente entre el vástago de perforación y la pared del pozo.

La perforación rotatoria ha reemplazado ampliamente a la perforación con herramienta operada por cable. Con esta técnica, los trépanos de perforación se encuentran en el extremo de una tubería rotatoria. El proceso es similar al que se lleva a cabo con una perforadora manual eléctrica o un taladro para perforar madera. Pero en vez de perforar unas pocas pulgadas o centímetros en la madera, los pozos de petróleo modernos pueden tener miles de pies o metros de profundidad.

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Definición, tipos, composición y funciones de los fluidos de perforación.

El Fluido de Perforacion es un fluido de características químicas y físicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y además, estable a altas temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias.

El objetivo principal que se desea lograr con un fluido de perforación, es garantizar la seguridad y rapidez del proceso de perforación, mediante su tratamiento a medida que se profundizan las formaciones de altas presiones, la circulación de dicho fluido se inicia al comenzar la perforación y sólo debe interrumpirse al agregar cada tubo, o durante el tiempo que dure el viaje que se genere por el cambio de la mecha.

Tipos de los fluidos de perforación

Los fluidos de perforación se clasifican de acuerdo al tipo de base en: fluido base agua y fluido base aceite; y de acuerdo a su comportamiento de flujo en: newtonianos y no newtonianos.

Si la fase continua de un lodo es la parte líquida en el cual se encuentra suspendido otro líquido en forma de glóbulos muy pequeños, esto es lo que se conoce con el nombre como fluido base agua.

Los lodos base aceite constituyen una emulsión de agua en aceite, es decir, una emulsión inversa donde la fase dispersa es el agua y la fase continua al igual que el filtrado, es aceite.

Tipos de Fluidos

Un fluido es cualquier sustancia que se deforma cuando se le somete a un esfuerzo de corte o de cizallamiento, por muy pequeño que éste sea. Según PDVSA-CIED (2002), los fluidos se clasifican en:

-. Fluido Newtoniano

La clase más simple de fluidos es la clase de fluidos newtonianos. Los fluidos de base (agua salada, agua dulce, aceite diesel, aceites minerales y aceites sintéticos) de los fluidos de perforación son newtonianos. En estos fluidos, el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte.

-. Fluido No Newtoniano

Cuando un fluido contiene arcillas o partículas coloidales, estas partículas tienden a chocar entre sí, aumentando el esfuerzo de corte o la fuerza requerida para mantener una velocidad de corte determinada.

Bajo estas circunstancias, el esfuerzo de corte no aumenta en proporción directa a la velocidad de corte.

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