Perforacion Direccional

Introducción
Teniendo en cuenta que la tecnología en las operaciones de perforación de pozos exploratorios cada día es más avanzada, es obligación estar al tanto de estos avances.
Todos los sistemas de perforación implementados en el mundo deben tener esa herramienta necesaria como lo es la broca.
Desde los comienzos de la historia de la perforación este elemento ha jugado un papel demasiado importante y sus avances en cuanto a diseño, materiales de construcción etc., no deben inquietar, por lo tanto debemos estar al tanto de todo esto.
Es importante tener en cuenta que cada casa constructora tiene sus propias especificaciones y codificación para cada broca, pero tienen un objetivo en común desarrollar una tecnología que nos permita avanzar en la perforación al menor costo posible y con las mejores condiciones de seguridad.
Perforación Horizontal Dirigida
Cuando en un proyecto de contempla la colocación de ductos de tuberías que han de cruzar zonas urbanas de alto tránsito, pistas de aterrizaje con alto tráfico, ríos con caudal permanente, sin perturbar las operaciones normales puede sernos de gran ayuda el uso de la perforación horizontal dirigida.
La perforación horizontal dirigida (direccional) permite instalar un ducto por debajo de un obstáculo, como un río o carretera, sin perturbar el entorno. Al contrario de la técnica de perforación horizontal, la trayectoria curva de una perforación horizontal dirigida permite hacer pasar el ducto por debajo de obstáculos desde la superficie, de manera que no se requiere efectuar ninguna excavación importante.
Es ideal en suelos no pedregosos y bloques (arcilla, limo y arena), puede ejecutarse asimismo con casi todo tipo de rocas, permite instalar ductos que pueden alcanzar 1.200 milímetros de diámetro, ofrece la posibilidad de efectuar perforaciones que alcancen hasta 1.800 metros de longitud (lo que varía según las condiciones del suelo y el diámetro requeridos).
Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional
*Complicaciones por la geología local.
*Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular.
*Disminuir costos (ej. evitar instalaciones off-shore)
*Disminuir riesgos ambientales.
*Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos.
*Pozos de alivio.
*Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y gasoductos)
Causas que originan la perforación direccional
Existen varias razones que hacen que se programen pozos direccionales, estas pueden ser planificadas previamente o por presentarse problemas en lasa operaciones que ameriten un cambio de programa en la perforación. Las más comunes son las siguientes
1. Localizaciones inaccesibles: Son aquellas áreas a perforar donde se encuentra algún tipo de instalación o edificación (parque, edificio), o donde el terreno por condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas) hacen difícil su acceso.
2. Domo de sal: donde los yacimientos a desarrollar están bajo la fachada de un levantamiento de sal por razones operacionales no se desee atravesar el domo.
3. Formaciones con fallas: donde el yacimiento esta dividido por varias fallas que se originan durante la compactación del mismo.
4. Múltiple pozo con una misma plataforma: desde la plataforma se pueden perforar varios pozos para reducir el costo de la construcción de plataformas individuales y minimizar los costos por instalación de facilidades de producción.

Pozos y su Importancia

La optimización de la producción de hidrocarburos y el conocimiento de las características de los yacimientos a partir de datos de los pozos (tema de este libro) depende en gran medida de la calidad de los pozos. Se entiende por calidad la capacidad de alcanzar la tasa estimada de producción y/o suministrar una cantidad suficiente de datos del yacimiento con costos reducidos, siempre teniendo en consideración la seguridad y el respeto por el medio ambiente. La calidad, sin duda, depende de un buen trabajo de planificación. Este capítulo se refiere a algunos de los aspectos de esta planificación, especialmente en la necesidad de considerar todos los aspectos relacionados a la perforación de pozos y, en particular, el caso de los pozos horizontales.

La construcción de un pozo se concentra cada vez más en garantizar su retorno óptimo, teniendo en cuenta las necesidades los diversos participantes en la operación perforadores, ingenieros de producción, geólogos, geofísicos, petrofísicos, además de los inversionistas y directivos. Uno de los aspectos fundamentales consiste en cómo reconciliar estas necesidades y, cuando surgen conflictos entre ellas, cómo juzgar una con respecto a la otra. Un método utilizado es, por ejemplo, el análisis de riesgo. La primera sección del capítulo describe el proceso del análisis de riesgo y señala cómo incluir las necesidades de la geociencia junto con las necesidades tradicionales de la perforación.Los fluidos de perforación pueden tener un efecto importante sobre la tasa de producción y la adquisición de datos. El problema de seleccionar el fluido adecuado constituye un muy buen ejemplo de la necesidad de considerar los requisitos de los distintos grupos y balancearlos entre sí.

La elección no siempre resulta obvia; por ejemplo, el uso de un fluido que provoca daño en la formación puede ser adecuado o no, dependiendo del tipo de completación y los planes de estimulación. Esta sección se refiere a los factores involucrados y presenta los resultados obtenidos con estudios de laboratorio que puede ayudar a cuantificar mejor estos factores.

Resulta indudable que los pozos horizontales han estimulado gran atención en la planificación de los pozos.

La ubicación del pozo, la estabilidad del hoyo, los efectos de una sección muy larga del yacimiento son algunos de los aspectos que requieren una lanificación más precisa e integrada. Se Recalca que siguiente muestra cómo los datos de n pozo piloto se utilizaron para planificar la perforación y la completación de un pozo horizontal. En particular, el pozo piloto indicó que si se lo perforaba con una trayectoria paralela a la dirección del esfuerzo mínimo se podría completar a hueco abierto, con lo cual se reduciría considerablemente la inversión.

El pozo fue perforado y completado con todo éxito, y su producción fue el doble de la tasa de un pozo vertical típico en esa misma área. En la sección final se describe la técnica de navegación de un pozo horizontal desde el punto de vista geológico y no geométrico. Esta teoría depende de la adquisición de datos de la formación tan cerca de la mecha como sea posible; de una buena tarea de planificación; así como de una buena coordinación, y de la disponibilidad de un sistema de computación adecuado al pie del pozo. Una parte importante de la planificación consiste en simular la respuesta de las mediciones para varios escenarios posibles, de manera que cuando éstos ocurren durante la perforación se pueden tomar las decisiones necesarias con mayor facilidad.

Petroleo Proceso y Refinado

Un pozo que ha sido perforado y entubado hasta llegar a la zona donde se encuentra el petróleo, está listo para empezar a producir.
Antigua refinería
Desde los separadores, por medio de cañerías, el crudo es enviado a los aparatos especiales donde se separan de él el gas y el agua.
A través de otras cañerías, conocidas como gasoductos, se conduce el gas a diferentes sitios para su empleo como combustible o para tratamiento posterior y otras cañerías (oleoductos) conducen el petróleo a los estanques de almacenamiento desde donde se les envía a su destino.

Refinería de petróleo
Las refinerías de petróleo funcionan veinticuatro horas al día para convertir crudo en derivados útiles. El petróleo se separa en varias fracciones empleadas para diferentes fines. Algunas fracciones tienen que someterse a tratamientos térmicos y químicos para convertirlas en productos finales como gasolina o grasas.
En los primeros tiempos, la refinación se contentaba con separar los productos preexistentes en el crudo, sirviéndose de su diferencia de volatilidad, es decir, del grosor de una molécula. Fue entonces cuando se aprendió a romperlas en partes más pequeñas llamadas "de cracking", para aumentar el rendimiento en esencia, advirtiéndose que ellas y los gases subproductos de su fabricación tenían propiedades "reactivas".
A principios del pasado siglo, los franceses de Alsacia refinaron el petróleo de Pechelbronn, calentándolo en una gran "cafetera". Así, por ebullición, los productos más volátiles se iban primero y a medida que la temperatura subía, le llegaba el turno a los productos cada vez más ligeros. El residuo era la brea de petróleo o de alquitrán. Asimismo, calcinándolo, se le podía transformar en coque, excelente materia prima para los hornos metalúrgicos de la época.
Los ingenieros norteamericanos y germanos introdujeron los alambiques en cascada, sistema en que cada cilindro era mantenido a una temperatura constante. El petróleo penetraba en el primero y una vez rescatado lo que podía evaporarse, pasaba al siguiente, que se encontraba a temperatura más alta y así sucesivamente hasta el último, desde el cual corría la brea.

El principio básico en la refinación del crudo radica en los procesos de destilación y de conversión, donde se calienta el petróleo en hornos de proceso y se hace pasar por torres de separación o fraccionamiento y plantas de conversión.
En las distintas unidades se separan los productos de acuerdo a las exigencias del mercado.
La primera etapa en el refinado del petróleo crudo consiste en separarlo en partes, o fracciones, según la masa molecular.
El crudo se calienta en una caldera y se hace pasar a la columna de fraccionamiento, donde la temperatura disminuye con la altura.
Las fracciones con mayor masa molecular (empleadas para producir por ejemplo aceites lubricantes y ceras) sólo pueden existir como vapor en la parte inferior de la columna, donde se extraen.

Las fracciones más ligeras (que darán lugar por ejemplo a combustible para aviones y gasolina) suben más arriba y son extraídas allí.
Todas las fracciones se someten a complejos tratamientos posteriores para convertirlas en los productos finales deseados.
Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para eliminar el agua y los elementos sólidos y se separa el gas natural. A continuación se almacena el petróleo en tanques desde donde se transporta a una refinería en camiones, por tren, en barco o a través de un oleoducto. Todos los campos petroleros importantes están conectados a grandes oleoductos.

Destilación básica
La herramienta básica de refinado es la unidad de destilación. El petróleo crudo empieza a vaporizarse a una temperatura algo menor que la necesaria para hervir el agua.
Los hidrocarburos con menor masa molecular son los que se vaporizan a temperaturas más bajas, y a medida que aumenta la temperatura se van evaporando las moléculas más grandes.
El primer material destilado a partir del crudo es la fracción de gasolina, seguida por la nafta y finalmente el queroseno.
En las antiguas destilerías, el residuo que quedaba en la caldera se trataba con ácido sulfúrico y a continuación se destilaba con vapor de agua.
Las zonas superiores del aparato de destilación proporcionaban lubricantes y aceites pesados, mientras que las zonas inferiores suministraban ceras y asfalto.

Craqueo térmico
El proceso de craqueo térmico, o pirólisis a presión, se desarrolló en un esfuerzo para aumentar el rendimiento de la destilación.
En este proceso, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide (craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo que aumenta la cantidad de gasolina —compuesta por este tipo de moléculas— producida a partir de un barril de crudo.
No obstante, la eficiencia del proceso era limitada, porque debido a las elevadas temperaturas y presiones se depositaba una gran cantidad de coque (combustible sólido y poroso) en los reactores. Esto, a su vez, exigía emplear temperaturas y presiones aún más altas para craquear el crudo.
Más tarde se inventó un proceso de coquefacción en el que se recirculaban los fluidos; el proceso funcionaba durante un tiempo mucho mayor con una acumulación de coque bastante menor. Muchos refinadores adoptaron este proceso de pirólisis a presión.

Alquilación y craqueo catalítico
La alquilación y el craqueo catalítico aumentan adicionalmente la gasolina producida a partir de un barril de crudo.
En la alquilación, las moléculas pequeñas producidas por craqueo térmico se recombinan en presencia de un catalizador.
Esto produce moléculas ramificadas en la zona de ebullición de la gasolina con mejores propiedades (por ejemplo, mayores índices de octano-octanaje) como combustible de motores de alta potencia, como los empleados en los aviones comerciales actuales.
En el proceso de craqueo catalítico, el crudo se divide (craquea) en presencia de un catalizador finamente dividido. Esto permite la producción de muchos hidrocarburos diferentes que luego pueden recombinarse mediante alquilación, isomerización o reformación catalítica para fabricar productos químicos y combustibles de elevado octanaje para motores especializados.
La fabricación de estos productos ha dado origen a la gigantesca industria petroquímica, que produce alcoholes, detergentes, caucho sintético, glicerina, fertilizantes, azufre, disolventes y materias primas para fabricar medicinas, nylon, plásticos, pinturas, poliésteres, aditivos y complementos alimenticios, explosivos, tintes y materiales aislantes.

REFINO DEL PETROLEO

El petróleo, Cuando se extrae de los pozo, no es un componente útil prácticamente. Para ello es fundamental sepáralo en diferente fracciones para aprovechar sus características. A dicho proceso se le llama refino del petróleo.La industria del refino tiene como finalidad obtener del petróleo la mayor cantidad posible de productos de calidad bien determinada, que van desde los gases ligeros, como el propano y el butano, hasta las fracciones más pesadas, fuel óleo y asfaltos, pasando por otros productos intermedios como las gasolinas, el gasoil y los aceites lubricantes.El petróleo bruto contiene todos estos productos en potencia porque está compuesto casi exclusivamente de hidrocarburos, cuyos dos elementos son el carbón y el hidrógeno. Ambos elementos al combinarse entre sí pueden formar infinita variedad de moléculas y cadenas de moléculas.

Una refinería es una instalación industrial en la que se transforma el petróleo crudo en productos útiles para las personas. El conjunto de operaciones que se realizan en las refinerías para conseguir estos productos son denominados “procesos de refinamiento”. Los procesos de refino dentro de una refinería se pueden clasificar, por orden de realización y de forma general, en destilación, conversión y tratamiento.Antes de comenzar este proceso se realiza un análisis de laboratorio del petróleo, puesto que no todos los petróleos son iguales, ni de todos se pueden extraer las mismas sustancias. A continuación se realizan una serie de refinados “piloto” donde se experimentan a pequeña escala todas las operaciones de refino. Una vez comprobados los pasos a realizar, se inicia el proceso.

La primera refinería, inaugurada en 1861, producía queroseno mediante destilación atmosférica simple. Entre los subproductos había alquitrán y nafta. Pronto se descubrió que podían producirse aceites lubricantes de alta calidad destilando petróleo al vacío. Con todo, durante los 30 años siguientes el queroseno fue el producto de mayor demanda. Los dos acontecimientos más significativos en el cambio de esta situación fueron: la invención de la luz eléctrica, que redujo la demanda de queroseno, la invención del motor de combustión interna, al que siguió una demanda de gasóleo diesel y gasolina (nafta).

Con la llegada de la producción a gran escala y la primera Guerra Mundial, el número de vehículos propulsados por gasolina aumentó de manera espectacular, como lo hizo la demanda de gasolina. Con todo, los procesos de destilación atmosférica y al vacío sólo permitían obtener del petróleo crudo cierta cantidad de gasolina. El primer proceso de craqueo térmico se aplicó en 1913. El craqueo térmico sometía los combustibles pesados a presión y calor intenso, descomponiendo así físicamente sus grandes moléculas en otras más pequeñas, con lo que producía más gasolina y combustibles de destilación. A fines del decenio de 1930 se aplicó una forma más elaborada de craqueo térmico, la ruptura de la viscosidad, que permitía obtener productos más valiosos y apreciables.Al elaborarse motores de gasolina de compresión más elevada, se produjo una demanda de gasolina de mayor octanaje, con mejores cualidades antidetonantes.

La introducción del craqueo catalítico y de los procesos de polimerización en la segunda mitad del decenio de 1930, satisfizo esta demanda al proporcionar gasolina de mayor rendimiento y octanajes más elevados. Al comienzo del decenio de 1940 se desarrolló la alquilación, otro proceso catalítico, para producir más gasolina destinada al campo de la aviación de alto octanaje y cargas petroquímicas para la fabricación de explosivos y caucho sintético.Le siguió la isomerización catalítica, cuyo objeto era convertir los hidrocarburos para producir mayores cantidades de materias primas para la alquilación.Después de la segunda Guerra Mundial se introdujeron diversos procesos de reforma que mejoraron la calidad y el rendimiento de la gasolina, y proporcionaron productos de mayor calidad. Algunos de ellos requerían el empleo de catalizadores y/o de hidrógeno para cambiar las moléculas y eliminar el azufre. Durante el decenio de 1960 se introdujeron mejoras en los catalizadores y se elaboraron métodos de proceso, como el hidrocraqueo y la reforma, para aumentar los rendimientos de la gasolina y mejorar las cualidades antidetonantes. Tales procesos catalíticos produjeron también moléculas de doble enlace (alquenos), base de la moderna industria petroquímica.

El número y tipo de los diferentes procesos utilizados en las modernas refinerías dependen principalmente de la naturaleza de los crudos empleados como materia prima y de los requisitos de los productos finales. También influyen en los procesos factores económicos: costes de los crudos, valores de los productos, disponibilidad de servicios básicos y transporte. La cronología de la introducción de los diversos procesos se recoge en el siguiente grafico:

ANALISIS PVT

El análisis PVT realiza estudios detallados de los fluidos del yacimiento, estos se conducen en fluidos de hidrocarburos representativos del yacimiento adquiridos por muestreo de fondo o por recombinación de muestras de superficie del separador. Los datos generados por medio de estos servicios son esenciales para la predicción del comportamiento del yacimiento y de la mezcla del producto a través de la vida productiva del yacimiento.

Algunas pruebas que se realizan en el análisis PVT son las siguientes:
Las Pruebas de Desplazamiento Diferencial: simulan el proceso de depletamiento de la presión que ocurre durante la producción y predice los cambios en las propiedades del fluido asociadas a la evolución del gas en el aceite o de la condensación de líquidos en un sistema rico en gas.
Las Pruebas de Relación Presión-Volumen: documentan los cambios volumétricos al sistema de fluido a medida que la presión del yacimiento declina durante la producción.
Las Pruebas de Viscosidad de Aceite Vivo: evalúan los efectos sobre la viscosidad del fluido por encima y por debajo de la presión de saturación del sistema de hidrocarburos para predecir cualquier declinación en las tasas de producción.
Las Pruebas de Liberación Instantánea del Separador: se conducen para evaluar cambios en la mezcla del producto que resulta de cambios en las condiciones del equipo de procesamiento de superficie para permitir la optimización del valor económico de los hidrocarburos producidos

TIPOS DE LODOS

TIPOS DE LODOS

Una forma simple en la que podemos agrupar los fluidos de perforación, puede ser la siguiente:

- FLUIDOS GAS-AIRE
Usando como fluido de perforación aire, gas natural, gases inertes o mezclas con agua, se han obtenido grandes ventajas económicas en secciones de rocas consolidadas donde difícilmente se encontrarían grandes cantidades de agua, pues un aporte adicional de líquido contribuiría a formar lodo, embotando la sarta, especialmente la broca; el aire o gas seco proveen la mayor rata de penetración de los diferentes fluidos de perforación, los cortes son usualmente reducidos a polvo al mismo tiempo que se dirigen a la superficie, al ser bombardeados a alta velocidad contra los tool joints.El transporte de los cortes depende de la velocidad en el anular, al no poseer propiedades que garanticen por sí mismas la suspensión de los cortes o sólidos transportados; siendo no recomendable su uso ante paredes de pozo inestables, formaciones productoras de agua, formaciones con alta presión de poro y adversos factores económicos. En general el uso de este tipo de fluidos resulta en una rata de perforación más rápida, mayor footage para la broca, mayor posibilidad para tomar pruebas de las formaciones, limpieza de los corazones, mejores trabajos de cementación y mejores completamientos. Se usa mist drilling o perforación de niebla cuando una pequeña cantidad de agua entra al sistema, eventualmente agentes espumantes son inyectados en la corriente por tanto disminuyen la tensión interfacial entre el agua, dispersándola dentro del gas, lo cual incrementa la habilidad de eliminar el agua producida por la formación. Agentes anti-corrosión normalmente no son usados pero cuando ocurre o se encuentra agua, un inhibidor tipo amina sirve para proteger la sarta.

- LODOS ESPUMOSOSFabricados mediante la inyección de agua y agentes espumantes dentro de una corriente de aire o gas creando un espuma estable y viscosa o mediante la inyección de una base gel conteniendo un agente espumante, su capacidad de acarreo es dependiente más de la viscosidad que de la velocidad en el anular. En cuanto a los lodos aireados en una base gel, tienen el propósito de reducir la cabeza hidrostática y prevenir pérdidas de circulación en zonas de baja presión, además de incrementar la rata de penetración.- LODOS BASE AGUALa bentonita es usada para tratar lodos de agua fresca para satisfacer las necesidades reológicas del lodo, así como para controlar las pérdidas de fluido; obtiene su mejor desempeño en lodos que contengan menos de 10,000 ppm (partes por millón) de cloruro de sodio, al afectar grandemente sus propiedades. Los fosfatos (siendo el pirofosfato ácido de sodio (SAPP) el más usado) son químicos inorgánicos usados para dispersar estos lodos cuyas viscosidades aumentan mediante la contaminación con cemento o con sólidos perforados, sin embargo, no reducen la pérdida de fluido y no son estables a temperaturas superiores a los 150°F.Rara vez un lodo formado a partir de solo bentonita es usado, gracias a su facilidad a ser contaminado.

- LODOS NO DISPERSOS
Utilizados para perforar pozos poco profundos o los primeros metros de pozos profundos (lodos primarios), en la mayoría de casos compuesto de agua dulce, bentonita y cal apagada (hidróxido de calcio), donde primero se hidrata la bentonita y luego se agrega cal para aumentar el valor real de punto de cedencia, que le da la capacidad de transportar recortes, a bajas ratas de corte (shear rate). Las cantidades requeridas de bentonita y cal dependen del punto de cedencia deseado (en muchos pozos se puede usar entre 15 y 25 lbm/bbl de la primera y entre 0.1 y 1 lbm/bbl de la segunda). El objetivo de este sistema es reducir la cantidad total de sólidos arcillosos, resultando en una rata de penetración alta. No son muy estables a altas temperaturas, aproximadamente 400°F.Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda agregar a la mezcla, un polímero no iónico tal como el almidón o el XC que respeten el punto de cedencia logrado por la cal. Su concentración común varía entre 0.5 y 0.75 lbm/bbl. No toleran contaminaciones salinas de 10,000 ppm y superiores o contaminaciones de calcio que excedan las 100 ppm. No es recomendado el uso de CMC que actúa como adelgazante a ratas de corte bajas. Pero a altas velocidades de corte (común en la tubería de perforación y en las boquillas de la broca) aumenta la viscosidad efectiva del lodo, elevando la resistencia friccional requiriéndose mayores presiones de bombeo. No contienen adelgazantes.- LODOS DE CALCIOAltamente tratados con compuestos de calcio, catión divalente que inhibe el hinchamiento de las arcillas de las formaciones perforadas, muy utilizados para controlar shales fácilmente desmoronables. También aplicados en la perforación de secciones de anhidrita de considerable espesor y en estratos con flujos de agua salada. Estos lodos difieren de los otros base agua, en que las arcillas base sodio de cualquier bentonita comercial o la bentonita que aporta la formación es convertida a arcillas base calcio mediante la adición de cal o yeso, tolerando altas concentraciones de sólidos arcillosos con bajas viscosidades a comparación de los otros fluidos base agua fresca.
Estos sistemas son referidos como lodos base cal o base yeso dependiendo cual de estos químicos es usado para convertir el sistema a base calcio. Normalmente se obtienen por la adición de cal apagada, de tal forma que la arcilla sódica (bentonita), se convierta en arcilla cálcica, manteniéndose usualmente concentraciones en exceso de cal: de 1 a 2 lbm/bbl (en lodos bajos en cal) o de 5 a15 lbm/bbl (en lodos altos en cal) y en los sistemas de yeso un exceso de 2 a 4 lbm/bbl, para no aceptar los que puedan aportar las formaciones, inalterándolas, previniendo formar cavernas.

- LODOS DISPERSOSMuy útiles cuando se perfora a grandes profundidades o en formaciones altamente problemáticas, pues presentan como característica principal la dispersión de arcillas constitutivas, adelgazando el lodo. Compuestos por bentonita, sólidos perforados y bajas concentraciones de agentes dispersantes, tales como los lignosulfonatos y lignitos; el PH de este lodo está entre 8.5 y 10.5 para mantener estable el NaOH que es requerido para activar el agente dispersante usado.Estos lodos pueden ser similares en aplicabilidad a los lodos con fosfato, pero pueden ser usados a mayores profundidades gracias a la estabilidad del agente dispersante, los lignitos son más estables que los lignosulfonatos a temperaturas elevadas y son más efectivos como agente de control de pérdida de circulación, aunque los lignosulfonatos son mejores agentes dispersantes, el carácter reductor de filtrado para el lignosulfonato se degrada a 350°F. Esta combinación de aditivos ha sido una de las mayores razones para perforar a altas presiones y por lo tanto a altas temperaturas mediante observaciones realizadas en una celda de alta temperatura y presión; no obstante indican que estos lodos desestabilizan shales que contienen arcillas de montmorillonita e incluso en arcillas illíticas, cloríticas y caoliníticas; esto también se ha verificado en numerosas operaciones de campo. La valiosa propiedad del lignosulfonato, para deflocular y dispersar arcillas, se convierte en responsable de daños en la formación (reducción en la permeabilidad) altamente significativos a medida que invade zonas potencialmente productoras que contengan arcillas, estas permeabilidades pueden reducirse de tal manera, que intervalos potencialmente productores pueden inicialmente pasarse por alto o incluso después de probar para mirar el potencial de productividad, dejarlos abandonados.

- LODOS BAJOS EN SOLIDOSSon aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos son estrictamente controlados. Estos no deben presentar porcentajes en volumen de sólidos totales por encima de 10% y la relación de sólidos perforados a bentonita, debe ser menor que 2:1.En años recientes han aparecido productos nuevos que hacen práctico el uso de lodos con cloruro de potasio, cuya concentración de cloruro de potasio usada depende del tipo de formación a perforar. Los lodos con concentraciones bajas (de 5 a 7 % en peso de agua utilizada para preparar el lodo) se usan en formaciones de shales firmes o de shales inestables que contengan muy poca esmectita y en arenas potencialmente ricas en hidrocarburos que pueden sufrir daños en su permeabilidad al ponerse en contacto con agua dulce. Los lodos con concentraciones altas (de 10 a 20 % en peso de agua) se utilizan para perforar shales tipo gumbo (que se hacen pegajosos y pierden su porosidad al contacto con el agua dulce), y para perforar “shales” ricos en esmectita.La composición básica de estos lodos es: agua dulce o agua de mar, cloruro de potasio, un polímero para inhibición ( poliacrilamida generalmente), un polímero generador de viscosidad (tipo XC con frecuencia), bentonita prehidratada, almidón estabilizado o CMC, potasa cáustica o soda cáustica, y otros aditivos como lubricantes. Como factores importantes a considerar se contemplan:· Baja tolerancia a los sólidos, por consiguiente tienden a ser altamente procesados, haciendo de este lodo uno de los más onerosos.· Debido al presencia necesaria de polímeros, para controlar las pérdidas de filtrado, limita su uso a temperaturas de 250°F como máximo.· Exhiben un comportamiento de plástico de Bingham, con puntos de cedencia altos y buenas viscosidades a ratas de corte bajas; su capacidad de limpieza del pozo es grande.· Según visualizaciones, en laboratorio, en una celda de alta temperatura y alta presión, indican que el lodo con cloruro de potasio es el lodo base agua más efectivo para estabilizar shales problemáticos.· El consumo de cloruro de potasio es muy elevado en shales con capacidad de intercambio catiónico alta (shales tipo gumbo), por lo tanto el valor de la concentración cae demasiado bajo y se reduce la efectividad para estabilizar shales.

- LODOS SATURADOS CON SAL
Nombre común para un lodo de perforación en el que la fase agua está saturada (mínimo 189,000 ppm) de cloruro de sodio (inclusive 315,000 ppm @ 68°F). El contenido salino puede provenir propiamente del agua, mediante adición en la superficie o aporte de las formaciones perforadas; varias sales pueden ser usadas según el propósito específico, como las de sodio, calcio, magnesio y potasio. La base convencional de estos lodos es la atapulguita o bentonita prehidratada y los compuestos de starsh o almidón y carboximetilcelulosa (CMC) que son usados para el control de perdidas de fluido. Debe considerarse que:· Se hace casi inmanejable cuando se permite que el conjunto de sólidos de gravedad específica baja se vuelva alto. Así, para que un lodo saturado con sal y de densidad de 11.1 lbm/gal cumpla bien sus funciones debe presentar- como máximo- 9% en volumen (aproximadamente 75 lbm/bbl), de sólidos de baja gravedad especifica.· Después de los lodos base aceite y de los preparados con cloruro de potasio (excluyendo los preparados con materiales poliméricos), los lodos saturados con sal son de los mejores para perforar “shales” problemáticos. No obstante, muchas veces se opta por no usar los lodos saturados con sal por dos razones: 1) requieren cantidades mayores de materiales para controlar sus perdidas de filtrado, debido a que son sistemas inhibidos (presentan aditivos que impiden o limitan su reacción con las formaciones perforadas), con grandes cantidades de sal común. 2) dificultad para controlar sus propiedades reológicas, por su facilidad de dispersar en el lodo los recortes de la formación, situación debida, principalmente a la caída de la concentración de sal por debajo del punto de saturación o al aumento por encima de los niveles máximos, de sólidos de baja gravedad específica, así el agua permanezca saturada de sal.· Finalmente puede decirse que a pesar de estar las concentraciones de sólidos dentro de los límites apropiados, un lodo saturado con sal alcanza fuerzas de gel muy altas, sin embargo esta situación puede ser remediada con la adición de lignosulfonatos y soda cáustica.

- LODOS CON MATERIALES POLIMERICOSSon aquellos base agua dulce o salada, que tienen incorporados compuestos químicos de cadena larga y peso molecular alto, que pueden contribuir: (1) al control de pérdidas de filtrado y de propiedades reológicas, (2) a la estabilidad térmica, (3) a la resistencia ante contaminantes, (4) a la protección de zonas potencialmente productoras, (5) a mantener la estabilidad de las formaciones atravesadas, (6) a dar lubricación a la sarta, prevenir pegas y corrosión, (7) a mejorar la perforabilidad, (8) a mantener un ambiente limpio, etc.Entre los materiales poliméricos más usados están: el almidón, la gomas de “Guar”, “Xanthan” y de algarrobo, CMC, el lignito, la celulosa polianiónica, los poliacrilatos, el copolimero de vinil amida/vinil sulfonato, la poliacrilamida parcialmente hidrolizada, los ácidos poliaminados y la metilglucosa, entre otros.La desventaja relativa más prominente de los lodos con materiales poliméricos parece ser su alto costo siendo superados en costo por lodos base aceite y base material sintético.

- ULTIMOS LODOS PROPUESTOS COMO ALTERNATIVA A LOS FLUIDOS NEUMÁTICOSEn momentos en los cuales las técnicas de perforación, de bajo balance de presión (underbalance) tienen gran aplicación en los Estados Unidos de América (más del 12% de los pozos allí perforados durante 1997 se planearon con este método), es así que se ha propuesto un nuevo sistema de lodos que han sido probados en campo con éxito y que se constituyen en una buena alternativa al uso de fluidos neumáticos, pues con ellos:· Se puede disponer de un lodo de muy baja densidad e incompresible.· Se eliminan los grandes compresores requeridos por los fluidos neumáticos.· Se pueden utilizar herramientas MWD.Como con los fluidos neumáticos, con estos nuevos lodos se pueden lograr ratas de perforación altas y disminuir los daños de formación y las pérdidas de circulación. La reducción de densidad en lodos convencionales incluso puede 7 u otras sustancias corrosivas; lograrse agregando (en concentraciones de mas del 20%, en volumen) esferas de vidrio huecas (gravedad especifica de 0.37, diámetro promedio de 50 micrómetros y 3,000 psi de resistencia al colapso) desarrolladas con el auspicio del Departamento de Energía de los Estados Unidos. De fácil remoción y reciclables.

- LODOS BASE ACEITEExisten dos tipos principales de sistemas:a) Lodos de aceite; que contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diesel de alto punto de llama o aceites minerales no tóxicos. Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas temperaturas, también son especiales para las operaciones de corazonamiento.b) Emulsiones invertidas: estos sistemas contiene más del 50% en agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas.El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg (libras por galón) sin el uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados con éxito para muchas tareas de perforación con: pozos profundos con condiciones extremas de presión y temperatura; problemas de pega de tubería y de estabilidad de pozo; necesidad de atravesar zonas que contienen sales, yeso o anhidrita; presencia de sulfuro de hidrógeno hallazgo de formaciones potencialmente productoras; gran necesidad de minimizar la fricción y los torques (en pozos altamente desviados). Lastimosamente su carácter contaminante ha restringido su uso.

- LODOS CUYA FASE CONTINUA ES “MATERIAL SINTETICO (producido por síntesis química)”Esta nueva clase de lodos –denominados “lodos basados en seudo-aceite” – poseen la mayoría de propiedades de los lodos con fase continua aceitosa y con su uso se podrían disminuir los grandes problemas de contaminación causados, pero muchos de ellos presentan toxicidad acuática. Aun así, algunos autores recomiendan estos nuevos lodos como una alternativa al uso de lodos cuya fase continua es aceite. Otras desventajas son: el costo (varios cientos de dólares por barril, situación que se agravaría con la presencia de pérdidas de circulación) y su poca estabilidad a altas temperaturas. Entre los materiales sintéticos más empleados se encuentran: Ester; Éter, Poli-alfa-olefina, Alquil-benceno-lineal y Alfa-olefina lineal.

Fuente: http://www.infocuencas.com/

Las diversas funciones de los fluidos de perforación

El difícil medio en el que se realizan las operaciones de perforación subterránea incentivó la investigación y el desarrollo de fluidos de perforación que pueden desempeñar diversas funciones cruciales en el proceso de perforación: suspensión, control de presión, estabilización de las formaciones, flotabilidad, lubricación y enfriamiento.
SuspensiónEl paso de los fluidos de perforación a través de la tubería y luego hacia la superficie algunas veces se interrumpe, ya sea por un problema o a fin de extraer la tubería del pozo para cambiar el trépano. Cuando la perforación se detiene, los detritos suspendidos en el fluido pueden descender al fondo del pozo y obstruir la perforación. Es por eso que los fluidos de perforación están diseñados con una propiedad muy interesante que permite resolver este problema. El espesor o la viscosidad del fluido se incrementa a medida que el movimiento del fluido se hace más lento. Cuando el fluido se detiene, se forma un gel espeso que mantiene los detritos de la roca en suspensión y evita que desciendan al fondo del pozo. Cuando el fluido comienza a moverse nuevamente, se torna cada vez menos espeso y vuelve a su estado anterior, es decir, se transforma en un fluido liviano y líquido.
Control de la presiónHay una imagen muy difundida que muestra petróleo brotando de una torre de perforación muy alta que parece tocar el cielo, mientras los trabajadores desbordan de alegría por haber encontrado este preciado oro negro. En realidad, esas erupciones son poco comunes y no son motivo de celebración, dado que el objetivo es extraer petróleo en forma controlada. El lodo está diseñado para prevenir esos accidentes, ya que contrarresta la presión natural de los fluidos en las formaciones rocosas. Se debe alcanzar un equilibrio justo, en el que la presión que ejerce el fluido de perforación contra las paredes del pozo sea suficiente para contrarrestar la presión que ejercen las formaciones rocosas y el petróleo o gas, pero que no sea tan fuerte como para dañar el pozo. Si el peso del fluido de perforación fuese muy grande, podría provocar la fractura de la roca y el fluido de perforación se perdería en la tierra.
La presión de un líquido depende de su densidad. Se pueden agregar ciertos químicos al fluido de perforación para aumentar su densidad y, por lo tanto, la presión que ejerce sobre las paredes del pozo. Es decir que la densidad del líquido puede regularse para satisfacer las condiciones del pozo.
Estabilización de la formación rocosa expuesta El proceso de perforación consta de dos fases. Primero, la perforación se realiza a través de las rocas que no contienen petróleo. El objetivo es moverse lo más rápido posible y llegar a las rocas que contienen petróleo, es decir, al yacimiento. La prioridad es mantener estable la formación rocosa expuesta en el pozo, mientras se evita la pérdida de fluido de perforación. Al mantener la presión del fluido de perforación por encima de la presión del fluido de los poros de la formación rocosa, existe una tendencia natural a que el fluido de perforación penetre en la roca permeable de la formación. El uso de aditivos especiales en el fluido de perforación evita que esto suceda.
El fluido de perforación puede interactuar con la roca circundante de otras maneras. Por ejemplo, si la roca está cargada de sal, el agua disolverá la sal y provocará inestabilidad en las paredes del pozo. En este caso, sería más conveniente utilizar un fluido a base de petróleo. También es posible que las formaciones rocosas con un alto contenido de arcilla tiendan a ser arrastradas por el agua. Estas formaciones necesitan un fluido inhibidor para mantener el pozo estable y evitar ensanchamientos o hundimientos. A medida que la perforación avanza, el pozo se reviste con un entubado de acero para darle estabilidad y crear una ruta para que el petróleo pueda salir a la superficie. Una vez que se llega al yacimiento, es posible que la composición del fluido de perforación deba cambiarse para evitar que se obstruyan los poros de la roca. Al mantener los poros abiertos el petróleo podrá fluir más fácilmente en el pozo y subir a la superficie con menos dificultad.
FlotabilidadUn pozo puede encontrarse a miles de pies o metros de profundidad. Una tubería de perforación de acero de tanta longitud pesa muchas toneladas. La inmersión de la tubería de perforación en el fluido produce un efecto de flotación, que reduce su peso y hace que se ejerza menos presión sobre el mecanismo de perforación.
Lubricación y enfriamientoCuando el metal se mueve contra la roca, se produce fricción y calor. Los fluidos de perforación brindan lubricación y refrigeración para que el proceso continúe sin problemas y se pueda prolongar la vida útil del trépano. La lubricación puede ser de especial importancia para los pozos de alcance extendido u horizontales, en los que la fricción entre la tubería de perforación, el trépano y la superficie de la roca debe ser mínima.