Fluidos de perforacion. Funciones

Fluido de perforación: Fluido circulante a base de agua, aceite o gas con propiedades modificadas y controladas por sólidos y líquidos disueltos o mantenidos en suspensión necesarios para modificar sus propiedades. Utilizado principalmente para controlar las presiones de formación y garantizar la limpieza del hoyo a través del arrastre de los cortes hacia superficie  durante las actividades de perforación. El fluido no debe ser tóxico, corrosivo, ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a las altas temperaturas. Además, debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones, debe ser inmune al desarrollo de bacterias.

Funciones del fluido de perforación:

1. Conducir los cortes desde el fondo del hoyo hasta la superficie.

• El fluido de perforación debe garantizar que los cortes siempre se muevan a superficie. Si esto no ocurre, debido a que la velocidad de asentamiento de los cortes es mayor a la velocidad de ascenso del fluido de perforación, los sólidos se decantaría sobre aquellas herramientas de mayor diámetro (mecha, estabilizadores) ocasionando que la herramienta se quede atascada o si se acumulan sobre el espacio anular (espacio entre el revestidor y el hoyo abierto) obstruirá el paso del fluido de perforación aumentando la presión, fracturando la formación. 

        Depende de:

• Densidad y tamaño de las partículas: mientras más grande y más pesados sean los sólidos, más difícil será que el fluido los traslade hacia superficie. (No puedo modificar esto, depende de la formación)
• Densidad del fluido: Mientras mayor sea la densidad del fluido significa que se tendrá factor de flotabilidad, facilitando la capacidad de suspensión de los sólidos.

        Limitante: No puedo aumentar tanto la densidad porque tendré mayor presión hidrostática, mayor presión de circulación y puedo estar cerca de la presión de fractura, ocasionando la fractura de la formación.

• Viscosidad del fluido: Mientras mayor sea la viscosidad del fluido, los sólidos tendrán mayor capacidad de arrastre.        

        Limitante: Si aumento mucho la viscosidad, aumenta el factor de fricción incrementando la caída de presión, ocasionando fractura.  

• Velocidad del fluido en el espacio anular: en general la remoción de los recortes es mejorada por velocidades anulares. Sin embargo, en fluidos de perforación más diluidos, las altas velocidades pueden causar un flujo turbulento que ayuda a limpiar el agujero, pero puede producir otros problemas de perforación o en el agujero. Si la velocidad anular del fluido de perforación es mayor que la velocidad de caída de los cortes, estos serán transportados hasta la superficie.

        Espacio anular: espacio que hay entre sección revestida o sección hoyo abierto y cualquier componente que se introduzca de la sarta.

        Importancia: mantiene el hoyo limpio y evita la decantación de sólidos (evitando tiempo y  pérdida económica).

1. Suspender cortes cuando hay interrupción de circulación:

        Casos en que se interrumpe la circulación

• Viajes de tubería.
• Corrida de registros eléctricos
• Corrida de revestidores
• Problemas con las bombas

Depende de:

• La densidad de las partículas o cortes.
• La densidad del fluido de perforación.
• La reología del fluido de perforación (esfuerzo de gel): generar a través del esfuerzo de gel una estructura semi-solida que mantenga los sólidos en suspensión.

• La mayoría de los fluidos de perforación son tixotrópicos, es decir, se gelifican bajo condiciones estáticas.
• Tixotropía: capacidad que tiene un fluido de perforación de formar una estructura semi-solida o semi-rígida cuando no se encuentra en movimiento.
• Fluido Tixotropico: capacidad de recuperar su condición de fluidez, aun cuando tiene cierto periodo de reposo, luego de aplicarle un mínimo esfuerzo.

1. Controlar presión de la formación

Depende de: la única manera de controlar las presiones a nivel de fondo en todo momento es a través de:

La presión hidrostática Ph (lpc)

  Ph = 0,052 x Dfluido x TVD

Dfluido : Densidad del fluido (lb/gal)

TVD: Profundidad vertical verdadera (pie).  En pozos desviados, la profundidad medida de tubería ˃ TVD

A medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta la densidad del fluido de perforación para mantener estabilidad del pozo. Esto impide que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos de formación presurizados causen un reventón.

Considerar:

Sobre balance: Ph ≥ P. formación

Desventaja: Siempre hay invasión de fluido hacia la formación  y un riesgo de dañar la formación.

Bajo balance:   Ph < P. formación

Ventaja: No causa daño a la formación (no modifica permeabilidad)

Desventaja: En todo momento la formación se estará manifestando, por lo tanto, en superficie debo tener los equipos necesarios para separar los fluidos de perforación de los que se incorporan en la formación.

1. Dar soporte a las paredes del hoyo: capacidad que va a tener el fluido  de que en todo momento que se esté retirando material solido a lo largo de la trayectoria del pozo, las paredes no se cierren por efecto de la presión de sobrecarga.

Estabilidad mecánica

• Presión hidrostática: aumentando la densidad (dependiendo de la presión que tenga), se garantiza que las paredes del hoyo se mantengan.

Limitante: Debo conocer la mínima presión a la que los estratos se fracturan para tener un control del aumento de la presión hidrostática.

• Tipo de formación: Consolidada, Poco consolidada, No consolidada( Tiende a derrumbarse)

• Comportamiento de la formación bajo esfuerzo: Depende del tipo de formación. Por ejemplo: un pozo compuesto de  arcilla, una vez hidratada con el agua se vuelve flexible y por efectos de la presión de sobrecarga cede y se derrumba.
• Prácticas operacionales: alteración en las velocidades de tubería recomendadas por los programas hidráulicos ocasionando  el choque de la tubería con la cara de la formación o que se despegue el revoque.

Estabilidad química

• Tipo y composición del fluido de perforación: depende de la compatibilidad del fluido de perforación, sus aditivos con el tipo de formación.  
• Filtrado del fluido de perforación

1. Transmitir potencia hidráulica y limpiar la mecha:

Objetivo fundamental:

• Garantizar en todo momento una limpieza adecuada del hoyo. Si esto no ocurre, los sólidos comienzan a asentarse en las herramientas de mayor diámetro, incrementa el torque, la herramienta se queda atascada, disminución de la tasa de penetración.
• Evitar disminución de la tasa de penetración ROP.

Depende de:

• Densidad y reología del fluido de perforación: suspensión y arrastre de solidos

[pic 1]

• Diámetros de tuberías[pic 2]
• Tamaño de las boquillas de la mecha            
• Tasa de flujo aplicada.

1. Proteger las formaciones productoras

Posibles daños: reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación, migración a la formación de los cortes generados por la mecha, aditivo incompatible puede causar una emulsión en la garganta poral, obstrucción física.

Depende de:

• La formación de un revoque sobre las paredes del hoyo: El revoque debe ser optimo evitando la migración de las partículas sólidas hacia la formación, debe formarse rápido y ser fino.
• La composición  y propiedades de la fase líquida o fase continua del fluido de perforación  (filtrado): el filtrado debe ser mínimo usando aditivos controladores de filtrado.  
• Selección adecuada de los aditivos
• Distribución de partículas presentes en el fluido de perforación: se debe conocer el tamaño de la garganta poral para seleccionar aditivos de tamaño adecuado y de esta forma, evitar una obstrucción y que el fluido migre hacia la formación.

1. Soportar parte del peso de la sarta de perforación: a través de la densidad del fluido de perforación y del factor de flotabilidad cualquier elemento que se sumerja dentro del fluido, pesara menos. Pero mientras más denso sea el fluido, el esfuerzo de empuje hacia arriba será mayor.

• Se debe conocer el esfuerzo máximo que soporta la tubería.

• El fluido de perforación soportará un peso igual al peso del volumen desplazado por un cuerpo sólido sumergido en él.
• Mientras más denso es el fluido, mayor será su efecto sobre la flotación.

TIPOS DE FLUIDO DE PERFORACIÓN        

Según su fase continua:

• Aireados (gas seco, niebla, espuma, aire)

• Usado en zonas de baja presión por tener baja densidad. El uso de este sistema dependerá de la mínima presión requerida para perforar y la máxima presión requerida para la fase.
• Usado muy poco en Venezuela
• Costo elevado debido a la instalación en superficie

• Agua (fresca, salmuera, agua de mar, mezclas):  

Ventajas:

• Menos toxico
• Menos costo en la formulación
• En algunos casos se puede reciclar
• Mayor capacidad de arrastre

Desventajas:

• Se evapora la fase continua y hay reducción del volumen de líquido e incremento de porcentaje de sólidos (No soporta temperaturas)
• Algunos aditivos usados en fluidos base agua no resisten temperaturas altas

• Aceite (crudo, diesel, mineral, sintético):

Ventajas:

• Resistencia térmica
• Inerte, no reacciona con arcillas. No hay hinchamiento ni intercambio de carga. No es afectado por sales ni cemento sólido.
• Reciclable
• Más estable porque no hay choque de partículas
• Capacidad de manejar mayor cantidad de solidos

                 Desventajas:

• Formulación costoso
• Toxico
• Menos capacidad de arrastre a superficie en comparación con el sistema base agua.

FLUIDOS BASE AGUA

• No inhibido (agua-gel) :

• Usados para iniciar la perforación de un pozo (fase somera). Primeros 1000′
• Se pueden convertir en otro sistema para iniciar la perforación  de otra fase.
• No poseen aditivos para la inhibición ni dispersión de las arcillas reactivas.
• No impide el hinchamiento de las arcillas
• Sistema menos contaminante

• Disperso:

• Económico y de alta tolerancia a sólidos de formación.
• Dispersan las arcillas de formación por neutralización de sus cargas.
• El lignosulfonato es un ácido orgánico que le aporta al fluido iones negativos.

• Inhibido:

• No evita que las partículas se junten
• Inhibe la capacidad de hinchamiento de las arcillas reactivas de formación.
• La inhibición de las arcillas se logra con:

• Acetato de potasio
• Glicol: a cierta temperatura se vuelve insoluble al agua, por lo tanto, se separa del agua y se une         a la arcilla evitando que estén en contacto directo. Limitante: debo conocer la Temperatura.
• Aminas: modifica afinidad

• La viscosidad y el control de filtrado se logra con polímeros.

• Visco- elásticos:

• Aplicados en la perforación de zonas productoras debido a que causan menos daños
• Viscosos como un líquido y elásticos como un sólido. (Visco-elásticidad)
• Baja resistencia al flujo y exhiben un punto cedente muy elevado.
• Bajo contenido de solidos (menos daño a la formación)
• Se usa Carbonato de Calcio (CaCO3) como densificante. Ventajas: actúa como puenteo, reduce el exceso de filtrado y evita que las partículas finas migren hacia la formación.

Ejemplos

En la zona Norte de Monagas: No inhibido, disperso o inhibido (depende de la empresa).

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