Respuestas a preguntas sobre el tema de los fluidos de perforación

1. ¿Qué es un fluido de control? (IMP)

Mezcla de productos químicos en una fase generalmente fluida con propiedades específicas utilizada en las operaciones de reparación, terminación y perforación de pozos, en las operaciones de perforación es bombeado, circulando en forma continua hacia debajo de la tubería de perforación y por el espacio anular entre la tubería de perforación y la pared del pozo.

2. ¿Cuáles son las funciones de los fluidos de perforación? (MI 2.1)

• Retirar los recortes del pozo.

• Controlar las presiones de la formación.

• Suspender y descargar los recortes.

• Obturar las formaciones permeables.

• Mantener la estabilidad del agujero.

• Minimizar los daños del yacimiento.

• Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.

• Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.

• Asegura una evaluación adecuada de la formación

• Controlar la corrosión

• Facilitar la cementación y la completación.

• Minimizar el impacto al ambiente.

3. ¿Cuáles son los factores para seleccionar los fluidos de perforación? (MI 10.1)

El fluido más rentable para un pozo o intervalo, debería estar basado en los siguientes criterios.

a) Aplicación

• Intervalo superficial

• Intervalo intermedio

• Intervalo productivo

• Método de completación

• Tipo de producción.

b) Geología

• Tipo de lutita

• Tipo de arena

• Permeabilidad

• Otros tipos de formación

c) Agua de preparación

• Tipo de agua

• Concentración de cloruro

• Concentración de dureza

d) Problemas potenciales

• Problemas relacionados con la lutita

• Embolamiento de la barrena / conjunto de fondo BHA

• Tubería pegada

• Pérdida de circulación

• Arenas agotadas

e) Plataforma / equipo de perforación

• Locación remota

• Capacidad limitada en la superficie

• Capacidades de mezcla

• Bombas de lodo

• Equipo de control de sólidos

f) Contaminación

• Sólidos

• Cemento

• Sal

• Anhidrita/yeso

• Gases ácidos (CO2, H2S)

g) Datos de perforación

• Profundidad de agua

• Tamaño del pozo

• Angulo del pozo

• Torque / arrastre

• Velocidad de perforación

• Peso del lodo

• Temperatura máxima

4. ¿Cómo clasifica a los fluidos de perforación? (Un siglo 4)

Base agua

• No disperso

• Disperso – no inhibido

• Disperso inhibido

• Emulsiones directas

Base Aceite

• Emulsión inversa

• 100% aceite

- Mineral

- Sintético

Neumáticos

• Gas

• Aire

• Espuma

5. ¿Qué fluidos base agua conoces?

Bentonítico, polimérico inhibido, polimérico inhibido alta temperatura, polimérico inhibido potásico sin bentonita, agua de mar.

6. ¿Qué son los fluidos cálcicos? (MI 10.6)

Fluidos que proporcionan calcio soluble y de reserva en un fluido de perforación, proporcionando inhibición al minimizar la hidratación de los sólidos perforados.

7. ¿Qué fluidos base aceite conoces?

Emulsión inversa

• Convencional

• Filtrado relajado

100 % aceite

• Sintéticos

• Mineral

8. ¿Cuáles son los criterios para seleccionar los fluidos de perforación?

El fluido mas rentable para un pozo o intervalo, debería estar basado en los siguientes criterios.

h) Aplicación

• Intervalo superficial

• Intervalo intermedio

• Intervalo productivo

• Método de completación

• Tipo de producción.

i) Geología

• Tipo de lutita

• Tipo de arena

• Permeabilidad

• Otros tipos de formación

j) Agua de preparación

• Tipo de agua

• Concentración de cloruro

• Concentración de dureza

k) Problemas potenciales

• Problemas relacionados con la lutita

• Embolamiento de la barrena / conjunto de fondo BHA

• Tubería pegada

• Pérdida de circulación

• Arenas agotadas

l) Plataforma / equipo de perforación

• Locación remota

• Capacidad limitada en la superficie

• Capacidades de mezcla

• Bombas de lodo

• Equipo de control de sólidos

m) Contaminación

• Sólidos

• Cemento

• Sal

• Anhidrita/yeso

• Gases ácidos (CO2, H2S)

n) Datos de perforación

• Profundidad de agua

• Tamaño del pozo

• Angulo del pozo

• Torque / arrastre

• Velocidad de perforación

• Peso del lodo

• Temperatura máxima

9. Bajo qué estándares internacionales determinas las propiedades del fluido

Prácticas recomendadas API (Instituto Americano del Petróleo), 13 B-1 para base agua, 13 B-2 para base aceite.

10. Menciona cinco aditivos y/o sistemas que se les pueda aplicar norma mexicana.

NMX-L-159-SCFI-2003. Barita

NMX-L-167-SCFI-2004. Sistemas base agua inhibidores de lutitas.

NMX-L-140-1995-SCFI. Atapulguita.

NMX-L-143-1995-SCFI. Lignitos modificados

NMX-L-146-1995-SCFI. Arcilla organofilica

NMX-L-147-1995-SCFI. Carboximetil celulosa de sodio.

NMX-L-148-1995-SCFI. Obturantes granulares

NMX-L-149-1995-SCFI. Obturantes fibrosos.

NMX-L-150-1995-SCFI. Cloruro de sodio.

NMX-L-151-1996-SCFI. Cal viva.

NMX-L-152-1996-SCFI. Asfaltos sulfonados y gilsonitas modificadas.

NMX-L-154-1996-SCFI. Defloculantes poliméricos.

NMX-L-155-1996-SCFI. Goma xantana.

NMX-L-156-1996-SCFI. Obturantes celulósicos.

NMX-L-157-1996-SCFI. Lignitos naturales.

NMX-L-158-1996-SCFI. Reductores de filtrado poliméricos.

NMX-L-163-1996-SCFI. Lignosulfonatos.

NMX-L-164-1998-SCFI. Reductores de filtrado poliméricos.

NMX-L-165-1998-SCFI. inhibidores de hidratación de arcillas.

NMX-L-166-1998-SCFI. Viscosificantes poliméricos.

NMX-L-160-SCFI-2004. Lubricantes de carga máxima

NMX-L-144-SCFI-2003. Bentonita

NMX-L-162-SCFI-2003. Emulsiones inversas

NMX-L-168-SCFI-2003. Sistema de fluidos de baja densidad

NMX-L-153-SCFI-2004. Emulsificantes para fluidos de baja densidad

NMX-L-142-SCFI-2004. Carbonato de calcio

NMX-L-145-SCFI-2004. Secuestrante de acido sulfhídrico

NMX-L-161-SCFI-2004. Despegadores de tubería

NMX-138-1995 Sosa cáustica.

NMX-139-1995 Carbonato de sodio Anhidro

NMX-097-1995 Pirofosfato tetrasódico

NMX-069-1967 Bentonita.

11. Define el significado de la densidad del lodo.

Peso por volumen unitario, comúnmente llamado peso del lodo, se puede expresar como gradiente de presión hidrostática (lb/in2, kg/cm2), o como densidad (lb/gal, lb/ft3, g/cm3, kg/m3) o como gravedad específica.

12. Defina el significado de la viscosidad Marsh y cómo se determina.

Número de segundos requeridos para que un cuarto de galón de fluido determinado fluya a través del viscosímetro de Marsh (Embudo de Marsh). En algunas áreas es de 1000 cm3. Es un indicador relativo de la condición del fluido.

13. ¿Cuál es la importancia de las propiedades reológicas? (MI 5.1)

Contribuyen a aspectos como:

• Proporcionar el control de las presiones para impedir el influjo del fluido de la formación.

• Transmitir energía a la barrena para maximizar la velocidad de penetración (ROP).

• Proporcionar la estabilidad del pozo a través de las zonas presurizadas o sometidas a esfuerzos mecánicos.

• Suspender los recortes y el material densificante durante los periodos estáticos.

• Extraer los recortes del pozo.

14. ¿Qué modelo reológico aplica para los fluidos bentonítico y emulsión inversa?

Modelo de flujo plástico de Bingham

p

Esfuerzo de corte

Punto cedente o esfuerzo de corte a una velocidad de corte de cero (intersección de y)

pViscosidad plástica o tasa de aumento del esfuerzo de corte con el aumento de la velocidad de corte (pendiente de la línea).

Velocidad de corte.

15. ¿Qué es una gel progresiva y que la origina? (MI 5.7)

Variación amplia entre la indicación inicial de gel y las indicaciones de gel a 10 o 30 minutos. Indican la acumulación de sólidos.

16. ¿Cómo determina la reología en un viscosímetro FANN 35ª para obtener los valores de viscosidad plástica y punto de cadencia?

Con las lecturas del viscosímetro a 600 y 300 rpm.

Vp = L600 – L300

Yp = Vp – L300

17. ¿Cuántas pruebas de filtración en los fluidos de perforación conoces y para que sirve determinarlas?

Fluido

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