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UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO
“EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES ADITIVOS NO
CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI”
REALIZADO POR:
ARTURO JOSÉ VÁSQUEZ NOGUERA JUAN ARTURO ZAMORA SARMIENTO
Trabajo de Grado Presentado como Requisito Parcial para Optar al Título de: INGENIERO DE PETRÓLEO
Barcelona, Abril de 2017
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO
“EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES ADITIVOS NO
CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI” REALIZADO POR: Br. Arturo José Vásquez Noguera C.I 21.392.171 Br. Juan Arturo Zamora Sarmiento C.I 23.468.094 REVISADO POR: _______________________________ Ing. Oly Guerra Asesor Académico
Barcelona, Abril de 2017
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO
“EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES ADITIVOS NO
CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI” El jurado hace constar que asigno a esta tesis la calificación de:
APROBADO ____________________________ Ing. Oly Guerra Tutor Académico _________________________
________________________
Ing. Félix Acosta
Ing. Jairo Uricare
Jurado Principal
Jurado Principal
Barcelona, Abril de 2017
RESOLUCIÓN
De acuerdo con el artículo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado:
Los trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad de Oriente y sólo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo respectivo, quien lo participará al Consejo Universitario.
IV
DEDICATORIA A Dios porque durante toda mi vida siempre ha estado guiándome para lograr todos mis objetivos y haciendo que mi vida sea un colegio permanentemente lleno de lecciones y aprendizajes.
A mi Mamá que con su amor, esfuerzo y sacrificio permitió que este sueño sea posible. No solo le dedico este logro sino cada éxito que consiga en mi vida, tú también eres ingeniero, TE AMARE ETERNAMENTE, espero estés orgullosa.
A mi Papá, mi guerrero, muchísimas gracias porque tú al igual que mi mamá con tu amor, esfuerzo y sacrificio hasta el último respiro siempre buscaste que mi única preocupación sea mi título. TE AMARE PARA SIEMPRE, me encantaría que estés aquí conmigo físicamente, ojala sea la mitad de buen padre que fuiste tú, espero que tú también estés orgulloso.
A mi hermana bella, gracias porque de ti también aprendí tú también estuviste ahí para mí cuando te necesite siempre, eres mi mejor amiga, TE AMO TE AMO.
A mis abuelos, que siempre estuvieron pendientes de mí y de mi bienestar, tienen un nieto más que es profesional, gracias por estar ahí siempre cada vez que los necesité, con las mejores palabras de aliento y los mejores consejos cuando los días son grises. Ustedes también son un ejemplo que la vida es hoy y hay que disfrutarla.
A mis amigos, Daniel, Luis, Simón, Francisco y la familia Chang que más que amigos son mi familia, hicieron que esta etapa fuera la mejor de mi vida.
V
A todos aquellos que directa o indirectamente formaron parte de este logro con sus ayudas, deseos, amistades, buenos y no tan buenos momentos que hicieron de mi lo que soy hoy. GRACIAS y que Dios los bendiga siempre.
Juan Arturo Zamora S.
VI
DEDICATORIA A mis padres, por darme la vida y ser un apoyo fundamental a lo largo de mi desarrollo personal y académico; a ustedes les debo este y todos mis éxitos. Los amo infinitamente.
Arturo J. Vásquez N. VII
AGRADECIMIENTOS A Dios y a la Virgen del Valle, que me han dado este regalo, así como el de la vida.
A la Universidad de Oriente, la casa más alta del oriente venezolano, por regalarme las mejores enseñanzas para conquistar esta meta y por ser el mejor simulador de los que nos espera allá afuera.
A mi tutor Oly Guerra por confiar en este proyecto y en nosotros, dejarnos plasmar nuestra visión, darnos la libertad de siempre ser creativos y por siempre darnos su mejor disposición cuando necesitamos de ella, más que una profesora es una amiga.
A Arturo Vásquez un hermano que la UDO me regalo, gracias por confiar en mí como compañero de tesis, de verdad que esto se hizo fácil gracias a ti, hermanos por siempre.
A los hermanos que la UDO me regaló como Oriana De Brito, Brigitte Pardi, Mager El Laham, Alberto Delgado, Antonia Rengel y Daniel Hernández gracias por siempre estar ahí, los voy a querer mucho siempre, gracias por soportarme.
A mis amigos cercanos de la UDO como: Moisés Morao, Reinel Echavez, Luis Rodríguez, Patricia Amorin, José Ramón Pérez, Luis Silva, Ricardo Loreto, Luisana Martínez, María Sué, Gerardo Guerra, Rita Celestin y Albany Acosta. Los quiero muchísimo siempre contaran con mi ayuda gracias porque ustedes me ayudaron no solo académicamente sino personalmente en muchos momentos difíciles.
VIII
A mi resto de amigos que también fueron mis hermanos y estuvieron conmigo a lo largo de este camino y que muchas veces deje de compartir con ellos y aun así estuvieron siempre para mí como Pedro Bravo, Kyril Elneser, Diana Lavado, Génesis González, David Macayo, Alirio González, María Paola Rodríguez y María Rivillo.
A mis profesoras favoritas Aura Vilela y Tania González, por cada enseñanza y momento compartido; gracias por ser tan especial y regalarme tantos consejos en mi paso por la Universidad de Oriente.
Al equipo del CEDIP en especial a: Beatriz Golindano, Frank Hernández, José Carrasco, Iliana Zabala, Laurianis Trias, Karla Maestre, Rómulo Pérez, Carlos Rivas y Nelson Velásquez gracias a ustedes la presidencia no fue tan complicada, gracias porque desde el primer día me recibieron con los brazos abiertos siempre, muchísimo éxito en todo lo que se propongan.
A todos aquellos que directa o indirectamente formaron parte de este logro con sus ayudas, deseos, amistades, buenos y no tan buenos momentos que hicieron de mi lo que soy hoy. GRACIAS y que Dios los bendiga siempre.
Juan Arturo Zamora S.
IX
AGRADECIMIENTOS A Dios por ser mi luz y mi guía durante todo este camino.
A la Universidad De Oriente, por todo el aprendizaje otorgado y por permitirme crecer académicamente.
A la Ing. Oly Guerra, por darnos la oportunidad de desarrollar este trabajo junto a ella.
A María Sué, por su apoyo incondicional tanto en lo personal como académico.
A Juan Zamora, por ser un excelente amigo además de un compañero de clases; y ser parte fundamental en el desarrollo de este trabajo.
A los amigos que me regalo la UDO, en especial a: Antonia Rengel, Oriana De Brito, Brigitte Pardi y Alberto Delgado.
A Edoardo Mavo, por abrirnos las puertas del laboratorio y compartir sus conocimientos durante el desarrollo de los experimentos.
Arturo J. Vásquez N. X
RESUMEN Con el fin de buscar la innovación en las operaciones de perforación se buscó evaluar la aplicabilidad de dos
aditivos no convencionales en la
perforación conocidos como producto A y producto B. El producto A debido a que representaba originalmente la fase dispersa de un fluido endulzante inicialmente se le determinó su densidad relativa, luego se formularon concentraciones 3, 5, 7 y 9 % en peso del producto A con el fin de evaluar su uso como viscosificante, finalmente se definió un nuevo fluido conocido como fluido nativo A que es capaz de ahorrar en un 10 % el uso de bentonita. Adicionalmente este fluido fue sometido a una corriente de CO2 con el fin de evaluar si el producto A como aditivo en el fluido nativo A es capaz de actuar como un secuestrante anticorrosivo ante formaciones con contenido de CO 2 observándose que el fluido mantiene buenas propiedades reológicas sin cambios en densidad y sin grandes variaciones en la perdida de filtrado. Para el caso del producto B por su alta densidad relativa se buscó su aplicabilidad como aditivo densificante por lo que se formularon fluidos de 7 % en peso de bentonita y se densificaron a 8.9, 9, 9.2, 9.3, 9.5, 9.7, 10 lpg con el producto B con el fin de evaluar sus propiedades reológicas y volúmenes de filtrado estableciendo una comparación con densificantes comerciales como carbonato de calcio y barita, y se pudo observar que los fluidos densificados con el producto B aportaba mejores propiedades reológicas así como menores perdidas de filtrado en comparación con los fluidos convencionales. Este mismo comportamiento se observo cuando el producto B fue evaluado como densificante en fluidos de lignosulfonato, viscoelásticos y poliméricos. Adicionalmente se contaminaron estos fluidos con sal y cemento, observándose que las propiedades fisicoquímicas de los fluidos formulados con los aditivos propuestos son mejores que los fluidos formulados con aditivos convencionales. Por último se realizó un análisis económico entre los aditivos propuestos en este trabajo de grado y aditivos comerciales.
XI
ÍNDICE GENERAL RESOLUCIÓN ........................................................................................................ IV DEDICATORIA ........................................................................................................ V AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... VIII RESUMEN.............................................................................................................. XI ÍNDICE GENERAL ................................................................................................ XII LISTA DE TABLAS ...............................................................................................XIX LISTA DE FIGURAS .............................................................................................XIX CAPÍTULO I INTRODUCCION 1.1.
Introducción ........................................................................................... 28
1.2.
Planteamiento del Problema .................................................................. 30
1.3.
Objetivos de la Investigación ................................................................. 32 1.3.1.
Objetivo General .............................................................................. 32
1.3.2.
Objetivos Específicos ....................................................................... 32
CAPÍTULO II ANTECEDENTES Y MARCO TEÓRICO 2.1.
Antecedentes ........................................................................................ 33
2.2.
Bases Teóricas ...................................................................................... 35 2.2.1.
Perforación de Pozos ....................................................................... 35
2.2.2.
Fluidos de Perforación ..................................................................... 38
2.2.3.
Funciones de los fluidos de Perforación ........................................... 38
2.2.3.1.
Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la
superficie……………………………………………………………………….. 38 XII
2.2.3.2.
Controlar las Presiones de la Formación……………………….. 39
2.2.3.3.
Dar soportes a las paredes del hoyo……………………………. 39
2.2.3.4.
Suspender
los
cortes
cuando
se
interrumpe
la
circulación……………………………………………………………………… 40 2.2.3.5.
Suspensión
de
la
tubería
de
perforación
y
revestimiento…………………………………………………………………... 40 2.2.3.6.
Transmitir potencia hidráulica y limpieza de la mecha………..
41
2.2.3.7.
Enfriamiento de la mecha y sarta de perforación……………..
41
2.2.3.8.
Transmitir información desde el pozo (muestras de cortes y
registros de cortes)……………………………………………………………. 42 2.2.4.
Fases de los fluidos de perforación .................................................. 42
2.2.4.1.
Fase Continúa……………………………………………………… 42
2.2.4.2.
Fase Dispersa……………………………………………………… 42
2.2.4.3.
Fracción Coloidal………………………………………………….. 43
2.2.4.4.
Fracción Inerte (fase sólida)……………………………………… 43
2.2.5.
Propiedades básicas de los fluidos de perforación ........................... 43
2.2.5.1.
Densidad……………………………………………………………. 44
2.2.5.2.
Viscosidad del Lodo……………………………………………….. 44
2.2.5.3.
Viscosidad Aparente………………………………………………. 44
2.2.5.4.
Viscosidad Plástica……………………………………………….. 45
2.2.5.5.
Punto cedente……………………………………………………… 45
2.2.5.6.
Fuerza Gel………………………………………………………….. 46
2.2.5.7.
Filtración……………………………………………………………. 47
2.2.6.
Arcillas y tipos de arcillas ................................................................. 47
2.2.7.
Estados de asociación de las partículas de arcillas .......................... 49
XIII
2.2.8.
Fluidos de Perforación base agua .................................................... 50
2.2.8.1.
Fluidos inhibidos y no inhibidos………………………………….. 51
2.2.8.1.1.
Fluidos no dispersos no inhibidos…………………………... 51
2.2.8.1.1.1. Fluidos nativos o de iniciación (CBM) ............................. 52 2.2.8.1.1.2. Fluidos ligeramente tratados ........................................... 52 2.2.8.1.1.3. Fluidos poliméricos ........................................................ 52 2.2.8.1.1.4. Fluidos de bentonita extendida ....................................... 53 2.2.8.1.1.5. Fluidos no dispersos inhibidos ........................................ 53 2.2.8.1.2.
Fluidos dispersos no inhibidos………………………………. 54
2.2.8.1.3.
Fluidos Dispersos…………………………………………….. 55
2.2.8.1.3.1. Fluidos de cal .................................................................. 56 2.2.8.1.3.2. Fluidos de yeso ............................................................... 56 2.2.9.
Aditivos Utilizados en la perforación ................................................. 57
2.2.9.1.
Tratamiento químico………………………………………………. 57
2.2.9.1.1.
Materiales densificantes……………………………………... 58
2.2.9.1.2.
Materiales viscosificantes…………………………………… 60
2.2.9.1.3.
Materiales para controlar el filtrado………………………… 60
2.2.9.1.4.
Materiales para controlar la reología……………………….. 61
2.2.9.1.5.
Materiales para controlar el pH……………………………… 62
2.2.9.1.6.
Materiales para controlar la pérdida de circulación……….. 63
2.2.9.1.7.
Materiales para dar lubricidad………………………………. 63
2.2.9.1.8.
Materiales para estabilizar lutitas…………………………… 64
2.2.9.1.9.
Materiales para controlar la corrosión……………………… 65
2.2.10. Corrosión. ........................................................................................ 66
XIV
2.2.10.1. Corrosión en la perforación de pozos…………………………… 68 2.2.10.2. Factores que afectan la corrosión……………………………….. 71 2.2.10.3. Productos para el control de la corrosión……………………….. 80 2.2.11. Fluido endulzante o producto A ........................................................ 84 2.2.12. Sólidos del producto B ..................................................................... 86 CAPÍTULO III METODOLOGÍA 3.1.
CARACTERIZAR LOS SÓLIDOS DE LA MEZCLA DE UN FLUIDO
ENDULZANTE
DESHIDRATADO
DEFINIENDO
SU
DENSIDAD
Y
GRAVEDAD ESPECÍFICA O DENSIDAD RELATIVA ......................................... 88 3.2.
ESTUDIAR
LA
APLICABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA ....... 90 3.2.1.
Estudio del producto A y Producto B como aditivo viscosificante ..... 91
3.2.2.
Estudio del producto A y Producto B como aditivo densificante ....... 93
3.3.
EXPERIMENTAR
CON
LOS
SÓLIDOS
DEL
FLUIDO
ENDULZANTE COMO ADITIVO INHIBIDOR DE CORROSIÓN EN FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA ....................................................................... 94 3.4.
FORMULAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN A PARTIR DE
LOS DIFERENTES ADITIVOS NO CONVENCIONALES ESTABLECIENDO UNA
COMPARACIÓN
CON
FLUIDOS
DE
PERFORACIÓN
CONVENCIONALES ........................................................................................... 96 3.5.
EVALUAR
LA
VIABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES ANTE CONTAMINACIONES, COMPARÁNDOLOS CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES. ................................ 98
XV
CAPÍTULO IV ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS 4.1.
CARACTERIZAR LOS SÓLIDOS DE LA MEZCLA DE UN FLUIDO
ENDULZANTE
DESHIDRATADO
DEFINIENDO
SU
DENSIDAD
Y
GRAVEDAD ESPECÍFICA O DENSIDAD RELATIVA ....................................... 100 4.2.
ESTUDIAR
LA
APLICABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA ..... 103
4.3.
4.2.1.
Producto A como aditivo viscosificante........................................... 103
4.2.2.
Producto B como aditivo viscosificante........................................... 107
4.2.3.
Producto A como aditivo densificante ............................................. 109
4.2.4.
Producto B como aditivo densificante ............................................. 110
EXPERIMENTAR
CON
LOS
SÓLIDOS
DEL
FLUIDO
ENDULZANTE COMO ADITIVO INHIBIDOR DE CORROSIÓN EN FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA ..................................................................... 120 4.3.1.
Neutralización de sólidos del producto A a través de una
corriente de CO2. ........................................................................................ 121 4.3.2.
Sólidos del producto A como inhibidor de corrosión en fluidos de
perforación ................................................................................................. 124 4.4. LOS
FORMULAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN A PARTIR DE DIFERENTES
COMPUESTOS
DEFINIENDO
ADEMÁS,
SUS
PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS Y REOLÓGICAS ....................................... 134 4.4.1.
Propiedades fisicoquímicas del fluido Nativo A. ............................. 135
4.4.2.
Volumen de filtrado en fluidos densificados con el producto B …….139
4.4.3.
Uso
de
producto
B
como
densificante
para
fluidos
viscoelásticos.. ........................................................................................... 147
XVI
4.4.4.
Uso del producto B como aditivo densificante en fluidos
poliméricos. ................................................................................................ 152 4.4.5.
Uso del producto B como aditivo densificante en fluidos de
lignosufonato. ............................................................................................. 157 4.5.
EVALUAR
LA
VIABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES ANTE CONTAMINACIONES, COMPARÁNDOLOS CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES ............................... 164 4.5.1.
Contaminación por sal en los fluidos de perforación formulados
con los aditivos no convencionales ............................................................. 164 4.5.1.1.
Fluido Nativo A…………………………………………………….. 165
4.5.1.2.
Producto B como densificante en fluidos nativos……………… 168
4.5.1.3.
Producto
B
como
densificante
en
fluidos
viscoelásticos………………………………………………………………….. 169 4.5.1.4.
Producto B como densificante en fluidos polimérico………….. 172
4.5.1.5.
Producto
B
como
densificante
en
fluidos
de
lignosulfonato………………………………………………………………….. 175 4.5.2.
Contaminación por cemento en los fluidos de perforación
formulados con los aditivos no convencionales .......................................... 178 4.5.2.1.
Fluido Nativo A…………………………………………………….. 178
4.5.2.2.
Producto B como densificante en fluidos nativos……………… 179
4.5.2.3.
Producto B como densificante en fluidos viscoelásticos……… 180
4.5.2.4.
Producto B como densificante en fluidos poliméricos………… 183
4.5.2.5.
Producto
B
como
densificante
en
fluidos
de
lignosulfonato………………………………………………………………….. 185 4.5.3.
Análisis
económico
en
la
utilización
de
aditivos
no
convencionales en la formulación de fluidos de perforación base agua.…...189
XVII
CONCLUSIONES .............................................................................................. 194 RECOMENDACIONES ...................................................................................... 197 BIBLIOGRAFIA .................................................................................................. 198 APENDICE A ..................................................................................................... 200 Procedimiento Experimental .............................................................................. 200 APENDICE B ..................................................................................................... 207 Muestra de cálculos ........................................................................................... 207 APENDICE C ..................................................................................................... 225 Cotización de aditivos para la formulación de fluidos de perforación. ................ 225 METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: .............. 226
XVIII
LISTA DE TABLAS Tabla 2.1. Materiales densificados utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] ...................................................................................................... 58 Tabla 2.2. Materiales viscosificantes utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] ................................................................................................. 60 Tabla 2.3. Materiales controladores de pH utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] ...................................................................................... 63 Tabla 3.1. Porcentaje en peso de bentonita y producto A en base a 7 % en peso de sólidos. ................................................................................................... 92 Tabla 3.2. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas viscoelástico y su respectivo tiempo de agitación. .................................................................... 97 Tabla 3.3. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas polimérico y su respectivo tiempo de agitación. ....................................................................... 97 Tabla 3.4. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas lignosulfonato y su respectivo tiempo de agitación. .................................................................... 98 Tabla 4.1. Datos obtenidos para el cálculo de la densidad del producto A. ........ 102 Tabla 4.2. Propiedades reológicas de fluidos con el producto A como viscosificante. .................................................................................................... 103 Tabla 4.3. Propiedades reológicas del fluido nativo convencional. ..................... 104 Tabla 4.4. Propiedades reológicas de muestras de fluido con porcentaje en sólidos de bentonita / producto A en base al 7%. .............................................. 105 Tabla 4.5. Propiedades reológicas de muestras de fluido nativo A con porcentaje adicional de bentonita. ..................................................................... 106 Tabla 4.6. Propiedades reológicas de muestras de fluido nativo B en base al 7% en sólidos. ................................................................................................... 108 Tabla 4.7. Propiedades reológicas de muestra de fluido nativo B con porcentaje adicional de bentonita. ..................................................................... 108 XIX
Tabla 4.8. Propiedades reológicas y tixotrópicas de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con producto B. ............................. 110 Tabla 4.9. Propiedades reológicas y tixotrópicas de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con carbonato de calcio. ............... 111 Tabla 4.10. Propiedades reológicas y tixotrópica de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con barita. ..................................... 111 Tabla 4.11 Valores de pH antes y después de ser contaminados con CO 2 ....... 121 Tabla 4.12. Propiedades reológicas y tixotrópicas de muestra de fluido nativo A formulados con los sólidos neutralizados y sin neutralizar. ............................. 123 Tabla 4.13. Volumen de filtrado de muestra de fluido nativo A formulados con los sólidos neutralizados y sin neutralizar. ......................................................... 123 Tabla 4.14. Propiedades reológicas y tixotrópicas de la muestra de fluido nativo A contaminada con CO2 y sin contaminar. .............................................. 127 Tabla 4.15. Volumen de filtrado de la muestra de fluido nativo A contaminada con CO2 y sin contaminar. ................................................................................. 128 Tabla 4.16. Propiedades reológicas y tixotrópicas de las muestras de fluido nativo A densificada a 9.5 lb/ gal sin contaminar. .............................................. 130 Tabla 4.17. Propiedades reológicas y tixotropías de las muestras de fluido nativo A densificadas a 9.5 Lb/gal después de la contaminación con CO 2. ....... 131 Tabla 4.18. Volumen de filtrado de las muestras de fluidos nativos A densificadas y contaminada con CO2. ................................................................ 134 Tabla 4.19. Datos para la formulación de un fluido nativo A con respecto a un lodo nativo convencional.................................................................................... 135 Tabla 4.20. Propiedades fisicoquímicas del fluido nativo A y nativo convencional. ..................................................................................................... 136 Tabla 4.21. Volúmenes de filtrado y espesor de revoque de un fluido nativo A y un lodo nativo convencional. ........................................................................... 137 XX
Tabla 4.22. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 9 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio. .................................................... 139 Tabla 4.23. Perdidas de filtrado y revoque del fluidos densificado a 9.5 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio. .................................................... 142 Tabla 4.24. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 9.7 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio. .......................................... 144 Tabla 4.25. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 10 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio. .................................................... 146 Tabla 4.26. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio. ....................................... 148 Tabla 4.27. Propiedades reológicas de los sistemas viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio a 120 °F. ........................ 150 Tabla 4.28. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio. .......................................... 151 Tabla 4.29. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con el producto B y carbonato. ...................................................... 153 Tabla 4.30. Propiedades reológicas de los sistemas poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio a 120 °F. ............................................. 155 Tabla 4.31. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio. ....................................... 155 Tabla 4.32. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio. .......................................... 159 Tabla 4.33. Propiedades reológicas de los sistemas lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio a 120 °F. ............................ 161 Tabla 4.34. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio. .......................................... 162
XXI
Tabla 4.35. Propiedades reológicas, tixotrópicas y pH del fluido nativo y nativo A contaminados con sal y sin contaminar. ............................................... 166 Tabla 4.36. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos nativo y nativo A contaminados con sal. ....................................................................................... 167 Tabla 4.37. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelástico densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con sal y sin contaminar. ........................................................................................................ 169 Tabla 4.38. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. ....... 171 Tabla 4.39. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal y sin contaminar. .................................................................................................. 173 Tabla 4.40. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. ....... 174 Tabla 4.41. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con sal y sin contaminar. ........................................................................................................ 176 Tabla 4.42. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. ....... 177 Tabla 4.43. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento y sin contaminar. ................................................................................. 181 Tabla 4.44. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. ............................................................................................................ 182
XXII
Tabla 4.45. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento y sin contaminar. ................................................................................. 184 Tabla 4.46. Perdidas de filtrado de fluidos poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. .......................... 185 Tabla 4.47. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con cemento y sin contaminar. ................................................................................. 187 Tabla 4.48. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. ............................................................................................................ 188 Tabla 4.49 precios referenciales de los aditivos no convencionales. ................. 189 Tabla 4.50 Precios referenciales de los aditivos comerciales según PDVSA Servicios Petroleros S.A. ................................................................................... 190 Tabla 4.51. Resumen de resultados obtenidos con el producto A como aditivo en fluidos de perforación. ....................................................................... 192 Tabla 4.52. Resumen de resultados obtenidos con el producto B como aditivo en fluidos de perforación. ....................................................................... 193 Tabla B.1. Datos para la formulación de un barril de fluido nativo A .................. 208 Tabla B.2. Peso de Producto B, carbonato de calcio y barita para diferentes densidades, utilizados en la formulación de fluidos de perforación. ................... 212 Tabla B.3. Parámetros de Lennard-Jones ......................................................... 218 Tabla B.4. Integral de Colision (Lennard-Jones) ................................................ 219 Tabla B.5. Viscosidad en el punto crítico (micropoise) ....................................... 222 Tabla B.6. Tabla de datos CO2 .......................................................................... 223 Tabla B.7. Calculo de los ppm CO2.................................................................... 224
XXIII
LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 Perspectiva esquemática de un equipo de perforación rotatoria. [4] ..... 37 Figura 2.2. Corrosión en la superficie de la tubería. [4] ......................................... 69 Figura 2.3. Efecto del pH sobre la corrosión. [4] .................................................... 72 Figura 2.4. Efecto de la salinidad sobre la velocidad de corrosión. [4] ................... 73 Figura 2.5. Efecto de la salinidad sobre la solubilidad del oxígeno. [4] .................. 73 Figura 2.6. Efecto de la presión (y la temperatura) sobre la solubilidad del oxígeno. [4] ........................................................................................................... 74 Figura 2.7. Efecto de la temperatura (y la presión) sobre la solubilidad del oxígeno. [4] ........................................................................................................... 75 Figura 2.8. Producto B. [Fuente Propia] ....................................................................... 87 Figura 3.1. Fluido endulzante. [Fuente Propia] ............................................................. 89 Figura 3.2. Horno BAROID. [Fuente Propia] ................................................................ 89 Figura 3.3. Diagrama del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR).[Fuente Propia] ............................................................................................... 94 Figura 4.1. Muestra sacada del horno totalmente seca.
[Fuente Propia]
.................... 101
Figura 4.2. Rendimiento del fluido nativo en peso de bentonita y del fluido de producto A. ........................................................................................................ 104 Figura 4.3. Producto B. ...................................................................................... 107 Figura 4.4. Fluido nativo densificado a 9.2 lpg con el producto A....................... 109 Figura 4.5. Viscosidad aparente de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita. .............................................................................. 113 Figura 4.6. Viscosidad plástica de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita. .............................................................................. 114 Figura 4.7. Punto cedente de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita. .............................................................................. 115 XXIV
Figura 4.8. Resistencia gel a los 10 segundos de los fluidos densificados. ........ 118 Figura 4.9. Resistencia gel a los 10 minutos de los fluidos densificados............ 119 Figura 4.10. (1) Revoque de fluido con el producto A sin neutralizar; (2) Revoque del fluido con el producto A neutralizado. ........................................... 124 Figura 4.11. Sarta de Perforación atravesando una formación con contenido de CO2 con un lodo nativo A. ............................................................................. 125 Figura 4.12. Volúmenes de filtrado del lodo nativo A antes y después de ser contaminadas con CO2. ..................................................................................... 128 Figura 4.13. (1) Revoque del fluido nativo A sin contaminar; (2) Revoque del fluido nativo A contaminado. .............................................................................. 129 Figura 4.14. Volúmenes de filtrado de los fluidos nativo A y nativo convencional. ..................................................................................................... 138 Figura 4.15. (1) Revoque del fluido bentonita 7 % en peso; (2) Revoque del fluido nativo A. ................................................................................................... 138 Figura 4.16. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9 lb/gal .................... 140 Figura 4.17. Revoque de fluido nativo densificado a 9 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. ............................................................ 141 Figura 4.18. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9.5 lb/gal. ................ 142 Figura 4.19. Revoque de fluido nativo densificado a 9.5 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. ............................................................ 143 Figura 4.20. Revoque de fluido nativo densificado a 9.7 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. ............................................................ 144 Figura 4.21. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9.7 lb/gal ................. 145 Figura 4.22. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 10 lb/gal. ................. 146 Figura 4.23. Revoque de fluido densificado a 10 lb/gal con Barita: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. ............................................................ 147
XXV
Figura 4.24. Volumen de filtrado para fluidos viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio. .................................................................. 152 Figura 4.25. Revoque del fluido viscoelástico densificado con: (1) Carbonato de calcio, (2) Producto B.................................................................................... 152 Figura 4.26. Revoque de fluido polimérico densificado con: (1) carbonato de calcio; (2) Producto B. ....................................................................................... 156 Figura 4.27. Volumen de filtrado para fluido poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio. ...................................................................... 157 Figura
4.28.
Volúmenes
de
filtrados
de
los
fluidos
lignosulfonato
densiificados con producto B y carbonato de calcio. .......................................... 162 Figura 4.29. Revoque de fluido lignosulfonato densificado con: (1) carbonato de calcio; (2) Producto B.................................................................................... 163 Figura 4.30. (1) Revoque de fluido nativo A contaminado con sal; (2) Revoque de fluido nativo convencional contaminado con sal. ........................... 167 Figura 4.31. (1) Fluido nativo densificado con carbonato de calcio floculado por la contaminación con Sal; (2) Fluido nativo densificado con producto B floculado por la contaminación con Sal. ............................................................. 168 Figura 4.32. (1) Revoque de fluido viscoelástico densificado con producto B y contaminado con sal; (2) Revoque de fluido viscoelástico densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal........................................................ 171 Figura 4.33. (1) Revoque de fluido polimérico densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal; (2) Revoque de fluido polimérico densificado con producto B y contaminado con sal. ............................................................. 174 Figura 4.34. (1) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con producto B y contaminado con sal. (2) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal........................................................ 177
XXVI
Figura 4.35. (1) Fluido nativo contaminado con cemento; (2) fluido nativo A contaminado con cemento. ................................................................................ 179 Figura 4.36. (1) Fluido nativo densificado con producto B contaminado con cemento; (2) fluido nativo densificado con carbonato de calcio contaminado con cemento. ..................................................................................................... 180 Figura 4.37. (1) Revoque de fluido viscoelástico densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido viscoelástico densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. ....................................... 183 Figura 4.38. (1) Revoque de fluido polimérico densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido polimérico densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. ............................................. 185 Figura 4.39. (1) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. ....................................... 188 Figura A.1. Viscosímetro FANN. [Fuente Propia] ....................................................... 202 Figura A.2. Balanza de lodos. [Fuente Propia] ........................................................... 203 Figura A.3. Diagrama del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR).[Fuente Propia] ............................................................................................. 204 Figura A.4. Diagrama del cabezal del cilindro del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR). [Fuente Propia] .................................................................. 205 Figura A.5 (1) Filtro Prensa API; (2) Aguja VICAT. [Fuente Propia] ............................ 206 Figura B.1. Diagrama de Viscosidad reducida ................................................... 221 Figura C.1. Costos de aditivos suministrado por PDVSA Suministros Petroleros S.A ................................................................................................... 225
XXVII
CAPÍTULO I INTRODUCCION 1.1.
Introducción
La perforación de pozos es una actividad que se ha practicado en muchos países del mundo desde tiempos antiguos, su fin primordial era obtener salmuera y agua dulce mucho antes del establecimiento de la industria petrolera; desde que se comenzó a explorar el petróleo la perforación ha sido siempre un elemento de gran importancia; a lo largo de la historia su técnica ha variado notablemente mejorando cada vez más las tasas de producción y las ganancias.
El ingeniero de petróleo, una de sus misiones es impulsar alternativas que permitan explorar diversos campos, descubrir yacimientos, delimitar los ya existentes e incorporar las reservas de hidrocarburos de manera económica y rentable, a través de constantes planes de desarrollo y aplicación de nuevas tecnologías. Además una de las finalidades de esta ingeniería es la optimización del proceso de perforación, el cual ha ido evolucionando constantemente en cuanto al estudio de las propiedades de los fluidos de perforación y formulación de nuevos sistemas que se adapten a los nuevos requerimientos, motivados a que dichos fluidos son el principal sostén del hoyo, pero que toman en cuenta muchos parámetros como las propiedades reológicas (viscosidad plástica, punto cedente, geles, viscosidad aparente) a la hora de diseñar un sistema, con el único propósito de minimizar los posibles problemas
que pudieran presentarse como son:
atascamiento de la tubería, pega de la sarta, exceso de arcilla, embolamiento de la mecha y contaminaciones por gases ácidos (CO2 y H2S) y formaciones salinas.
Finalmente se puede decir que la perforación es considerada un elemento vital en la industria petrolera al ser la conexión entre el subsuelo y la superficie y la única manera de asegurar la existencia de hidrocarburos; actualmente la tecnología relacionada con la perforación de pozos es los suficientemente amplia como para personalizar la manera en que cada pozo es perforado y terminado, ratificando así al proceso de perforación como uno de los más importantes para la industria.
Con la aplicación de este proyecto se busca como principal objetivo la innovación en la perforación de pozos, con la utilización de aditivos poco convencionales en la formulación de fluidos de perforación estableciendo una comparación con fluidos formulados con aditivos convencionales.
29
1.2.
Planteamiento del Problema
La industria petrolera siempre se ha visto en la obligación de optimizar en gastos, y con más razón en la actualidad con la disminución de los precios del crudo se ha buscado la manera de reducir costos para que las operaciones
de
exploración,
explotación,
producción,
transporte
y
procesamiento del crudo sigan siendo económicamente rentables. En la actividad de perforación de pozos, los gastos generados por los aditivos químicos utilizados en la formulación de fluidos de perforación son sumamente importantes, por lo que uno de los objetivos de la industria petrolera es buscar aditivos alternativos que sustituyan muchos de los utilizados actualmente para así reducir costos en la comercialización del hidrocarburo.
Adicionalmente, una de las principales dificultades que ha enfrentado la industria es el alto grado de deterioro en los materiales que componen sus equipos e instalaciones de trabajo por causa de la corrosión. Los mismos soportan, en primer lugar, un daño producto del medio ambiente externo al cual se encuentran expuestos y en segundo lugar, son corroídos internamente por ciertos compuestos orgánicos e inorgánicos presentes en los hidrocarburos como el CO2 y H2S. Para el caso de la rama de la perforación, se pueden encontrar formaciones con contenido de estos gases ácidos, lo que trae problemas operacionales, no solo en el fluido de perforación sino a las herramientas que forman parte de la sarta de perforación, trayendo como consecuencia pérdidas económicas no solo en la reposición de equipos sino en el uso de aditivos costosos, como las aminas, para combatir este tipo de formaciones.
Como se ha comprobado en investigaciones anteriores realizadas en la Universidad de Oriente, un fluido endulzante que representa un contaminante industrial altamente básico es capaz de endulzar una corriente de CO 2
30
disminuyendo así su poder de corrosión. Por ello se ha propuesto estudiar los sólidos de este fluido endulzante, conocidos a lo largo de este trabajo como producto A, como parte de la formulación de un fluido de perforación y así sustituir o disminuir el uso de aditivos comerciales normalmente utilizados durante la perforación de pozos como lo son la bentonita y aditivos inhibidores de corrosión.
Además se le realizarán estudios a una arcilla blanca que se encuentra en abundancia en la geografía venezolana, que se conocerá a lo largo del trabajo de investigación como producto B. Esta arcilla posee una alta densidad por lo que es un candidato ideal para la formulación de fluidos de perforación, permitiendo de esta manera la sustitución o disminución del uso de aditivos comerciales normalmente usados en la industria como por ejemplo agentes densificantes.
Con la aplicación de este proyecto se busca la innovación y actualización en el campo de la perforación de pozos con fluidos que proporcionen propiedades similares o mejores a los fluidos formulados con aditivos comerciales y así traer rentabilidad en producción y comercialización del hidrocarburo.
31
1.3.
Objetivos de la Investigación
1.3.1. Objetivo General Evaluar el uso de diferentes aditivos no convencionales en la formulación de fluidos de perforación base agua en el laboratorio de fluidos de perforación del Departamento de Petróleo de la Universidad de Oriente - Núcleo de Anzoátegui.
1.3.2. 1.
Objetivos Específicos
Caracterizar los sólidos de la mezcla de un fluido endulzante deshidratado definiendo su densidad y gravedad especifica.
2.
Estudiar la aplicabilidad de los aditivos no convencionales en los fluidos de perforación base agua.
3.
Experimentar con los sólidos del fluido endulzante como aditivo inhibidor de corrosión en fluidos de perforación base agua.
4.
Formular los fluidos de perforación a partir de los diferentes aditivos no convencionales estableciendo
una
comparación con fluidos
de
perforación convencionales. 5.
Evaluar la
viabilidad de los aditivos no convencionales
contaminaciones,
comparándolos
convencionales.
32
con
fluidos
de
ante
perforación
CAPÍTULO II ANTECEDENTES Y MARCO TEÓRICO 2.1.
Antecedentes
Álvarez Carlos., determinó ciertas propiedades fisicoquímicas del fluido con características arcillosas, llamado pasivo 1, como contenido de sólidos, densidad, pH y los parámetros reológicos: esfuerzo de corte y tasa de deformación, en el laboratorio de corrosión del departamento de petróleo de la universidad de oriente con el viscosímetro FANN, picnómetro, como principales instrumentos de laboratorio para el cálculo de todas las variables a estudiar. Esta investigación demostró que el llamada pasivo 1, tiene una eficiencia de remoción de gases ácidos como CO2 y H2S del 99 % para ambos, por lo que el llamado pasivo 1 se definió como un fluido endulzante. [1]
Torres, L., formuló diferentes muestras de un sistema de fluido de perforación lignosulfonato convencional, con diferentes concentraciones de Monoetilenglicol en su fase continua, seleccionando las que contenían 5, 7, 10 y 15 % de glicol por ser las que mantenían sus propiedades con menor variación en relación con la muestra de referencia con 0 % de glicol. A dichas muestras se aplicaron diversas pruebas de laboratorio, cumpliendo con lo establecido en la norma del Instituto Americano del Petróleo API 13-B1 y después de ser sometidas a periodos de envejecimiento de 418 horas a 200, 250 y 300 °F de temperatura, se les determinó la densidad, la viscosidad plástica, punto cedente, viscosidad aparente, esfuerzo de gel a 10 seg y a 10 min, contenido de sólidos, volumen de filtrado, espesor de revoque, pH, alcalinidad, cloruro y dureza; con el objetivo principal de establecer el efecto de la temperatura sobre las propiedades físicas y químicas de las muestras de fluidos seleccionadas. [2]
Bermúdez L., presentó un estudio titulado “Caracterización de las Arcillas Cementantes de las Arenas Productoras Pertenecientes al Campo Guario del Distrito de Producción Gas Anaco”. Dicho estudio tuvo como propósito fundamental caracterizar las arcillas cementantes en las arenas productoras del
Campo
Guario.
Tras
la
culminación
del
trabajo
se
hicieron
recomendaciones entre las cuales se estudió la aplicabilidad de utilizar fluidos base agua en las formaciones productoras del Campo Guario cumpliendo con un diseño riguroso y tomando en cuenta los minerales de arcillas presentes en dichas formaciones, con la finalidad de minimizar los daños causados por la interacción roca/fluido que pudiesen ocurrir por un mal diseño del fluido durante las operaciones de campo, además de revisar nuevas tecnologías que permitan aumentar la productividad y la vida efectiva de los pozos de manera rentable. [3]
34
2.2. 2.2.1.
Bases Teóricas Perforación de Pozos
Una vez que se ha determinado que existe probablemente un yacimiento petrolífero, la única manera de averiguarlo es perforando. La perforación en busca de recursos naturales no es un concepto nuevo. En el año 1100 dC ya se perforaban pozos de salmuera en China con profundidades de hasta 3500 pies, usando métodos similares a la perforación por percusión
Perforación por percusión. Éste es el método que usaron los primeros exploradores de petróleo (“wildcatters”) en el siglo XIX y a principios del siglo XX, y aún se usa hoy para algunos pozos someros. El método emplea una tubería de perforación pesada de acero con una mecha en la parte inferior, suspendida de un cable. El método consiste en levantar y soltar la herramienta repetidamente. La masa metálica que cae sobre la mecha proporciona la energía requerida para romper la roca, abriendo un agujero a través de ésta. El agujero permanece vacío, excepto una pequeña cantidad de agua en el fondo. Después de perforar unos cuantos pies, se sube la tubería de perforación (con su mecha) y se retira los recortes con un achicador (un tubo abierto con una válvula en el fondo). El método de perforación por percusión es simple, pero sólo es eficaz en los pozos someros. El avance de la obra es muy lento debido a la ineficiencia de las mechas y a la necesidad de retirar las herramientas con frecuencia para extraer los recortes.
Perforación rotatoria. Los equipos de perforación rotatoria se usan para distintos propósitos - perforación de pozos de petróleo, gas, agua, geotérmicos y de almacenamiento de petróleo; extracción de núcleos para análisis de minerales; y proyectos de minería y construcción. Sin embargo, la aplicación más importante es la perforación de pozos de petróleo y gas.
35
Según el método rotatorio (introducido en la industria de perforación de pozos de petróleo y gas alrededor de 1900), la mecha queda suspendida de la extremidad de una columna o sarta de perforación tubular (tubería de perforación) sostenida por un sistema de cable/bloques que, a su vez, está sostenido por una torre de perforación (ver la Figura 2.1). La perforación ocurre cuando se hace girar la sarta de perforación y la mecha, mientras que la tubería de perforación y la mecha imponen peso sobre la roca.
Para enfriar y lubricar continuamente la mecha y retirar los recortes del hoyo, se bombea un fluido de perforación (lodo) dentro de la columna de perforación. Al alcanzar la mecha, este lodo pasa a través de las toberas de la mecha, choca contra el fondo del hoyo y luego sube en el espacio anular (el espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo), acarreando los recortes que están suspendidos en él. En la superficie, se filtra el lodo con zarandas y otros dispositivos que eliminan los recortes, y luego se bombea de nuevo dentro del pozo. La circulación del lodo de perforación le proporciona a la perforación rotatoria la eficacia que no se podía conseguir con la perforación por percusión - la capacidad de retirar los recortes del pozo sin sacar la tubería a la superficie. Los equipos usados en la perforación rotatoria están ilustrados en la Figura 2.1. [4]
36
Figura 2.1 Perspectiva esquemática de un equipo de perforación rotatoria.[4] 37
2.2.2. Fluidos de Perforación El Lodo de perforación es un fluido circulante generalmente a base de agua o aceite cuyas propiedades has sido modificada y controladas por sólidos y líquidos disueltos o mantenidos en suspensión y que es utilizado principalmente para extraer los recortes de la mecha hacia superficie durante las actividades de perforación de pozos. Existe una amplia gama de fluidos de perforación. El fluido apropiado para un pozo es aquel que es más económico en la perspectiva total de seguridad. Un bajo costo inicial del fluido de perforación puede resultar a la larga muy costoso si genera problemas posteriores en la perforación o producción del pozo. [5]
2.2.3. Funciones de los fluidos de Perforación 2.2.3.1. Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la superficie Los cortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la mecha por lo que se hace circulares el fluido de perforación dentro la sarta y a través de la mecha, arrastrando o acarreando los cortes o recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remoción de los recortes (limpieza del hoyo) depende del tamaño, forma y densidad de los cortes, de la velocidad o rata de Penetración (ROP), de la rotación de la sarta de perforación, de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación. De igual manera se debe cumplir que la velocidad del fluido de perforación debe ser mayor que la velocidad de asentamiento de cortes para así poder garantizar una mejor eficiencia en la velocidad de acarreo y transporte de los cortes y una mayor eficiencia en la limpieza del hoyo. De no
38
garantizar una limpieza adecuada del hoyo se podrán tener problemas de incremento de torque, arrastre, disminución de la tasa de penetración Y pega de tubería. [5] 2.2.3.2. Controlar las Presiones de la Formación Una función básica del fluido de perforación es controlar las presiones de la formación para garantizar una operación de perforación segura. Por lo general a medida que la presión de la formación aumenta, se debe incrementar la densidad del fluido de perforación agregando material densificante como barita o carbonato de calcio, con la finalidad de equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del hoyo, impidiendo que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y puedan causar una arremetida. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación mientras está estática (no circulando) se llama presión hidrostática y depende de la densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) del pozo. Si la presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es igual o superior a la presión de la formación, los fluidos de la formación no fluirán dentro del pozo.
La densidad del fluido de perforación usado en un pozo está limitada por el valor de la densidad mínima necesaria para controlar las presiones de la formación y la densidad máxima del fluido que no fracturará la formación. [5]
2.2.3.3.
Dar soportes a las paredes del hoyo
Al penetrar una formación se suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del pozo. El fluido de perforación debe servir de sostén de las mismas hasta que se introduzca la sarta de revestimiento en el hoyo, de lo contrario, la formación caerá en el interior del pozo (derrumbes). Dependerá entonces del tipo de formación a atravesar para poder saber cuáles 39
condiciones del lodo deben ser tratadas con la única finalidad de proporcionar un buen sostén por parte del fluido. En formaciones muy firmes se necesita poco sostén; si la formación es moderadamente firme, la densidad del lodo puede brindar un apoyo suficiente. En formaciones no consolidadas y débiles, el fluido puede ser suficientemente denso pero además debe tener la capacidad de formar una capa delgada pero consistente de partículas llamada Revoque sobre las paredes del hoyo. [5] 2.2.3.4.
Suspender los cortes cuando se interrumpe la circulación
Durante los viajes de tubería bien sea para cambios del ensamblaje de la sarta de perforación, cambios de mecha, viajes de calibración, bajada de revestidores entre otros, la circulación del fluido de perforación a través del hoyo se ve interrumpida por cortos o largos periodos de tiempo dependiendo de la operación a realizar. Los ripios o cortes deben permanecer en suspensión dentro del fluido de perforación por lo que debe existir un equilibrio entre las propiedades del fluido de perforación que suspenden los recortes y las propiedades que facilitan la remoción de los recortes por los equipo de control de sólidos. La tasa de asentamiento de los ripios dependerá de la densidad de las partículas o cortes, densidad del lodo, Viscosidad del lodo y de la Resistencia de gel del lodo (Tixotropía). 2.2.3.5.
[5]
Suspensión de la tubería de perforación y revestimiento
El equipo de perforación está constantemente sometido a grandes esfuerzos por efecto principalmente del peso de la tubería de perforación y del revestimiento. En la mayoría de los casos, este proceso puede exceder las 300 Toneladas. El peso de estas tuberías está parcialmente sostenido por el empuje ascendente del fluido de perforación (Principio de Arquímedes). Esta presión ascendente depende de la presión ejercida por el fluido sobre la sección transversal. El peso de la sarta de perforación y de la tubería de
40
revestimiento en el fluido, es igual al peso de la misma en el aire multiplicado por un factor de flotación. [5] 2.2.3.6.
Transmitir potencia hidráulica y limpieza de la mecha
La potencia hidráulica es usada para maximizar la velocidad o tasa de penetración (ROP) a través de una eficiente remoción de los recortes hasta superficie evitando que se adhieran a la mecha y puedan causar obstrucción de sus componentes, o sean reperforados.
Entre los factores que afectan los valores de las fuerzas hidráulicas que actúan sobre la Tasa de Penetración y Limpieza de la Mecha están la densidad y propiedades reológicas del fluido de perforación, el tamaño de los Jets o boquillas de la mecha, la tasa o rata de Flujo y la velocidad o caudal de circulación. [5] 2.2.3.7.
Enfriamiento de la mecha y sarta de perforación
La mecha en su o con la formación genera calor por efecto de la fricción. Este calor debe ser absorbido por el fluido de perforación y ser llevado hasta la superficie a través del espacio anular. Además, es sabido que tanto la mecha, la sarta de perforación y el revestimiento, están sometidos constantemente a rotación y o. Algunas partículas contenidas en el lodo por su disposición sobre las paredes del pozo disminuyen la fricción y la abrasión. En algunos casos se añaden materiales especiales para mejorar sus propiedades lubricantes (Gasoil, petróleo), los cuales prolongarán la vida de la mecha, de la tubería de perforación por reducción de la torsión y arrastre, menor presión de bombeo y menor desgaste a la tubería de revestimiento. [5]
41
2.2.3.8.
Transmitir información desde el pozo (muestras de cortes y
registros de cortes) Durante la perforación la unidad de Mud logging controla la circulación del lodo y realizan un constante monitoreo y análisis de los cortes que son transportados a superficie por el fluido de perforación para determinar su composición mineral, la litología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta información se obtiene en un registro geológico (master log) que indica la litología, la velocidad de penetración (ROP), la detección de gas y los recortes impregnados de petróleo, además de otros parámetros geológicos y de perforación importantes. [5] 2.2.4. Fases de los fluidos de perforación El lodo está compuesto de una fase continua que puede ser: agua, petróleo y/o gas. La fase dispersa la constituye sólidos, líquidos y/o gases. Una emulsión es una mezcla en la que el líquido se encuentra suspendido dentro de otro, en forma de glóbulos pequeños. En un lodo base petróleo, su fase continua es el petróleo o una emulsión de agua en petróleo (emulsión inversa). Y en un lodo base agua, se trata de una emulsión de petróleo en agua. [6] 2.2.4.1. Fase Continúa La fase continua de un lodo de perforación puede ser agua, aceite o gas. Las sales disueltas en el agua son también parte de esta fase. La importancia de los cationes Na+ (sodio) y Ca++ (calcio) y el anión OH- (oxidrilo) radica en el comportamiento de los lodos base agua. [6] 2.2.4.2. Fase Dispersa Los glóbulos de petróleo emulsionados en un lodo de base agua viscosifican el lodo y reducen su densidad. El petróleo en el lodo puede originarse de las formaciones perforadas. El agua emulsionada en un lodo base petróleo lo hace más viscoso, pero si es suficientemente abundante lo desestabiliza. El 42
aire o el gas que penetra y se distribuye en un lodo, provocan su espesamiento y una disminución de su densidad.
El aire penetra inevitablemente en el lodo como consecuencia de las operaciones de superficie, también las formaciones perforadas pueden liberar gas en el lodo. [6] 2.2.4.3.
Fracción Coloidal
Los sólidos activos, se caracterizan por hidratarse y poseen numerosas cargas eléctricas de las superficies expuestas y son los que forman la fracción coloidal de los lodos. Generalmente son arcillas, y por sus cargas eléctricas reaccionan con el tratamiento químico adicionado al lodo, permitiendo controlar sus propiedades. En lodos base agua, el agua retenida en las arcillas pasa a ser parte de la fase dispersa y de ella depende la efectividad de las arcillas como agente viscosificante. [6] 2.2.4.4.
Fracción Inerte (fase sólida)
Todos los sólidos ya sean reactivos o inertes pertenecen a la fase dispersa del lodo, éstos desempeñan un papel muy importante en el comportamiento de los mismos. La velocidad de penetración de la mecha disminuye sí la concentración de partículas sólidas es alta, los otros sólidos en el lodo son relativamente inertes o no reactivos, la barita, aren y otros sólidos de formación inertes son los ejemplos principales. Es importante recalcar que la mayoría de los sólidos en los lodos base aceite son inertes, con la excepción de algunos aditivos especiales (activador polar) para lodos de aceite. [6] 2.2.5. Propiedades básicas de los fluidos de perforación Los fluidos de Perforación para que cumplan sus funciones necesitan contar con una serie de propiedades, las cuales son controladas según los tipos y las concentraciones de los aditivos que se incluyan en la formulación del lodo. [7] 43
2.2.5.1.
Densidad
Está definida como el peso por unidad de volumen, conociéndose como peso del lodo, expresado en libras por galón (Lpg). Esta depende del tipo de líquido usado y del material densificante.
El peso del lodo debe ser suficiente para contener el fluido de la formación, pero no demasiado alto como para fracturar la formación. También es importarte mantener el peso del lodo para proporcionar soporte de las formaciones expuestas en el hoyo abierto. Esta se determina empleando una balanza de lodos, balanza presurizada y el densitómetro. [7] 2.2.5.2.
Viscosidad del Lodo
Se define como la resistencia interna de un fluido a fluir (deformarse).se emplea el embudo de Marsh que mide la viscosidad del fluido en un tiempo medido. Es el número de segundos requeridos para que un cuarto (946 mL) de lodo pase a través de un tubo de 3/16 pulgadas, colocado a continuación de un embudo de 12 pulgadas de largo. [7] 2.2.5.3. Viscosidad Aparente Es la viscosidad correspondiente a la mitad de la lectura obtenida a 600 RPM en un viscosímetro rotatorio de lectura directa. Está en función de la viscosidad plástica y del punto cedente y se relaciona con la máxima concentración de sólidos arcillosos que acepta una mezcla de agua y sin alcanzar el estado de floculación. [7] 𝑉𝐴 =
𝐿600 2
Donde: VA: Viscosidad Aparente, s L600: Lectura de 600 RPM en el viscosímetro FANN
44
(𝐸𝑐. 2.1)
2.2.5.4.
Viscosidad Plástica
Resistencia del fluido a fluir, causada por la fricción mecánica entre las partículas suspendidas y por la viscosidad de la fase fluida, se ve afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo. El control de la viscosidad plástica en los fluidos de baja y alta densidad es necesario para mejorar el comportamiento reólogico y sobre todo alcanzar altas tasas de penetración. Existen tres formas de controlar la concentración de los sólidos perforados: dilución, sedimentación y control mecánico de los mismos. [7] 𝑉𝑃 = 𝐿600 – 𝐿300
(𝐸𝑐. 2.2)
Donde: VP: Viscosidad plástica, s L600: Lectura de 600 RPM en el viscosímetro FANN L300: Lectura de 300 RPM en el viscosímetro FANN
2.2.5.5.
Punto cedente
El punto de cedencia se define como la parte de la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción entre partículas. Esta fuerza de atracción es una consecuencia de las cargas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase fluida. Valores altos de punto cedente pueden tener varias causas, entre otras, presencia de contaminantes como sal, cemento o anhidrita, pueden provocar la floculación de la arcilla. Un aumento en la concentración de sólidos aumenta el número de cargas de superficie y disminuye la distancia entre ellas. Para su tratamiento se pueden añadir sustancias químicas que anulen el efecto de las cargas eléctricas sobre las arcillas (fosfatos, taninos, lignosulfonatos). Todo aquello que produzca floculación en un lodo, determinara un incremento en el punto cedente. Se mide igual que la viscosidad plástica en un viscosímetro rotacional, regida por la ecuación 2.3. [7] 45
𝑃𝐶 = 𝐿300 – 𝑉𝑃
𝑙𝑏 100 ∗ 𝑝𝑖𝑒 2
(𝐸𝑐. 2.3)
Donde: PC: Punto Cedente, s ; VP: Viscosidad plástica, s L300: Lectura de 300 RPM en el viscosímetro FANN 2.2.5.6.
Fuerza Gel
La resistencia de gel es una medida de las fuerzas de atracción en un sistema de lodo. Esta mide la fuerza de atracción estática. Cuando un lodo ha sido sometido a velocidades de corte cero (0) o cercanas a cero (0), durante cierto tiempo el fluido tiende a desarrollar una estructura de gel rígida o semirrígida, esto es lo que se conoce como tixotropía.
La probable aparición de dificultades en un sistema de lodo se refleja habitualmente en la ocurrencia de geles progresivos o de geles instantáneos. Altas lecturas del gel progresivo (10 minutos) es un indicativo de acumulación de sólidos. Pero si la lectura inicial (10 segundos) y la de los 10 minutos son ambas elevadas, con pequeñas diferencias entre las dos, se está en presencia de un gel instantáneo que significa floculación.
La magnitud de la gelificación, así como el tipo de resistencia de gel, son importantes para la suspensión de recortes y de material densificante en condiciones estáticas. Las funciones de resistencias de gel excesivas pueden causar complicaciones tales como:
a) Retención de aire o gas en el lodo. b) Presiones excesivas cuando se rompe la circulación después de un viaje. c) Reducción de la velocidad a la que se sedimentan la arena y los recortes en el tanque de sedimentación, de lo que resulta una acumulación de sólidos.
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d) Excesiva sobrepresión al introducir la tubería. e) Efecto de succión a sacar la tubería. f)
Imposibilidad de hacer llegar las herramientas de perfilaje hasta el fondo.
Para calcular la fuerza de gel se hacen dos mediciones en el viscosímetro rotacional a la lectura de 3 rpm: después de 10 segundos (gel inicial) y a los 10 minutos (gel final). [7] 2.2.5.7.
Filtración
El objetivo principal de un buen control de pérdida de filtrado, es formar un revoque delgado y resistente sobre la superficie del hoyo perforado, el filtrado debe ser compatible con la formación y con los fluidos de la misma, mientras se está perforando las formaciones logran comportarse como una malla o tamiz. Los sólidos se depositan sobre las paredes del pozo y el filtrado invade la formación, este proceso de filtración debe ser controlado adecuadamente para asegurar el funcionamiento exitoso del lodo, esto implica: control de la tasa o velocidad de filtración, control del espesor y textura del revoque y control de las propiedades químicas del filtrado. [7] 2.2.6. Arcillas y tipos de arcillas Las arcillas son materiales plásticos, de grano fino, que se presentan naturalmente en el suelo. Cuando se habla de arcilla se refiere comúnmente a un silicato de aluminio hidratado, formado por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio.
Las arcillas presentan en su estructura, por lo general, átomos de silicio, aluminio, magnesio, hidrógeno y oxígeno. El diferente ordenamiento de estos átomos en las moléculas, acompañado por la presencia de pequeñas cantidades de sodio, calcio u otros cationes, justifica la existencia de una gran variedad de arcillas.
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Existen arcillas que absorben fácilmente el agua, es decir, que atraen y retienen moléculas de agua, llamadas hidrofílicas. Por otro lado existen arcillas que no absorben o atraen el agua, llamadas hidrofóbicas. Los diferentes tipos de arcillas son:
Montmorillonita: Son arcillas que absorben fácilmente el agua, es decir
son arcillas hidrofílicas. Esta arcilla está compuesta de láminas planas y delgadas y a su vez, cada lámina tiene tres capas: una laminilla de alúmina con dos laminillas de sílice ordenadas como un emparedado. La montmorillonita a su vez se subdivide en: o
Montmorillonita cálcica: También conocida como sub-bentonita. Este tipo
de arcilla tiende hincharse de dos a cuatro veces su volumen original en seco al entrar en o con el agua dulce. Ocasionalmente es utilizada con el fin de mejorar la distribución del tamaño de las partículas en los lodos con el propósito de reducir la pérdida de filtrado. o
Montmorillonita sódica: Arcilla plástica, coloidal, comúnmente llamada
bentonita. Esta arcilla es el viscosificante más importante para los lodos base agua dulce y también constituye el agente más importante para el control de pérdida de filtrado.
Atapulguita: Arcilla coloidal que aumenta la viscosidad, empleada
principalmente en lodos de agua salada. Es un excelente viscosificante, pero a diferencia de la bentonita, la atapulguita no contribuye al control del filtrado.
Sepiolita: Esta arcilla se considera como un pariente de las atapulguitas
dentro de la familia de las arcillas, esto debido a su comportamiento similar al
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de la atapulguita diferenciándose de ésta por su buen desempeño cuando es sometida a altas temperaturas.
Clorita: Las cloritas están estructuralmente relacionadas con las arcillas
de tres capas. Las cloritas no se hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que hinchen ligeramente al ser modificadas. Las cloritas se encuentran frecuentemente en antiguos sedimentos marinos enterrados a grandes profundidades, y normalmente no causan ningún problema importante a menos que estén presentes en grandes cantidades.
lita: Es una arcilla de tres capas, no expansiva, micácea. La ilita es un
filosilicato o silicato laminar. Las ilitas tienen la misma estructura básica que las montmorillonitas, pero no muestran la capacidad de hinchamiento entre capas.
Caolinita: es una arcilla de dos capas, no hinchable cuyas capas
unitarias están fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar en las capas.
Hectorita: Es una arcilla del grupo de las esmectitas. Suelen presentarse
en agregados laminares o en masas suaves y blandas. Estos minerales suelen precipitar en cuencas sedimentarias endorreicas con pH alcalino y gran concentración iónica. [6] 2.2.7. Estados de asociación de las partículas de arcillas Floculación: Asociación incoherente de partículas en grupos ligeramente enlazados, asociación no paralela de laminillas de arcilla. En suspensiones concentradas, como los fluidos de perforación, la floculación produce gelificación. En algunos fluidos de perforación, después de la floculación 49
puede producirse una precipitación irreversible de coloides y otras sustancias del fluido. Agregación: antes de ser hidratada, la arcilla consta de un gran número de capas agrupadas. Al entrar en o con el agua, las capas de hidratan hasta que la fuerza que las mantiene juntas, se debilitan. En los fluidos de perforación, la agregación resulta en el apilamiento cara a cara de laminillas de arcilla. La viscosidad y el esfuerzo de gel disminuyen a consecuencia de esto. Estas partículas que se encuentran agrupadas cara a cara pueden ser separadas por agitación mecánica, por hidratación y por dispersión. Dispersión: es la subdivisión de agregados. Al entrar en o con el agua, se debilitan las fuerzas de atracción entre las partículas, tendiendo entonces a separarse individualmente. Las partículas cargadas se atraen. Las caras con carga negativa atraen a los bordes con cargas positivas. La dispersión aumenta la superficie específica de la partícula, resultando en un aumento de la viscosidad y del esfuerzo de gel. Desfloculacion: cuando las cargas eléctricas de las arcillas se neutralizan por efecto de los lignosulfonatos y lignitos, estas tienden a separarse individualmente o en grupo de 2 o 3 unidades. La desfloculación mejora o restaura las propiedades coloidales de la suspensión de arcillas y reduce el asentamiento, la gelatinización excesiva y la filtración. [5] 2.2.8.
Fluidos de Perforación base agua
Los fluidos base agua son aquellos cuya fase líquida o continua es agua. Estos sistemas son muy versátiles y se utilizan por lo general para perforar formaciones no reactivas, productoras o no productoras de hidrocarburos.
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Los fluidos de perforación de base acuosa se clasifican en dispersos y no dispersos, de acuerdo al efecto que tienen sobre los sólidos perforados y sobre las arcillas agregadas.
Fluidos dispersos: Estos fluidos contienen adelgazantes químicos.
Fluidos no dispersos: Al contrario de los fluidos dispersos, estos no contienen adelgazantes químicos. En este caso, las arcillas agregadas o incorporadas encuentran su propia condición de equilibrio de una forma natural. [8]
2.2.8.1.
Fluidos inhibidos y no inhibidos
Los fluidos dispersos y los no dispersos pueden estar o no inhibidos. El término no inhibido se refiere a la ausencia total de iones inhibidores de lutitas, como: potasio, calcio o sodio. En cambio un fluido tiene propiedades inhibitorias cuando contiene cationes o agentes encapsulantes en cantidades suficientes, por tal razón los fluidos inhibitorios de base acuosa reducen o inhiben la interacción entre el fluido y las arcillas de formación. Este tipo de fluido es utilizado para perforar formaciones reactivas o formaciones lutíticas sensibles al agua. [8] 2.2.8.1.1. Fluidos no dispersos no inhibidos Estos fluidos no contienen adelgazantes químicos ni iones inhibidores de lutitas. En este caso, el volumen de los sólidos de baja gravedad es menor del 6 % en peso. Dentro de esta clasificación se encuentran los siguientes tipos de fluidos:
Nativo o de iniciación (CBM).
Ligeramente tratado.
Bentonita / Polímeros.
Bentonita extendida. [8] 51
2.2.8.1.1.1.
Fluidos nativos o de iniciación (CBM)
Son fluidos de iniciación que se formulan con agua y Bentonita; y por razones económicas es costumbre de campo reemplazar parte de la Bentonita por cal, lográndose de esta manera una lechada espesa de Bentonita y cal. Además durante la perforación se aprovechan las arcillas de la formación, las cuales ayudan a mejorar la capacidad de limpieza y suspensión del fluido. Estos fluidos se utilizan principalmente para perforar el hoyo superficial. Durante esta etapa se genera una gran cantidad de sólidos no reactivos que contribuyen en parte a incrementar la densidad del fluido. Para mantener esta densidad en el valor requerido, es necesario que los equipos de control de sólidos funcionen con la máxima eficiencia desde el inicio de la perforación y también, es necesario mantener una alta dilución con agua. La capacidad de limpieza del hoyo se logra básicamente con altas velocidades anulares que se obtienen a máximas tasas de circulación. [8] 2.2.8.1.1.2.
Fluidos ligeramente tratados
Es un fluido de iniciación al cual se le agregan pequeñas cantidades de aditivos químicos para mejorar su calidad. Sin embargo, a medida que avanza la perforación aparecen formaciones problemáticas que requieren densidades mayores a 12 lb/gal, así como también contaminaciones severas y altas temperatura que limitan su uso. [8] 2.2.8.1.1.3.
Fluidos poliméricos
Estos sistemas están formulados con polímeros se caracterizan por contener un porcentaje de sólidos arcillosos no mayor del 6% en peso, razón por la cual son conocidos como fluidos de bajo contenido de sólidos. Se utilizan por lo general para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla.
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Estos fluidos se caracterizan por dar reología invertida, es decir, punto cedente mayor a la viscosidad plástica. Esta particularidad permite obtener altas tasas de penetración y alta capacidad de limpieza y suspensión.
Entre las desventajas que ofrecen estos sistemas está en que no controlan en forma efectiva la pérdida de agua, por no utilizar controladores de filtrado y porque su contenido de sólidos coloidales es bajo, además de atrapan aire fácilmente por tener alto punto cedente. [8] 2.2.8.1.1.4.
Fluidos de bentonita extendida
Estos sistemas son a base de Bentonita a los cuales se le agrega un extendedor, para incrementar su rendimiento y en consecuencia, lograr mayor capacidad de limpieza y suspensión.
El extendedor enlaza entre sí las partículas hidratadas de Bentonita, forma cadenas y duplica prácticamente su rendimiento, originando un fluido con la viscosidad requerida a concentraciones relativamente bajas de sólidos Estos sistemas, al igual que los sistemas a base de Polímeros – Bentonita, son de bajos contenidos de sólidos (6 % en peso), por tal motivo, es importante mantener un control efectivo de sólidos para evitar el incremento de la viscosidad y tener que utilizar adelgazantes químicos, lo que ocasionaría el cambio de un sistema no disperso a disperso. [8] 2.2.8.1.1.5.
Fluidos no dispersos inhibidos
Estos fluidos no contienen adelgazantes químicos, pero si contienen iones inhibidores de lutitas, como: potasio (K), sodio (Na), calcio (Ca) o magnesio (Mg).
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Como ejemplo de estos fluidos se tienen los siguientes:
Agua salada.
MMH con KCL.
Poliglicoles con KCL.
Salinos. [8]
2.2.8.1.2. Fluidos dispersos no inhibidos Estos fluidos contienen adelgazantes químicos, pero no utilizan iones inhibidores de lutitas. En este caso, los adelgazantes van actuar sobre los sólidos arcillosos perforados, minimizando su dispersión. Dentro de esta clasificación se encuentran los fluidos lignosulfonato / lignito. Estos fluidos se formulan a base de agua, soda cáustica, Bentonita, lignosulfonato, lignito y material densificante. Se preparan y mantienen con facilidad, pero son afectados fácilmente por cualquier contaminante común; en consecuencia, cuando se perfora con este tipo de fluido, se debe verificar constantemente los valores de alcalinidad (Pf / Mf), para detectar la presencia de cualquier contaminante que pueda efectuar adversamente las condiciones del fluido. La conversión a un fluido lignosulfonato es simple y se hace en la medida, que las condiciones del hoyo lo requieran. Se puede lograr a partir de un fluido de iniciación en una o varias circulaciones, o se puede preparar totalmente nuevo en los tanques de superficie, haciéndose el cambio de fluidos a hoyo desnudo o revestido. Las características de los fluidos de lignosulfonato son las siguientes:
Estos fluidos son muy versátiles y se utilizan frecuentemente para perforar formaciones no productoras y no reactivas.
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Los lignosulfonatos / lignitos son poderosos adelgazantes químicos que imparten propiedades inhibitorias al sistema, sin embargo, hay que tener cuidado con un sobre tratamiento para evitar la pérdida de viscosidad y la formación de espuma, sobre todo cuando el fluido tiene baja densidad.
Estos sistemas sufren degradación termal, cuando permanecen bajo períodos de exposición prolongada a temperaturas mayores a 300 ºF. Además, requieren de un control efectivo de sólidos y del agregado continuo de soda cáustica diluida, para mantener el pH en el rango de 9.5 –11.5.
En condiciones normales de perforación, estos sistemas funcionan bien en una relación de dos libras de lignosulfonato por cada libra de lignito.
Sin embargo, es conveniente en la medida que la temperatura aumenta ir cambiando la relación, puesto que los lignitos son más efectivos como controladores de filtrado a altas temperatura que los lignosulfonatos.
La lubricidad de estos fluidos se incrementa con aceites de bajo contenido aromático, teniendo el cuidado de no adicionar aceite, al mismo tiempo que se esté agregando el material densificante, para evitar su precipitación. [8]
2.2.8.1.3. Fluidos Dispersos Los fluidos dispersos inhibidos utilizan adelgazantes químicos para dispersar los sólidos arcillosos perforados y también, iones inhibidores para evitar la hidratación y debilitamiento de las lutitas. Dentro de esta clasificación, se encuentran los fluidos de base calcio.
Estos fluidos se utilizan en áreas donde la hidratación y el hinchamiento de las lutitas causan una significativa inestabilidad del hoyo. En estos fluidos se mantienen mayores niveles de calcio solubles, para lograr un ambiente
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inhibidor y minimizar el hinchamiento de las arcillas. Existen dos tipos básicos de fluidos de calcio, los fluidos de cal y fluidos de yeso. [8] 2.2.8.1.3.1.
Fluidos de cal
Los fluidos de cal se preparan a partir de cualquier fluido base agua ligeramente tratado, con bajo contenido de sólido y baja viscosidad (+ 40 seg.).
Es recomendable
efectuar
el cambio
dentro
del revestidor,
inmediatamente después de regresar al fondo con mecha nueva.
El control de pH es muy importante para mantener el nivel apropiado de calcio libre: la solubilidad de la cal y el contenido de calcio soluble en el filtrado disminuyen a medida que el pH aumenta. En consecuencia la adición de soda cáustica limita, por consiguiente, la solubilidad de la cal y sirve para dar mínimas viscosidades y resistencias de gel.
El contenido de calcio en estos fluidos debe estar en un rango de 100 a 300 mg/L y es controlado por medio de la alcalinidad del filtrado (Pf). [8] 2.2.8.1.3.2.
Fluidos de yeso
Estos fluidos, al igual que los fluidos de cal, se pueden preparar a partir de cualquier fluido base agua y particularmente de los nativos o de los de bajo pH ligeramente tratados.
En relación con los fluidos encalados (base cal), estos fluidos muestran mayores niveles de calcio (600 a 1200 mg/L) y menores valores de alcalinidad (0.2 a 0.7 cc). Normalmente presentan una pérdida de filtrado mayor, la cual se controla con Carboxi-Metil-Celulosa (CMC). En este caso, la estabilidad térmica del fluido se ve limitada por el rango térmico del CMC. [8]
56
2.2.9.
Aditivos Utilizados en la perforación
En la formulación de los fluidos base agua o aceite se usan aditivos químicos en
diferentes
concentraciones
para
cumplir
funciones
específicas,
establecidas en los programas de perforación.
Para la preparación del fluido hay que tomar en cuenta muchos factores con el fin de seleccionar el material a mezclar. Deben considerarse entre otros:
La densidad necesaria.
La presencia de hoyo desnudo o revestido.
La presencia de gas.
Los tipos de bomba, tanques, equipos de mezcla.
La calidad del agua (dura o blanda), etc. También es muy importante tomar en consideración el ciclo del fluido y
la manera como se mezcla el material. [8] 2.2.9.1.
Tratamiento químico
En el tratamiento químico se usan materiales que son parte integral de casi todos los fluidos de base acuosa. Los materiales químicos se agrupan en diferentes categorías y se usan para:
Densificar.
Viscosificar.
Controlar filtrado o pérdida de agua.
Controlar reología.
Controlar pH.
Controlar pérdida de circulación.
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Lubricar.
Modificar la tensión interfacial.
Remover sólidos.
Estabilizar lutitas.
Evitar la corrosión.
Controlar bacterias y hongos.
Precipitar contaminantes. [8]
2.2.9.1.1. Materiales densificantes Son materiales no tóxicos ni peligrosos de manejar, que se utilizan para incrementar la densidad del fluido y en consecuencia, controlar la presión de la formación y los derrumbes que ocurren en aquellas áreas que fueron tectónicamente activas. De los siguientes minerales, algunos de ellos se usan con frecuencia como densificantes en los fluidos de perforación. Tabla 2.1. Materiales densificados utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] MATERIAL Galena Hematita Magnetita Baritina Siderita Dolomita Calcita
FÓRMULA QUÍMICA SPb Fe2O3 Fe3O4 SO4Ba CO3Fe CO3CaCO3Mg CO3Ca
DENSIDAD RELATIVA 7.4 – 7.7 4.9 – 5.3 5.0 – 5.2 4.2 – 4.5 3.7 – 3.9 2.8 – 2.9 2.6 – 2.8
Existen materiales que se explotan como minerales y se utilizan prácticamente sin modificación, sin otro procedimiento que su clasificación, secado y molienda. Ej. Barita.
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La Barita es Sulfato de Bario (BaSO4) natural, que contiene generalmente 65.7 % de BaO y 34.3 % de SO3; su color varía de gris claro a marrón. Es un material inerte, molido en diferentes granulometrías y está clasificada como sedimento. Con la Barita es posible alcanzar densidades de 20 lbs/ gal; sin embargo, cuando sea necesario utilizar densidades mayores, se recurre a minerales con mayores gravedades específicas.
La Barita es usada en zonas productoras cuando se requieren densidades mayores a 12 lbs/gal, en caso contrario se usa Carbonato de Calcio o cualquier tipo de sal inorgánica, seleccionada de acuerdo a la densidad requerida por las condiciones de la formación.
La cantidad y tipo de contaminante limita el uso de la Barita, como material densificante en la formulación de los fluidos de perforación. La Barita se utiliza para lograr densidades de hasta 20 lbs/gal en todo tipo de fluido. Al lograr una densidad de ± 19 lbs/gal, los valores reológicos resultan muy elevados, debido al alto contenido de sólidos. Por ello, resulta bastante difícil controlar la viscosidad del lodo. En este caso es recomendable utilizar hematita en lugar de barita, por su mayor gravedad específica. El carbonato de calcio o la calcita es un sólido inerte, de baja gravedad específica, utilizado como material densificante en zonas productoras de hidrocarburos. Es totalmente soluble en HCI al 15 % y se dispersa con mayor facilidad que la Barita en los fluidos base aceite. La Galena es Sulfuro de Plomo, se utiliza solamente para preparar píldoras de alta densidad con el fin de controlar pozos con arremetidas que no pueden ser controladas con otros materiales densificantes. [8]
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2.2.9.1.2. Materiales viscosificantes Estos productos son agregados a los fluidos para mejorar la habilidad de los mismos de remover los sólidos perforados y suspender el material densificante, durante la perforación de un pozo. Sin embargo, no todos los viscosificantes potenciales van a brindar una limpieza efectiva y económica del hoyo, y tampoco se hallan totalmente a salvo de las interferencias mecánicas y químicas del medio ambiente. Entre los materiales más utilizados para viscosificar los fluidos están: [9]
Tabla 2.2. Materiales viscosificantes utilizados en la formulación de fluidos de perforación. Material Arcilla
Polímeros
2.2.9.1.3.
[8]
Componente principal
Bentonita
Silicato de Aluminio y sodio / calcio
Atapulguita
Silicato de aluminio y magnesio
CMC
Derivado de celulosa
Goma Xantica
Derivado de goma xantica
HEC
Derivado de celulosa
Goma Guar
Derivado de polisacárido
Materiales para controlar el filtrado.
El filtrado o perdida de agua es el pase de la fase líquida del fluido hacia la formación permeable, cuando el fluido es cometido a una presión diferencial. Los materiales más utilizados para controlar filtrado son: bentonita, polímeros manufacturados,
almidones,
adelgazantes
orgánicos
(Lignitos,
lignosulfanatos) y Carbonato de calcio (acción de puenteo). Entre los mecanismos de control de filtrado se encuentran:
Desarrollando un revoque impermeable y altamente compresible.
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Incrementando la viscosidad de la fase líquida.
Disminuyendo la permeabilidad mediante una acción de puenteo. El revoque se forma por la deposición de partículas sólidas presentes
en el fluido sobre la pared del hoyo. Su espesor depende del filtrado y de la cantidad y tipo de sólidos que contiene el fluido. Los sólidos arcillosos son los que realmente forman revoques de calidad. Entre los factores que garantizan la formación de un revoque de calidad se tienen:
Diseño del agente sellante.
Control de calidad de los aditivos usados.
Eficiencia de los equipos de control de sólidos.
Control y seguimiento sobre la distribución del tamaño de partículas. La goma xántica reduce el filtrado por incremento de la viscosidad de la
fase líquida, mientras que los almidones, poliacrilatos y las celulusas polianionicas (PAC) controlan filtrado por disminución de la permeabilidad del revoque. [8] 2.2.9.1.4. Materiales para controlar la reología. La reología está relacionada con la capacidad de limpieza y suspensión de los fluidos de perforación. Esta se incrementa con agentes viscosificantes y se disminuye con adelgazantes químicos o mediante un proceso de dilución. Como controladores reológicos se utilizan básicamente: lignosulfonatos, lignitos y adelgazantes poliméricos. Los lignosulfonatos son compuestos complejos libre de cromo que:
Ofrecen mayor estabilidad de temperatura que cualquier otro producto químico.
Son más versátiles, los cuales trabajan bien en todos los fluidos de base acuosa y a todos los niveles de pH.
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La función principal de los lignosulfonatos es actuar como adelgazantes químicos cuando hay exceso de sólidos reactivos en el fluido y su función secundaria es controlar filtrado y ayudar a estabilizar las condiciones del fluido a altas temperaturas. Los lignosulfonatos desfloculan a los fluidos base agua al neutralizar las cargas eléctricas de las arcillas, o sea, se adhieren a las partículas de bentonita incrementándola carga superficial de las mismas a niveles de pH entre 9 y 10, lo cual causa una repulsión entre esas partículas y por lo tanto, una desfloculación del fluido. Los lignosulfonatos de bajo peso molecular tienen mayor acción adelgazante que los de alto peso molecular, pero son menos efectivos en el control del filtrado y viceversa. Sin embargo, ambos resultan solubles cuando contienen un mínimo de 3.5 % de sulfonato. [8] 2.2.9.1.5. Materiales para controlar el pH. Para mantener un rango de pH en el sistema que asegure el máximo desempeño de los otros aditivos empleados en la formulación del fluido se utilizan aditivos alcalinos en concentración que varía de acuerdo al pH deseado. El pH puede variar entre 7.5 y 9.5 para un fluido de bajo pH, y entre 9.5 y 11.5 para un fluido de alto pH, de acuerdo a la exigencia de la perforación. Entre los materiales suplidores de iones OH- están los siguientes:
62
Tabla 2.3. Materiales controladores de pH utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] Material
Formula
Soda Caustica
NaOH
Hidróxido de Potasio
KOH
Cal
Ca(OH)2
La detección de algunos contaminantes, como el cemento, depende del control y conocimiento de los valores de alcalinidad y del pH del fluido. Los contaminantes afectan la solubilidad y causan la precipitación de materiales tales como polímeros, lignosulfonatos, etc. El calcio es otro contaminante que se hace menos soluble en un ambiente altamente alcalino, por consiguiente resulta menos dañino. [8] 2.2.9.1.6. Materiales para controlar la pérdida de circulación. Estos materiales son utilizados para controlar parcial o totalmente las pérdidas de fluido que pueden producirse durante la perforación del pozo (formaciones no productoras y productoras). La fibra celulósica es muy efectiva para controlar perdida de circulación en formaciones no productoras, cuando se perfora con fluidos base agua o base aceite El uso del Grafito silicoizado con fibra celulosica micronizada recubierta con gilsonita es muy efectivo para sellar microfracturas en formaciones no productoras. [9] 2.2.9.1.7. Materiales para dar lubricidad. Los problemas de torque y arrastre que se presentan usualmente durante la perforación de un pozo, afectan la rotación de la sarta y los viajes de tubería.
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Por ello, es conveniente incrementar la lubricidad a los fluidos base agua con lubricantes especiales desarrollados para tal fin. Hay una gama amplia de lubricantes que se utilizan con el propósito de reducir el torque y el arrastre en las operaciones de perforación. La mayoría de ellos están constituidos por:
Aceites, minerales.
Surfactantes.
Grafito.
Gilsonita.
Bolillas de vidrio. Estos productos se incorporan en el revoque o cubre las superficies
metálicas de la sarta de tubería con una película protectora, lo cual reduce de una manera efectiva la fricción mecánica entre la sarta y la pared del hoyo. [8] 2.2.9.1.8. Materiales para estabilizar lutitas Las formaciones reactivas se derrumban con facilidad cuando entran en o con la fase líquida de los fluidos base agua, por tal razón es conveniente perforar este tipo de formación con fluidos cien por ciento aceites o fluidos a base de agua con alta concentración de iones inhibidores de lutitas. Las arcillas de las lutitas se hidratan y dispersan cuando toman agua, incrementando considerablemente su volumen y en consecuencia causando el derrumbe de la formación. Para evitar esto se utilizan aditivos especiales que inhiben la hidratación y dispersión de las arcillas.
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Hay un variado número de productos químicos que se pueden utilizar, dependiendo de la naturaleza de cada formación para estabilizar formaciones lutiticas. Entre estos materiales se incluyen los siguientes:
Polímeros sintéticos de alto peso molecular (PHPA).
Asfaltos.
Sales inorgánicas.
Cal /yeso. [8]
2.2.9.1.9. Materiales para controlar la corrosión Durante el proceso de perforación las sartas de tubería están sujetas a ser afectadas por agentes corrosivos y sustancias químicas que pueden crear un potencial eléctrico espontáneo. Entre los agentes oxidantes tenemos el oxígeno y los gases ácidos (CO2 y H2S). El oxígeno siempre está presente, introduciéndose en el sistema a través del embudo cuando se mezclan productos químicos y durante las conexiones de tubería. Una concentración mínima de oxigeno puede causar una severa corrosión si no se toman las precauciones necesarias. Hay áreas donde el oxígeno se concentra formando cavidades de corrosión conocidas como pitting. El mejor método para combatir la corrosión por oxígeno es minimizar la entrada de aire en la superficie. Si hay problemas de oxígeno se deben usar secuestradores para poder removerlo de una manera efectiva. Los agentes más utilizados son sales solubles de sulfito y de cromato. Si no es posible el uso de los secuestradores se pueden utilizar agentes que forman una película fina sobre la superficie del acero evitando un o directo entre el acero y el
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oxígeno. La remoción del H2S Se logra con materiales de zinc los cuales forman sulfuros insolubles. [8] 2.2.10.
Corrosión.
La corrosión es el deterioro de una substancia (generalmente un metal) o de sus propiedades, causada por una reacción con su ambiente. Aunque parezca que la corrosión ocurre sin distinción, en realidad cuatro componentes deben estar presentes para que el proceso de corrosión pueda ocurrir. Los cuatro componentes necesarios para la corrosión son: (1) un ánodo, (2) un cátodo, (3) un electrolito y (4) un medio conductivo. Para entender mejor estos cuatro componentes, compárelos a una linterna común. La pila seca de la linterna utiliza la corrosión “galvánica” interna (corrosión causada por la conexión de materiales conductivos que tienen diferentes potenciales eléctricos) para generar una energía eléctrica externa. La pila seca tiene una envoltura de cinc (ánodo) que está aislada de un centro de grafito o carbón (cátodo) por un electrólito corrosivo. Cuando la envoltura de Zinc está eléctricamente conectada al centro de carbón (grafito) a través de la bombilla mediante un circuito eléctrico externo, la corriente fluye, encendiendo la bombilla. Cuando se cierra el circuito, la corriente fluye del cátodo al ánodo a través del circuito de conexión y la bombilla. Dentro de la pila, la corriente fluye del ánodo al cátodo a través del electrolito. En cualquier celda de corrosión, la corrosión (pérdida de metal) siempre ocurre en el ánodo y la corriente fluye desde el ánodo a través del electrólito hacia el cátodo. En la pila seca, el Zinc constituye el ánodo, el carbón el cátodo y el electrólito se compone de cloruro de amonio y cloruro de cinc. Se mezcla una pequeña cantidad de dióxido de manganeso dentro de este electrólito para despolarizar el cátodo (eliminar el hidrógeno), permitiendo que la corriente
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siga fluyendo cuando se hace la conexión. El ánodo de Zinc se disuelve e ioniza en Zn2+, liberando dos electrones (2e-), lo cual causa el flujo de corriente.
1.
Reacción en el ánodo: Zn0 → Zn2+ + 2e– oxidación
2.
Reacción en el cátodo: 2 H+ + 2e– → H2 ↑ reducción
Una reacción de oxidación similar ocurre con el hierro (Fe): 3.
Reacción en el ánodo: Fe0 → Fe2+ + 2e–
Durante la corrosión de los metales, otras reacciones catódicas pueden suceder. Las siguientes deben ser consideradas:
4.
Reducción de oxígeno: O2 + 4 H+ + 4e– → 2 H2O (Soluciones ácidas)
5.
Reducción de oxígeno: O2 + 2 H2O + 4e– → 4 OH – (Soluciones naturales y alcalinas)
6.
Evolución de hidrógeno: H+ + 2e– → H2↑
7.
Reducción de iones metálicos: Fe+3 + e– → Fe+2
67
8.
Deposición de metal: Cu2+ + 2e– → Cu0 (Cobre metálico) Para parar la corrosión en el ejemplo de la pila, se debe parar el flujo de
corriente. Una manera de parar la reacción es desconectando la bombilla, pero también se puede parar la corrosión interrumpiendo la reacción anódica o la reacción catódica y aislando el electrólito o el circuito metálico. [4] 2.2.10.1. Corrosión en la perforación de pozos En las situaciones de fluidos de perforación y completación, los procesos de corrosión de tipo “húmedo” constituyen el mayor problema. La corrosión húmeda se caracteriza por dos reacciones que ocurren simultáneamente, una en el ánodo y la otra en el cátodo. Estas reacciones dependen totalmente la una de la otra. El proceso de corrosión puede ser controlado interrumpiendo cualquiera de estas reacciones. Con la tubería de perforación, tubería de revestimiento, tubería de producción, etc., la corrosión puede ocurrir de una manera similar a la de una pila. Ánodos y cátodos existen en la misma sección de tubería y están conectados a través del metal. Cuando se coloca la tubería dentro de un medio conductivo (fluido de perforación), puede producirse corrosión. La corrosión no puede ser totalmente parada en los fluidos base agua de perforación, rehabilitación y empaque, pero puede ser reducida a un nivel aceptable. Para parar completamente la corrosión, el fluido de perforación debería ser totalmente no conductivo o la tubería debería estar totalmente aislada por una película o un revestimiento protector (inhibidor de corrosión). Estas opciones no son prácticas en un ambiente hostil de perforación. La velocidad de corrosión también puede ser reducida cambiando la metalurgia a una aleación más resistente a la corrosión u otra que no sea tan propensa al tipo de corrosión en particular que están ocurriendo. 68
La reacción de corrosión en los fluidos de perforación se puede entender analizando y visualizando las dos reacciones que ocurren, tal como están ilustradas en la Figura 2.2. En el ánodo, el hierro (Fe0) reacciona con el electrólito (se disuelve), se ioniza en Fe2+ y libera dos electrones (2e-):
Figura 2.2. Corrosión en la superficie de la tubería. [4]
1. Reacción anódica: Fe0 → Fe2+ + 2e– (El hierro se disuelve) Fe2+ + 2(OH)– → Fe(OH)2 (El hierro disuelto forma hidróxido de hierro) Los electrones fluyen a través del metal hacia el cátodo, donde se producen dos reacciones, la primera de las cuales produce gas de hidrógeno: a) 1ra reacción catódica: 2H+ + 2e– → H2↑ (gas de hidrógeno) La segunda reacción catódica involucra el oxígeno disuelto y se produce fácilmente en los fluidos de perforación: 69
b) 2da reacción catódica: O2 + 2 H2O + 4e– → 4 OH– La evolución del hidrógeno y la reducción del oxígeno son las reacciones catódicas más comunes. Al eliminar o reducir la velocidad (controlar) de cualquiera de estas reacciones, se reducirá la velocidad de corrosión.
Diferentes materiales tienen diferentes potenciales eléctricos. Su unión crea el potencial para el flujo de la corriente. Este potencial eléctrico o voltaje existe entre el ánodo y el cátodo. En un líquido conductivo (electrólito), el circuito metálico completa el circuito eléctrico y permite que la corriente vuelva a fluir hacia el ánodo. El potencial eléctrico se refiere a la energía potencial almacenada en el metal. Durante la refinación de los minerales metálicos, la energía está almacenada en el metal. Esta energía es liberada durante el proceso de corrosión. La corrosión de los metales refinados es un proceso natural en el que los metales reaccionan para formar estados más estables de nivel energía más bajo, hasta que vuelvan finalmente a su estado natural original (mineral).
La cantidad de energía almacenada en el metal se llama potencial del metal. Diferentes metales requieren diferentes cantidades de energía para refinarse, y por lo tanto tienen diferentes tendencias de corrosión. Cuanto mayor sea la cantidad de energía requerida para refinar un metal, mayor será su tendencia a corroerse. Por ejemplo, el hierro tiene mucho más tendencia a corroerse que el oro. El oro se encuentra en la naturaleza como material casi puro y es fácil de refinar, requiriendo muy poca energía.
70
La tubería de perforación tiene ciertas impurezas y tensiones que sirven como sitios donde los ánodos pueden desarrollarse. Además, cualquier modificación de la superficie de la tubería, tal como las mellas, abolladuras (causadas por los martillos) o muescas (causadas por las tenazas o las cuñas), puede crear áreas sometidas a esfuerzos para las celdas de corrosión que hacen que estas áreas sean más propensas al agrietamiento. Incluso las pequeñas diferencias en el electrólito que está en o con la tubería puede fomentar el desarrollo de celdas. [4] 2.2.10.2.
Factores que afectan la corrosión.
Ph: La corrosión es acelerada en los ambientes ácidos (pH < 7) y retardada en condiciones alcalinas (pH > 7) (Figura 2.3). A medida que el pH (pH = - log[H+]) aumenta, la concentración de H+ disminuye, lo cual puede reducir la velocidad de corrosión. En cambio, cuando el pH disminuye, la concentración de iones H+ aumenta, lo cual puede intensificar la reacción catódica y aumentar la velocidad de corrosión (los ácidos tienden a disolver los metales más rápidamente).
Los aceros de alta resistencia son propensos a la ruptura por absorción de hidrógeno y a la rotura catastrófica en los ambientes ácidos. No hace falta que sulfuros estén presentes para que esto ocurra. Normalmente, un pH de 9.5 a 10.5 es adecuado para reducir la mayoría de los casos de corrosión. En algunos casos, un pH tan alto como 12 puede ser necesario. Altos valores de pH (>10,5) neutralizan los gases ácidos y reducen la solubilidad de los productos de la corrosión. [4]
71
Figura 2.3. Efecto del pH sobre la corrosión. [4]
Componentes de aluminio. Un pH alto es perjudicial para las aleaciones de aluminio que pueden sufrir una corrosión extrema en los ambientes alcalinos. La tubería de perforación de aluminio nunca debe ser expuesta a un pH más alto que el valor recomendado por el fabricante. Si no se conoce el rango de pH máximo, el pH debe ser mantenido por debajo de 9. Nunca usar sistemas de lodo de alto pH, tal como el lodo de cal o silicato, con tuberías de aluminio. Si la tubería de aluminio comienza a volverse negra, eso se debe probablemente a que el ataque alcalino está exponiendo el silicato en la aleación de aluminio; reducir el pH a 8. El aluminio no debe ser usado en ambientes que contienen H2S. [4]
Sales disueltas. Las sales disueltas en agua afectan las velocidades de corrosión, aumentando la conductividad del agua y la posibilidad de velocidades de corrosión altas. Esto contribuye a que las salmueras y los fluidos de completación del campo petrolífero sean corrosivos. 72
Figura 2.4. Efecto de la salinidad sobre la velocidad de corrosión. [4] Aunque no sea ampliamente conocido, los fluidos que contienen 3% en peso de sal de cloruro pueden ser más corrosivos que los fluidos de salinidad más alta (ver la Figura 2.4). Cuando la concentración de sal aumenta, la cantidad de oxígeno disuelto disminuye (ver la Figura 2.5). Las velocidades de corrosión son más altas a aproximadamente 3 % de NaCl o KCl que al punto de saturación. Los sistemas de agua salada o inhibidos de potasio (KCl) suelen tener concentraciones de sal cerca de este nivel y deben ser protegidos contra la corrosión. [4]
Figura 2.5. Efecto de la salinidad sobre la solubilidad del oxígeno. [4]
73
Presión. La presión afecta la corrosión aumentando la solubilidad del oxígeno y otros gases corrosivos (Figura 2.6). A 100 ºF y 100 lpc, la solubilidad del oxígeno en agua dulce es de aproximadamente 230 ppm (partes por millón). Sin embargo, a 100 ºF y 500 lpc, la solubilidad del oxígeno aumenta a 1270 ppm. Se puede suponer sin temor a equivocarse que cualquier oxígeno retenido o entrampado en los sistemas de lodo base agua se disolverá totalmente a las presiones de circulación. [4]
Figura 2.6. Efecto de la presión (y la temperatura) sobre la solubilidad del oxígeno. [4]
Temperatura. La temperatura tiene un doble efecto sobre la corrosión. La corrosión aumenta generalmente con la temperatura. La velocidad de la mayoría de las reacciones químicas aumenta con la temperatura, y la corrosión es simplemente una reacción química. La
solubilidad
del
oxígeno
disminuye
rápidamente
cuando
la
temperatura aumenta, a la presión atmosférica. En agua dulce, el oxígeno tiene una solubilidad de 14.6 ppm a 32 ºF y a la presión atmosférica. Esta solubilidad disminuye en 44%, hasta aproximadamente 8 ppm, cuando la temperatura aumenta solamente hasta 85 ºF, y se considera que es nula al
74
punto de ebullición. Como lo muestra la Figura 2.7, la solubilidad del oxígeno es relativamente baja a temperaturas moderadas.
Figura 2.7. Efecto de la temperatura (y la presión) sobre la solubilidad del oxígeno. [4]
Aunque las temperaturas altas puedan limitar la solubilidad del oxígeno del aire que hace o directo con el sistema superficial, no tienen casi ningún efecto sobre la cantidad de aire retenida o entrampada en el lodo que se hace circular dentro del pozo. [4]
Incrustaciones.
Las
incrustaciones
minerales
resultan
de
la
precipitación y deposición de compuestos insolubles, generalmente compuestos de calcio, magnesio o bario (CaCO3, CaSO4, etc.). Los iones de metales solubles tales como Ca2+ y CO32– pueden combinarse para precipitarse en los materiales tubulares de fondo, formando incrustaciones de CaCO3. Cuando las incrustaciones se forman en la tubería de perforación, el área protegida o aislada por debajo de la incrustación es vulnerable a la corrosión crateriforme o puede sufrir una corrosión del tipo “celda de concentración”.
75
La incrustación que viene de la fábrica es una capa de óxidos de hierro formada durante el proceso de fabricación. Se trata de un material eléctricamente conductivo y frágil. Cuando se dobla o flexiona la tubería nueva, la incrustación que viene de la fábrica se agrieta. La corrosión por oxígeno estará concentrada y formará picaduras en la base de estas grietas. La tubería de perforación nueva no debería usarse en ambientes corrosivos sin tomar medidas especiales y prever una protección adecuada contra la corrosión. La incrustación que viene de la fábrica se desgastará rápidamente por el manejo y el o con el pozo. [4]
Gases disueltos. El oxígeno, el dióxido de carbono (gas carbónico) y el sulfuro de hidrógeno constituyen generalmente la causa química de la corrosión en los fluidos de perforación. Éstos se pueden calificar de agentes corrosivos. La corrosión es rara en los fluidos de perforación, a menos que uno o varios de estos gases esté presente en la solución. [4]
Oxígeno disuelto (O2). Esto constituye la causa principal de la corrosión en fluidos de perforación base agua. El oxígeno entra continuamente en el sistema de lodo a través de la zaranda, la tolva mezcladora, los agitadores de los tanques, los empaques de las bombas centrífugas que tienen fugas y los hidrociclones; además, siempre está presente en el agua de preparación. Los fluidos base agua tienden a tener un alto contenido de oxígeno disuelto en las condiciones del sistema de superficie.
Incluso las trazas de oxígeno pueden causar picaduras y altas velocidades de corrosión. Cuanto más fría sea la temperatura del lodo de superficie, más alto será el contenido de oxígeno disuelto. Debido al entrampamiento del aire, el contenido total de oxígeno en un sistema de lodo puede exceder la solubilidad anticipada del oxígeno basada en la temperatura, la presión y la salinidad. El aire entrampado se disolverá 76
rápidamente bajo presión (Figura 2.7). Durante la circulación de este fluido hacia el fondo del pozo, las velocidades de corrosión pueden aumentar considerablemente, resultando en un ataque de corrosión crateriforme.
Una reacción que suele producirse en el cátodo es que los iones hidrógeno adquieran electrones y formen hidrógeno atómico. Si no se elimina, este hidrógeno “cubrirá” o polarizará el cátodo y aminorará o parará el proceso de corrosión. Cuando está disponible, el oxígeno reacciona con el hidrógeno para eliminarlo del cátodo o despolarizar el cátodo. El oxígeno intensifica la reacción catódica, la cual, a su vez, aumenta la reacción anódica (velocidad de corrosión). La corrosión por oxígeno suele causar picaduras, y está caracterizada por éstas. El oxígeno, un despolarizador catódico, también aumenta la severidad de la corrosión causada por otros gases disueltos, como H2S y CO2. Varios sistemas de lodo contienen niveles considerablemente diferentes de oxígeno disuelto, y algunos aditivos reaccionan con este oxígeno, reduciendo su concentración. Por ejemplo, los ácidos orgánicos como el lignosulfonato, el tanino y el lignito, reaccionan rápidamente con el oxígeno disuelto y entrampado para reducirlo.
Estos productos químicos son excelentes secuestrantes de oxígeno, aunque ésta no sea su función principal. Los sistemas desfloculados (con bajos esfuerzos de gel) permiten que el aire entrampado (oxígeno) se escape más fácilmente que los sistemas de lodo no dispersos. Los sistemas de polímeros, los sistemas de agua salada y los sistemas saturados de sal tienden a entrampar más aire, aumentando la cantidad de
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oxígeno disuelto. Muchos lodos de polímeros también contienen bajas concentraciones de sales para la estabilidad del pozo. Como se mencionó anteriormente, este bajo nivel de sal acelerará las velocidades de corrosión, pudiendo resultar en un ataque grave. En estos sistemas, se puede usar Conqor 404 para inhibir la corrosión y minimizar el efecto del oxígeno disuelto y de las sales corrosivas. [4]
Dióxido de carbono (CO2). El dióxido de carbono se disuelve en agua para formar ácido carbónico (H2CO3), reduciendo el pH. Por este motivo, se considera generalmente como un “gas ácido”. El dióxido de carbono causará la corrosión (como otros ácidos) por desprendimiento de hidrógeno. A diferencia del oxígeno, el dióxido de carbono/ácido carbónico ataca el
hierro directamente, formando carbonato de hierro en el ánodo de la celda de corrosión. El hidrógeno polarizará el cátodo en este proceso. Si hay oxígeno presente, éste despolarizará el cátodo. Cuando el ácido carbónico está reaccionando con el hierro en el ánodo y el oxígeno está despolarizando el cátodo, el ataque combinado de los dos gases será mayor que la suma de los daños causados por cada gas individualmente. El tratamiento principal para la corrosión por dióxido de carbono consiste en aumentar el pH a más de 6 y/o precipitar el CO 32- con una fuente de calcio (como la cal o el yeso). Cuando se aumenta el pH a más de 6, el ácido carbónico (H2CO3) se transformará en bicarbonato (HCO3-) al pH medio y en carbonato (CO3 2- ) al pH alto. [4]
Sulfuro de hidrógeno (H2S). Éste es un gas venenoso que tiene una toxicidad más o menos igual al cianuro de hidrógeno. Se trata de un gas extremadamente peligroso de olor fétido característico a huevos podridos que atenúa rápidamente el olfato.
78
El H2S es un gas ácido reactivo y corrosivo que puede causar daños graves a los equipos. El gas puede entrar en un sistema de lodo de por lo menos cuatro maneras: o
Durante la perforación de formaciones que contienen H2S.
o
Cuando está presente en el agua o los líquidos de preparación.
o
Mediante la reducción bacteriana de los sulfatos en sulfuros en los lodos base agua.
o
Mediante la degradación térmica de los aditivos del lodo. El gas se disuelve en la fase acuosa para formar ácido hidrosulfúrico.
Este ácido es menos corrosivo que el ácido carbónico pero es muy destructivo y puede causar la fisuración por acción del sulfuro de hidrógeno bajo tensión de los aceros vulnerables. La reacción química simplificada de la corrosión por H2S se puede escribir de la siguiente manera: H2O Fe0 + H2S → FeXSY + 2H0 (hidrógeno atómico) El sulfuro de hierro formado por esta reacción se adhiere fuertemente a las superficies de acero en forma de incrustación negra. Picaduras también pueden formarse por debajo de la incrustación y reducir la vida útil de la tubería de perforación, formando la base para la fisuración inicial y la rotura por fatiga. [4]
79
2.2.10.3. Productos para el control de la corrosión. Se recomienda el uso de los siguientes productos y métodos de aplicación para combatir la corrosión:
CONQOR® 404. Este producto es un producto químico organofosforoso diseñado para reemplazar los inhibidores de cromato. Se puede clasificar como inhibidor de oxígeno, pero no como secuestrante, y actúa por pasivación. Se trata de un inhibidor de uso general para los fluidos de perforación base agua. Es aplicable en agua fluidos de agua dulce y agua salada, y es eficaz en fluidos que están en circulación. No se recomienda para fluidos de empaque.
El tratamiento sugerido para los fluidos de perforación es de 2 a 5 galones de CONQOR 404 por 100 bbl de fluido. Es esencial que se mantenga una concentración mínima del producto, y hay disponible un estuche de prueba de campo para monitorear el nivel de concentración. Para las aplicaciones de lodo aireado, el nivel de tratamiento inicial es de 12 gal/100 bbl, pero mayores concentraciones pueden ser requeridas. En general no es necesario añadir un secuestrante de oxígeno con este inhibidor en particular, pero se ha hecho con éxito. No se requiere ninguna bomba especial para añadir CONQOR 404. [4]
Secuestrante de oxígeno. La reducción del oxígeno en los fluidos de perforación es un método eficaz para reducir la corrosión. Se usan secuestrantes de oxígeno como el bisulfito de amonio y el sulfito de sodio. El bisulfito de amonio está disponible como producto activo no catalizado de 45 a 55 %. El anión sulfito neutralizado reacciona químicamente con el oxígeno disuelto para formar un anión sulfato, reduciendo de ese modo el contenido de oxígeno disuelto. La reacción es la siguiente: 80
2NH4HSO3 + O2 + 2OH– → 2NH4 + + 2SO42– + 2H2O Los lodos de agua dulce contienen generalmente de 1 a 5 o más ppm de oxígeno disuelto, y los lodos saturados de sal suelen contener menos. La cantidad de oxígeno disponible para el proceso de corrosión es determinada por el contenido total de oxígeno (disuelto y aire entrampado) del lodo y la velocidad de circulación. Si el contenido total de oxígeno del lodo es de 3 ppm, la tubería de perforación está expuesta al doble de oxígeno cuando el caudal es de 800 gpm que cuando el caudal es de 400 gpm. El contenido de oxígeno de un lodo puede oscilar considerablemente cuando se enciende y se apaga el equipo de procesamiento. Estas oscilaciones hacen que no sea práctico tratarlo estequiométricamente con un secuestrante. Para lograr una protección
adecuada
con
un
secuestrante
de
oxígeno,
suficientes
tratamientos deben ser agregados en la succión de la bomba para asegurar que el residuo o exceso de sulfito regrese a la línea de flujo, después de reaccionar con todo el oxígeno bombeado dentro del pozo.
Los lodos de agua salada y de cloruro de potasio requieren concentraciones de sulfito más altas. Pudiera requerirse una concentración de sulfito tan alta como 200 a 500 mg/l. El calcio libre elimina parte del sulfito, lo cual, por supuesto, reduce la eficiencia del secuestrante. Se recomienda mantener una concentración de Ca 2+ por debajo de 200 mg/l. El agua salada de “preparación” debería ser tratada con 1.5 lb/bbl de soda cáustica antes de ser agregada al sistema. Este tratamiento eliminará la mayor parte del magnesio y calcio, reduciéndolos a niveles muy bajos, mediante el aumento del pH. El método de aplicación más conveniente es la adición directa dentro de la succión de la bomba, a través de una válvula de cierre automático con una
81
bomba de inyección química (dosificadora). Este dispositivo de medición ha sido usado por muchos años y ha demostrado ser el método de aplicación preferido, ya que la exposición del aire a través de una tolva mezcladora reduciría su eficiencia. La bomba química siempre debe estar apagada durante los viajes. Si una bomba dosificadora no está disponible, la solución de secuestrante de oxígeno puede ser añadida directamente desde un bidón, a través de una manguera que se extiende por debajo de la superficie del lodo. Siempre debe añadirse lo más cerca posible de la succión de la bomba, no en la zaranda. Evitar el o con el aire porque esto podría reducir su eficiencia. [4]
Secuestrante de H2S con óxido de zinc. Éste es un compuesto de óxido de cinc especialmente molido, de área superficial grande, que se usa como secuestrante de sulfuro de hidrógeno en los fluidos de perforación. El óxido de cinc debería ser sometido a una prueba piloto antes de ser añadido a los lodos base aceite o base sintético, porque puede exigir mayores cantidades de emulsificantes y agentes de humectación. El gas de sulfuro de hidrógeno que se disuelve en la fase acuosa de un lodo constituye la causa principal de la fisuración por acción del sulfuro de hidrógeno bajo tensión (SSC) y de la ruptura por absorción de hidrógeno en los aceros vulnerables.
El óxido de cinc secuestra los sulfuros para formar sulfuro de cinc, un producto insoluble a un pH de aproximadamente 3 o más alto. Esto asegura una eliminación permanente. La única excepción sería el caso muy improbable en que el pH del lodo cayera por debajo de 3 (durante la acidificación). Zn2+ + S2- → ZnS ↓
82
Con el gas ácido neutralizado y precipitado, el riesgo de corrosión por sulfuro es más bajo. Los niveles de pretratamiento recomendados son de 1 a 2 lb/bbl. Los compuestos de cinc como el óxido de cinc puede causar la floculación y el aumento de la viscosidad; el cinc es más soluble a niveles de pH mayores que 11.5, posiblemente causando la floculación. Esto es especialmente problemático en los lodos no dispersos. Pruebas piloto deberían ser realizadas para evitar problemas en todos los casos. Los lodos no dispersos que no toleran satisfactoriamente un pH 10,5 o mayor deberían ser dispersos antes de perforar zonas que contienen sulfuro de hidrógeno. Debido a su molienda fina, el óxido de cinc puede aumentar la viscosidad de los lodos que tienen altas concentraciones de sólidos de baja gravedad específica. Si se usa una centrífuga sobre un lodo que contiene óxido de cinc, ésta desechará el óxido de cinc. Adiciones de óxido de cinc serán requeridas para compensar este efecto. [4]
Inhibidor de incrustación SI- 1000TM. Los inhibidores de incrustación son usados para limitar la precipitación y deposición de incrustaciones minerales sobre las superficies metálicas. El SI-1000TM es un inhibidor de incrustación de fosfato orgánico que ha resultado eficaz para reducir los problemas de incrustaciones en las aplicaciones de perforación. El tratamiento inicial en el lodo de perforación es de 1 galón por 200 bbl de lodo. En general, los tratamientos de mantenimiento de 5 galones por turno son adecuados para controlar las incrustaciones. [4]
Bactericidas. La reducción de sulfatos a sulfuros por la bacteria Desulfovibrio desulfuricans puede producirse en los fluidos de perforación, y especialmente en los lodos y fluidos de empaque almacenados, resultando en una fuente de sulfuro de hidrógeno. Estas
83
bacterias son activas en ambientes de bajo contenido de oxígeno como el agua dulce de preparación mal aireada, el agua salobre o las aguas de mar dentro del rango de pH de 5.5 a 8.5. Como las posibilidades de daños causados por las bacterias reductoras de sulfato son más altas en los fluidos de empaque o lodos almacenados, se recomienda con insistencia el uso de un microbiocida para controlar estas bacterias. [4]
Aminas. Las aminas formadoras de película son inhibidores de corrosión eficaces en los ambientes de fluidos de perforación. Tienen la capacidad de desplazar el agua en los tanques y las fisuraciones por fatiga en las superficies metálicas. Su estructura química les permite absorberse físicamente sobre las superficies metálicas, formando una película protectora humectada por aceite. Son más eficaces cuando son aplicadas directamente a la tubería de perforación, pero también pueden ser eficaces cuando son aplicadas mediante un tratamiento por baches o uniforme. La tubería debe mantenerse sin incrustaciones y estar provista de un revestimiento superficial. La película orgánica tiende a “impermeabilizar” el acero. Habrá situaciones en que se requerirá un “hidrochorro abrasivo” (chorro de agua a gran presión) para eliminar la herrumbre y las incrustaciones antes de aplicar el producto. Las aminas no pueden proteger por debajo de las incrustaciones y los cauchos protectores de las tuberías. Si las celdas de concentración por debajo de las extremidades de los cauchos protectores de las tuberías presentan problemas, el sistema debería ser tratado continuamente con secuestrantes de oxígeno. [4]
2.2.11.
Producto A
El fluido endulzante o producto A, es un residuo industrial de una empresa ferrominera del estado Bolívar en Venezuela, encargada de la extracción, 84
transformación y comercialización de bauxita y alúmina, compuestos que representan la principal materia prima del aluminio primario. Este residuo es una mezcla de agua y sólidos rico en óxidos metálicos como hierro, aluminio y sodio, es un lodo de color ladrillo con una densidad desconocida y una alta basicidad
(pH
=
13.96)
con
una
concentración
de
sólidos
de
aproximadamente 50 %.
El lodo generado por la empresa no contiene mercurio (Hg), hace aproximadamente unos 15 años se observó en el proceso presencia de mercurio proveniente de la soda cáustica contaminada en los buques durante el transporte de la misma, lo cual fue solventado en su momento. Tampoco este lodo se le ha detectado presencia de Arsénico ni cromo, sin embargo, si contiene galio.
En el trabajo de investigación presentado por el ingeniero Carlos Álvarez llamado “Estudio experimental de un fluido para el endulzamiento del gas natural en la estación de flujo el carito, estado Monagas”, demostró que el producto A, o como él lo llamo en su trabajo, pasivo 1, con concentraciones de sólidos superiores al 20 % tiene un comportamiento pseudoplastico y para concentraciones muy diluidas se comporta como un fluido newtoniano.
Adicionalmente en el trabajo de investigación se demostró que la mayoría de los compuestos presentes en el residuo industrial son capaces de reaccionar con las fracciones de H2S y CO2 presentes en el gas natural de la estación de flujo teniendo una eficiencia de las remociones químicas por parte del fluido endulzante de 100 % para el H 2S y 97 % para el CO2. [1]
85
2.2.12.
Producto B
El Producto B, (figura 2.8), es una arcilla no hinchable cuyas capas unitarias están fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar en las capas. El producto B tiene una capacidad de intercambio catiónico relativamente baja (de 5 a 15 meq / 100 g). Esta arcilla se encuentra comúnmente como componente menor a moderado (5 a 20 %) de las rocas sedimentarias tales como las lutitas y las areniscas. Entre sus propiedades físicas se conocen que esta arcilla es de grano fino de color blanco con una densidad relativa o gravedad especifica de 2.6. Tiene una excelente plasticidad y contiene 23.8 % de cuarzo y feldespato. En Venezuela todos los depósitos comerciales del producto B se ubican a lo largo de una extensa zona de Bolívar nororiental, asociados con rocas precámbricas intensamente meteorizadas y lateritizadas. Tres grandes áreas poseen las reservas más importantes del producto B: Depósitos ubicados al Oeste del Río Caroní: Se ubican cuatro yacimientos de la arcilla de calidad comercial, La Margarita, San Rafael, Santa Rita y Nuevo Mundo. Todos los yacimientos son de tipo residual, producto de la alteración del génesis feldespáticos del Complejo Imataca. Región del Kilómetro 88: Guarda posiblemente, las mayores reservas de producto B del Estado Bolívar. Todos los depósitos se asocian con niveles de intensa meteorización de secuencias dioríticas y graníticas del Complejo de Supamo, el cual cubre una considerable extensión de Bolívar nororiental. Estudios geológicos detallados realizados a lo largo de la zona, indican que los depósitos constituyen extensos mantos residuales en o con rocas metamórficas laterizadas y en muchos casos cubiertos por sedimentos jóvenes del Río Cuyuní. El espesor de los mantos puede superar los 30
86
metros, y por lo general, la mena está constituida exclusivamente por moscovita, cuarzo anatasa y clorita. Región de Upata: Los depósitos de la región son pequeños si se les compara con otros distritos del
Estado Bolívar, y se encuentran
estrechamente asociados con gneises félsicos granulíticos del Complejo de Imataca. En parte son productos de alteración de los gneises feldespáticos y en otros se han producido por silicificación de bauxita. Algunos depósitos se presentan asociados con capas residuales de óxido de Manganeso. En este caso es posible que la roca madre haya sido en parte, una gondite granatífera, tal y como se identifica en la localidad de Santa Rosa. El producto B de Upata es explotado extensamente y usado en la industria de la cerámica y refractarios de la zona de Puerto Ordaz. Los principales depósitos se ubican en el Cerro Copeyal y San Lorenzo, aun cuando existen otros pequeños de menor importancia en Cerro Toro, Monte Cristo, Cerro Once y Cerro Santa Rosa.
[10]
Figura 2.8. Producto B. [Fuente Propia]
87
CAPÍTULO III METODOLOGÍA Viloria, L. (2012) explica que en la estructura de una tesis de grado de tipo experimental, el Capítulo 3 comprende el desarrollo del trabajo, cuyas partes debe contener: El procedimiento experimental, la descripción de los materiales y equipos, datos obtenidos en forma de tablas y las muestras de cálculo; todo esto utilizando una redacción técnica, sencilla, clara y concreta que permita al lector comprender los resultados obtenidos.
En este sentido el desarrollo de la presente investigación se basa en los procedimientos realizados para el cumplimiento de cada objetivo planteado, de la siguiente manera:
3.1. CARACTERIZAR LOS SÓLIDOS DE LA MEZCLA DE UN FLUIDO ENDULZANTE
DESHIDRATADO
DEFINIENDO
SU
DENSIDAD
Y
GRAVEDAD ESPECÍFICA O DENSIDAD RELATIVA El fluido endulzante en su estado original se encuentra como una mezcla de agua y sólidos (Figura 3.1), por lo que para el desarrollo de este objetivo se procedió a su deshidratación para así obtener los sólidos necesarios para la realización de las diferentes pruebas así como para la formulación de los fluidos de perforación, estos sólidos resultante se conocerán a lo largo de este trabajo como producto A.
Figura 3.1. Fluido endulzante. [Fuente Propia] El proceso de deshidratación se llevó a cabo mediante la utilización de un horno BAROID (Figura 3.2), en el cual se introdujo la muestra del fluido endulzante durante un período de 12 horas a una temperatura de 450 °F. Una vez deshidratada la muestra de fluido se procedió a la pulverización del solido resultante mediante la utilización de un mortero.
Figura 3.2. Horno BAROID.
89
[Fuente Propia]
Para el cálculo de la gravedad especifica o densidad relativa del producto A, se utilizó el principio de Arquímedes, el cual establece que “Un cuerpo total o parcialmente sumergido en un fluido en reposo, recibe un empuje de abajo hacia arriba igual al peso del volumen del fluido que desaloja”.
Partiendo
de este
principio se
realizó
el
procedimiento
experimental mostrado en el apéndice A para el cálculo de la gravedad específica y densidad del producto A.
Todo lo descrito anteriormente se realizó con el fin de conocer la gravedad específica o densidad relativa del producto A, necesario para la realización de los respectivos balances de masa para la formulación de los fluidos de perforación.
3.2. ESTUDIAR
LA
APLICABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA Los compuestos utilizados son seleccionados debido a su abundancia en la naturaleza y con el fin de reducir el uso de los diferentes aditivos comerciables (bentonita, barita y carbonato de calcio) y que las operaciones de perforación sean cada vez más rentable. Entre los compuestos seleccionados se encuentra:
Sólidos del fluido endulzante o producto A, este representa un contaminante industrial de alta basicidad rica en óxidos metálicos como hierro, aluminio y sodio.
Producto B, una arcilla blanca no hidratable cuyas capas unitarias están fuertemente ligadas con enlaces de hidrogeno. Esta arcilla se encuentra en componente de las rocas sedimentarias, es muy utilizada en la industria de la cerámica y posee con una gravedad específica o densidad relativa de 2.6.
90
Debido a que se desconoce el comportamiento de los diferentes compuestos en los fluidos de perforación, se procedió a realizar diferentes estudios para así poder conocer su aplicabilidad en los mismos.
3.2.1.
Estudio
del
producto
A y Producto
B como
aditivo
viscosificante Para evaluar el funcionamiento de los compuestos en estudio como aditivo viscosificante y posible sustituto de la bentonita, es necesario conocer su rendimiento, así como también las propiedades reológicas que pueda o no presentar los mismos, ya que esto permitirá definir la capacidad de suspensión que podrá tener cada uno de ellos.
Para poder determinar el uso adecuado de los sólidos fluido endulzante o producto A, se procedió inicialmente a estudiar su rendimiento como posible sustituto de la Bentonita Sódica, la cual es usada normalmente como viscosificante en la formulación de fluidos de perforación base agua. Para el estudio del rendimiento se prepararon fluidos con porcentajes en peso del producto A de 3, 5, 7 y 9 %, para posteriormente medirle la viscosidad aparente mediante la utilización del viscosímetro rotatorio FANN. Una vez obtenido estos valores se procedió a la realización de la gráfica de rendimiento, en la cual se pudo observar que el producto A no aportaba valores adecuados de viscosidad aparente, por lo que se procedió a la realización de relaciones de Bentonita / Producto A en base a 7 % en sólidos para así obtener las propiedades reológicas deseadas y de esta manera disminuir el uso de bentonita en la formulación de fluidos nativos. Este fluido resultante se conocerá en el resto del trabajo como fluido nativo A.
91
Sabiendo que los fluidos nativos convencionales se formulan con un 7 % en peso de bentonita y que esto representa el 100% de sólidos que se encuentra en este tipo de fluido, se buscaron relaciones de Bentonita y Producto A que proporcionen las propiedades reológicas adecuadas para la suspensión y acarreo de sólidos en condiciones operacionales disminuyendo así el uso de la bentonita. En la tabla 3.1 se muestran las relaciones de porcentaje en peso de bentonita y producto A usados para la formulación del fluido nativo A en base a 7 % en peso de sólidos. Tabla 3.1. Porcentaje en peso de bentonita y producto A en base a 7 % en peso de sólidos.
% Bentonita
Bentonita (gr)
% Producto A
Producto A (gr)
50
12.7414
50
12.6772
60
15.2897
40
10.1417
70
17.8379
30
7.6063
40
10.193
60
15.212
Para el caso del producto B como se conoce que posee poca capacidad de hidratación o hinchamiento debido a que las capas unitarias están fuertemente ligadas con enlaces de hidrogeno no se le determinó rendimiento, sin embargo, se determinó la reología realizando el mismo procedimiento que se realizó para el producto A con las relaciones de bentonita, pero en este caso con el producto B. Este fluido resultante se conocerá como fluido nativo B.
Finalmente se prepara un fluido nativo convencional en base a 7 % en peso de bentonita, con la finalidad de realizar una comparación de las propiedades reológicas obtenidas con los aditivos no convencionales y el convencional.
92
3.2.2.
Estudio
del
producto
A y Producto
B como
aditivo
densificante Para evaluar el funcionamiento de los aditivos en estudio como densificante, es necesario conocer la mayor concentración de sólidos que un fluido en base a 7% en peso de bentonita es capaz de soportar para así obtener el valor máximo de densidad que el aditivo en estudio puede aportar sin flocular el fluido de perforación.
Para el caso del producto A como densificante se pudo observar que al alcanzar una densidad de 9.2 lpg el fluido se floculo, por lo tanto su aplicabilidad como densificante se descartó.
Para el desarrollo de este objetivo se prepararon siete fluidos nativos con un 7 % en peso de bentonita, para posteriormente densificar con el producto B en estudio hasta alcanzar las densidades de 8.9, 9, 9.2, 9.3, 9.5, 9.7 y 10 lpg. A cada uno de estos fluidos densificados se le midieron las propiedades reológicas y tixotrópicas con la finalidad observar cualquier cambio en ellas ante el aumento de la densidad.
Además se prepararon 14 fluidos nativos con 7 % en peso de bentonita y se densificaron siete con barita y siete con carbonato de calcio, con el objetivo de realizar una comparación de las propiedades reológicas y tixotrópicas obtenida con estos fluidos y los fluidos densificados con el producto B.
Las propiedades reológicas y tixotrópicas se midieron siguiendo el procedimiento experimental explicado en el apéndice A, así como también la medición de la densidad.
93
3.3. EXPERIMENTAR CON LOS SÓLIDOS DEL FLUIDO ENDULZANTE COMO
ADITIVO
INHIBIDOR
DE
CORROSIÓN
EN
FLUIDOS
DE
PERFORACIÓN BASE AGUA Para el desarrollo de este experimento se utilizó un reactor de alta presión y alta temperatura que se encuentra disponible en el Centro de Investigaciones y Tecnología de Oriente (CITO) esquematizado en la figura 3.3. Debido a que el producto A es altamente caustico se preparó una mezcla de aguaproducto A con un 40 % en sólidos, con el fin de neutralizarla para luego separar los sólidos de esta mezcla y evaluar su uso como aditivo en fluidos de perforación y determinar si existe variación en sus propiedades fisicoquímicas.
Figura 3.3. Diagrama del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR).[Fuente Propia] La neutralización de las muestras de sólidos de producto A se llevó a cabo siguiendo experimental señalado en el apéndice A, inicialmente se preparó un fluido con un 40 %
en peso del producto A; este fluido se
introdujo en el cilindro del reactor y se hizo pasar una corriente de CO2 a una presión de 100 lpc y a una temperatura de 70 °F durante un periodo de 1 hora con una agitación de 200 RPM hasta alcanzar un pH de 7 generando una concentración final de 124 ppm de CO 2 presentes en el fluido. Al finalizar el periodo de neutralización, se extrajo el fluido del reactor y se llevó al horno 94
Baroid con la finalidad de deshidratar la muestra y obtener los sólidos del producto A ya neutralizados; luego con un mortero se procedió a su pulverización para así poder formular fluidos de perforación y observar si hay algún cambio en las propiedades reológicas, tixotrópicas y de filtrado entre estos fluidos y los formulados con el producto A sin neutralizar; además se analizó si existe un cambio en la alta basicidad que muestra originalmente el producto A en su estado original. Posteriormente se experimentó con el fluido nativo A con la finalidad de evaluar el comportamiento del mismo ante un agente contaminante y corrosivo como lo es el CO2, y así poder observar si el producto A aún mantiene su capacidad como secuestrante anticorrosivo cuando se encuentra en la formulación de un fluido de perforación y así comprobar la resistencia de este ante la contaminación por CO2. Todo el proceso de contaminación del fluido nativo A con CO2 se llevó a cabo en el reactor de alta presión y alta temperatura, con una presión de CO2 de 100 lpc durante un periodo de 15 min con una agitación de 200 RPM y una temperatura de 70 °F generando una concentración final de 29 ppm de CO2; para el cálculo de los ppm de gas presente en el lodo se aplico la ley de los gases ideales siguiendo el procedimiento experimental explicado en el apéndice B. Al finalizar este proceso se extrajo el fluido del reactor y se llevó hasta el laboratorio de perforación para así poder realizar el estudio de las propiedades reológicas, tixotrópicas y de filtrado. Todas estas propiedades se compararon con los resultados obtenidos en el objetivo 2 donde se realizó el estudio de las propiedades reológicas y tixotrópicas de fluido nativo A sin contaminar y así poder observar la variación de las propiedades en el fluido contaminado. También se experimentó con tres muestras de fluido nativo A densificado a 9.5 lb/gal con producto B, carbonato de calcio y barita
95
respectivamente las cuales se contaminaron en el reactor con el mismo procedimiento explicado anteriormente pero con una concentración de CO2 de 27 ppm y luego se realizó el estudio de las propiedades reológicas, tixotrópicas y de filtrado en el laboratorio de perforación. Adicionalmente se prepararon tres fluidos nativos A densificados a 9.5 lb/gal sin contaminar, para así realizar una comparación con de las propiedades del fluido contaminado y poder observar la variación de las propiedades reológicas, tixotrópicas y de filtrado. 3.4. FORMULAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN A PARTIR DE LOS DIFERENTES ADITIVOS NO CONVENCIONALES ESTABLECIENDO UNA COMPARACIÓN CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES Luego de conocer el funcionamiento de cada uno de los aditivos en el objetivo 2, se procedió a formular fluidos de perforación teniendo como aditivos cada uno de los compuestos de acuerdo a su aplicación, definiendo además sus propiedades , reológicas, tixotrópicas, químicas y los espesores de revoque que presentarían en condiciones normales de perforación. Para el caso del producto A, se formuló un fluido nativo A con la finalidad de realizar el estudio de las propiedades reológicas, tixotrópicas, química y de filtrado. De igual forma se formuló un fluido nativo en base a 7 % en peso de bentonita para poder realizar una comparación de las propiedades aportada por ambos fluidos. Durante el estudio del producto B en el objetivo 2 se pudo observar que su principal función es como aditivo densificante, por lo tanto en esta etapa se seleccionaron cuatro densidades (9, 9.5, 9.7 y 10 lpg) para de esta manera formular 12 fluidos nativos en base a 7 % en peso de bentonita y densificar cuatro con barita, cuatro con carbonato de calcio y cuatro con el producto B con la finalidad de realizar el estudio de las pérdidas de filtrado y
96
espesor de revoque; y así complementar los resultados reológicos obtenidos en el objetivo 2. Finalmente el producto B se utilizó para densificar fluidos viscoelásticos, poliméricos
y
lignosulfonato
para
de
esta
manera
comprobar
su
compatibilidad con este tipo de fluidos. También se densificaron estos fluidos con carbonato de calcio con el fin de realizar una comparación de las propiedades fisicoquímicas y revoque. Para la formulación de los fluidos de perforación de tipo viscoelástico, poliméricos y de lignosulfonato se utilizaron los aditivos presentados en las tablas 3.2, 3.3 y 3.4 respectivamente.
Tabla 3.2. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas viscoelástico y su respectivo tiempo de agitación. Aditivos
Concentración
Agua Fresca Barazan PAC LV KOH Aldacide CaCO3 Producto B
331 cc/bbl 1.5 lb/bbl 5 lb/bbl 0.15 lb/bbl 0.5 cc/bbl 50 lb/bbl 50 lb/bbl
Tiempo de agitación (min) 0 30 25 10 15 10 10
Tabla 3.3. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas polimérico y su respectivo tiempo de agitación. Aditivos
Concentración
Agua fresca KCl Duo-Vis KOH Pac-UL CaCO3 Producto B
310 cc/bbl 15 Lb/bbl 1.3 lb/bbl 0.15 lb/bbl 3 lb/bbl 80 lb/bbl 80 lb/bbl
97
Tiempo de agitación (mín) 0 15 30 15 25 10 10
Tabla 3.4. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas lignosulfonato y su respectivo tiempo de agitación. Aditivos
Concentración
Agua M-I GEL NaOH Spercene CF Tanathin Pac-R Producto B CaCO3
186 cc/bbl 136 cc/bbl 0.75 lb/bbl 8 lb/bbl 4 lb/bbl 1 lb/bbl 75 lb/bbl 75 Lb/bbl
Tiempo de agitación (mín) 0 20 15 20 20 25 10 10
Adicionalmente durante esta etapa a los fluidos formulados de tipo poliméricos, viscoelásticos y de lignosulfonato densificados se le realizaron los respectivos análisis reológicos a 120 °F, debido a que a esta temperatura normalmente se empieza a notar la degradación de los aditivos por efecto de la misma.
3.5. EVALUAR
LA
VIABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES ANTE CONTAMINACIONES, COMPARÁNDOLOS CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES. La contaminación en fluidos de perforación es uno de los factores que se toman en cuenta en la escogencia de los fluidos de perforación. Los contaminantes más comunes en la perforación de pozos son el cemento y la sal presente en agua o domos salinos. Estos contaminantes traen en el fluido de perforación problemas relacionados con la floculación que a su vez produce la pérdida de filtrado, pega de tuberías, atascamiento de la mecha además de geles excesivos
Durante esta etapa los fluidos formulados en la entapa anterior con los aditivos no convencionales se contaminaron con 5 gr/bbl de cemento y sal. Adicionalmente también se contaminaron fluidos convencionales con el fin de
98
realizar un análisis comparativo y así determinar si los aditivos en estudios ofrecen resistencia ante estos contaminantes.
A estos fluidos contaminados se le realizaron análisis reológicos y pruebas de filtración API, con el fin de estudiar la viabilidad de la aplicación de estos aditivos en la formulación de fluidos de perforación. Adicionalmente se realizo un análisis económico con el fin de evaluar la viabilidad en la utilización de los aditivos en estudio en comparación con aditivos comerciales.
99
CAPÍTULO IV ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS La optimización de los fluidos de perforación, dependiendo de las características de cada formación donde estos serán aplicados, han generado innumerables estudios y avances en esta área. En este caso se procedió a estudiar el producto A y Producto B como aditivos en la formulación de fluidos de perforación. Durante este trabajo se analizaron las propiedades reológicas que requiere el fluido bajo distintas condiciones comparando con los fluidos de perforación formulados con aditivos convencionales con el fin de buscar la reducción de costos.
4.1. CARACTERIZAR LOS SÓLIDOS DE LA MEZCLA DE UN FLUIDO ENDULZANTE
DESHIDRATADO
DEFINIENDO
SU
DENSIDAD
Y
GRAVEDAD ESPECÍFICA O DENSIDAD RELATIVA Inicialmente el producto A en sus condiciones originales se encuentra como una mezcla de agua con un porcentaje de sólidos sin definir. Este fluido representa un residuo de una empresa, lo que conlleva a un daño muy grande al ambiente y al ecosistema.
El ingeniero Carlos Álvarez
[1]
demostró en su trabajo de grado en la
Universidad de Oriente que este fluido es capaz de neutralizar gases corrosivos como por ejemplo: gas natural con contenido de H 2S y CO2. La problemática era el residuo resultante, y su uso posterior en la industria. Por esta razón en este trabajo de investigación se ha propuesto el uso de los sólidos del producto A como aditivo de fluidos de perforación.
Inicialmente el fluido endulzante se introdujo en el horno Baroid con el fin de deshidratar la muestra y obtener las fracciones sólidas. Una vez
alcanzado los 415°F a 3 horas de ser encendido el horno, la muestra empezó a secarse y se dejó aproximadamente 24 horas de reposo. Una vez finalizado este tiempo se retiro el recipiente del horno, ya con la muestra totalmente seca (Figura 4.1), se procedió a ser triturada con un mortero con el fin de eliminar los trozos conglomerados e irregulares. El sólido resultante es de color rojo muy fuerte con una alta basicidad y de grano fino. Este procedimiento se repitió hasta obtener aproximadamente 2 kilogramos de sólidos pertenecientes al fluido endulzante; a estos sólidos se le llamó a lo largo del desarrollo del trabajo de investigación como producto A.
Figura 4.1. Muestra sacada del horno totalmente seca.
[Fuente Propia]
El producto A es de características desconocidas, y para la formulación de fluidos de perforación se requiere conocer la gravedad específica o densidad relativa de los sólidos a utilizar para mantener un control de la densidad del fluido.
101
Para determinar la gravedad específica de los sólidos del producto A se partió del principio de Arquímedes que afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta un empuje vertical y hacia arriba igual al peso de fluido desalojado. Por lo tanto se realizaron diez pruebas con volúmenes iniciales de agua diferentes para cada una de las muestras. Posteriormente se pesó una cantidad arbitraria de sólidos y por último se colocó la muestra en el cilindro con agua y se tomó la lectura del volumen desplazado. Esta diferencia de lecturas, representó el volumen del sólido. Estos resultados se observa en la tabla 4.1.
Tabla 4.1. Datos obtenidos para el cálculo de la densidad del producto A. Volumen del Nº cilindro lleno (ml) 1 12.4 2 8.4 3 21.2 4 12.6 5 17.8 6 15.6 7 19.4 8 19.2 9 17.2 10 17
Volumen del cilindro con grano (ml) 12.6 8.6 21.4 12.8 18.2 16 20.4 19.6 17.4 17.2
Volumen desplazado (ml) 0.2 0.2 0.2 0.2 0.4 0.4 1 0.4 0.2 0.2
Peso del grano (gr) 0.292 0.373 0.34 0.343 0.616 0.947 2.165 1.185 0.368 0.372
Densidad (g/ml) 1.462 1.866 1.70 1.715 1.541 2.369 2.165 2.963 1.84 1.684
Luego a través de un simple promedio ponderado se procedió a obtener la densidad aproximada del producto A el cual es 1.949 gr/cc. Posteriormente se calculo la gravedad especifica o densidad relativa del producto A (ver Apéndice B) la cual fue de 1.949 ya que el fluido patrón es el agua (densidad igual a 1 gr/cc) y este representa un valor cercano a la densidad relativa de la bentonita comercial 2.2, por lo cual resulta ser un valor ventajoso, ya que desde el punto de vista de peso el fluido formulado tendrá una densidad muy
102
cercana a la de un lodo nativo de iniciación, y esto supondría una reducción de costos asociados al uso de la bentonita comercial.
Este procedimiento no se realizó para el caso del producto B, ya que su gravedad específica es conocida, como se estableció en los fundamentos teóricos su gravedad específica o densidad relativa 2.6.
4.2. ESTUDIAR
LA
APLICABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA 4.2.1.
Producto A como aditivo viscosificante
Durante el estudio del rendimientodel producto A, se pudo observar que las propiedades reológicas que este aporta son muy bajas (tabla 4.2) en comparación con las propiedades proporcionadas por la bentonita sódica (tabla 4.3) así como se observa en la figura 4.2, por lo que estos sólidos no podrían sustituir a la bentonita como viscosificante, ya que al mostrar valores reológicos tan bajos, no tendrá la capacidad de suspensión necesaria para la limpieza del hoyo, así como también para la suspensión de aditivos necesarios en la formulación de fluidos más complejos.
Tabla 4.2. Propiedades reológicas de fluidos con el producto A como viscosificante.
Porcentaje en peso 3 5 7 9
Lectura de 600 rpm 3 2 3.5 4
Lectura de 300 rpm 2 3.5 2 2
Viscosidad aparente (S) 1,5 1.75 1.75 2
103
Viscosidad plástica (S) 1 1.5 1.5 2
Punto cedente (lb/100pie2) 1 0 0.5 0
Tabla 4.3. Propiedades reológicas del fluido nativo convencional. Porcentaje en peso 3 5 7 9
Lectura Lectura Viscosidad Viscosidad de 600 de 300 aparente plástica rpm rpm (S) (S) 6 4 3 2 11 6 5.5 5 26 16 13 10 73 48 36 25
Punto cedente (lb/100pie2) 2 1 6 23
Por otro lado para 5 % y 9 % en peso de los sólidos del fluido endulzante el punto cedente fue de 0 lb/100Pie 2, lo cual indica que el fluido no posee la capacidad de limpieza del hoyo en condiciones dinámicas y confirma su incapacidad para la sustitución de la bentonita.
40
Viscosidad Aparente (S)
35 30 25 20
Fluido con del Rendimiento Producto A Producto A
15
Fluido con Rendimiento de la Bentonita Bentonita
10 5 0 0
2
4 6 Porcentaje en peso (%)
8
10
Figura 4.2. Rendimiento del fluido nativo en peso de bentonita y del fluido de producto A. Ya que se busca la disminución de costos de las operaciones de perforación y al ver la incapacidad del producto A para la sustitución de la bentonita como viscosificante, se realizaron relaciones de Bentonita / 104
producto A en base a 7 % en sólidos, para así buscar una relación que permita disminuir el uso de bentonita y que a su vez aporte las propiedades reológicas necesarias, a este fluido se le conocerá como fluido nativo A.
En la tabla 4.4 se observan las diferentes proporciones analizadas y se puede observar que las propiedades reológicas aumentan muy poco con concentraciones de bentonita menores al 70 %, a partir de este punto se observa un aumento considerable en comparación a los porcentajes anteriores.
Tabla 4.4. Propiedades reológicas de muestras de fluido con porcentaje en sólidos de bentonita / producto A en base al 7%.
Bentonita / Producto A (%) 50/50 40/60 60/40 70/30 Peso de Bentonita (gr) Peso del producto A (gr) Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
12.741 12.677
10.193 15.212
15.2897 10.142
17.835 7.606
7,5 4 3.5 3.75
7 3 4 3.5
11 6.5 4.5 5.5
13 7 6 6.5
0.5
1
2
1
Aun con estas concentraciones no se obtienen las propiedades reológicas necesarias, por lo que se seleccionó el lodo con concentraciones 70 % de bentonita y 30 % del producto A y se le procedió a agregar un 10 % en peso de bentonita adicional para observar el comportamiento de las propiedades reológicas incrementando el porcentaje de sólidos del lodo a más del 7 %; y se pudo notar un aumento considerable pero aun en este punto la reología no es exactamente igual a la obtenida solo usando bentonita (tabla 4.3), por lo que se agrega otro 10 % en peso de bentonita, y
105
así se pudo alcanzar las propiedades reológicas deseadas, como se observa en la tabla 4.5, es importante destacar que el 20 % agregado repercute en el porcentaje de sólidos final con 90 % el peso de bentonita y un 30 % en pesor del producto A. Al agregar estos porcentajes adicionales de bentonita, el porcentaje en peso de sólidos agregados al fluido fue 8.38 %.
Tabla 4.5. Propiedades reológicas de muestras de fluido nativo A con porcentaje adicional de bentonita. Bentonita Adicional (%) 10 10 Peso Adicional de bentonita (gr) Peso total de Bentonita (gr) Peso de Producto A (gr) Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
2.5498
2.5498
20.3862 7.6063 20 11 9 10 2
22.9346 7.6063 26 15 11 13 4
Como se observa en la tabla 4.5, fue necesario el uso de un 20 % en peso de bentonita adicional para obtener parámetros reológicos necesarios para un fluido nativo de iniciación, este 20 % adicional de bentonita repercutió en un aumento en la concentración de sólidos de 7 % a 8.3 % aproximadamente.
Con esta relación se pudo disminuir el uso de bentonita debido que para la formulación de un barril de laboratorio de un fluido nativo de iniciación de 7 % en peso de bentonita son necesarios gastar 25.4828 lb y para el fluido nativo A se requiere el uso de 22.9346 lb, esto representa un reducción del 10.0582 % del uso de la bentonita comercial y lo que se traduce en una
106
disminución del uso de bentonita en fluidos nativos o de iniciación y a su vez disminución de costos en las operaciones de perforación. 4.2.2.
Producto B como aditivo viscosificante
Como se establecen en los fundamentos teóricos el producto B (figura 4.3) es una arcilla de dos capas no hidratable por lo que su uso como viscosificante no proporciona la reología necesaria para mantener las condiciones óptimas del pozo en condiciones dinámicas, por lo que se realizó un estudio con diferentes proporciones de Bentonita / Producto B en base a 7% en peso, al igual que se realizó con el producto A, esto con la finalidad de disminuir el uso de bentonita.
Figura 4.3. Producto B. Se inició en este caso con una proporción de bentonita y producto B del 70 y 30 % respectivamente, ya que este fue la proporción encontrada para el caso del fluido nativo A. En la tabla 4.6, se puede observar los valores de las propiedades reológicas con la presencia de la bentonita, a su vez se observa que con esta concentración de Bentonita / producto B no se obtuvieron las propiedades reológicas deseadas generadas solo por el fluido nativo de 7 % en peso de bentonita observadas en la tabla 4.3.
107
Tabla 4.6. Propiedades reológicas de muestras de fluido nativo B en base al 7% en sólidos. Bentonita / producto B (%) 70 / 30 Peso de Bentonita (gr) 17.8350 Peso de producto B (gr) 7.6779 Lectura - Fann 600 RPM 14 Lectura - Fann 300 RPM 8 Viscosidad plástica (s) 6 Viscosidad aparente (s) 7 2 Punto cedente (lb/100pies ) 2 Debido a que se observó que el fluido nativo B no alcanzaba la propiedades reológicas de un fluido de iniciación se procedió a añadirle un 20% adicional de bentonita como se realizó con el fluido nativo A, hasta alcanzar valores reológicos aceptables dentro de la formulación de un fluido de perforación, los resultados obtenidos se observa en la tabla 4.7.
Tabla 4.7. Propiedades reológicas de muestra de fluido nativo B con porcentaje adicional de bentonita. Porcentaje adicional de Bentonita (%) 20 Peso Adicional de bentonita (gr) Peso total de Bentonita (gr) Peso producto B (gr) Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
108
5.0996
22.9346 7.6779 26 15 11 13 5
Debido a que el sólido del producto B es una arcilla de dos capas y tiene una nula capacidad de hinchamiento o hidratación y además de poseer una gravedad especifica igual al carbonato de calcio, se procederá al estudio como aditivo densificante y se descartó su aplicación como aditivo viscosificante.
4.2.3. Producto A como aditivo densificante Cuando se procedió a estudiar los sólidos del producto A como aditivo densificante se observó que al densificar a 9.2 lpg el lodo se flocula como se observa en la figura 4.4, por lo tanto el producto A no puede ser aplicado para dar peso al lodo, ya que grandes cantidades de este compuesto en el sistema, trae problemas relacionados con la floculación del fluido de perforación.
Figura 4.4. Fluido nativo densificado a 9.2 lpg con el producto A.
109
4.2.4.
Producto B como aditivo densificante
Retomando lo que establecen los fundamentos teóricos, el Producto B es una arcilla no hinchable cuyas capas unitarias están fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar entre las capas. El producto B no contiene cationes entre capas ni tiene cargas superficiales porque no se produce casi ninguna sustitución en las hojas tetraédricas u octaédricas.
Debido a lo anteriormente explicado, ya que esta arcilla no reacciona ni se hincha, se propuso como un agente densificante, ya que su gravedad especifica o densidad relativa es de 2.6 siendo igual que el carbonato de calcio, por lo que se le realizaron estudios del comportamiento reológico de fluidos nativos de 7 % en peso de bentonita densificados con producto B y se comparó con fluidos nativos densificados con carbonato de calcio y barita. En la tabla 4.8 se observa la variación de las propiedades reológicas con el aumento de la densidad utilizando como aditivo densificante el producto B.
Tabla 4.8. Propiedades reológicas y tixotrópicas de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con producto B. Densidad (lb / gal) 8.9
9
9.2
9.3
9.5
9.7
10
Lectura - Fann 600 RPM
34
39
40
47
55
59
76
Lectura - Fann 300 RPM
22
26
26
31
36
39
52
Viscosidad plástica (s)
12
13
14
16
19
20
24
Viscosidad aparente (s)
17
19.5
20
2
10
13
12
15
17
19
28
Gel 10’’ (lb/100pies )
8
8
10
17
20
26
41
Gel 10’ (lb/100pies2)
20
22
24
33
37
44
61
Punto cedente (lb/100pies ) 2
110
23.5 27.5
29.5 38
Adicionalmente en la tabla 4.9 y 4.10 se observa los valores reológicos y tixotrópicos de los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita, con el fin de realizar un análisis comparativo del producto B con respectos a los densificantes actualmente más usados en la industria.
Tabla 4.9. Propiedades reológicas y tixotrópicas de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con carbonato de calcio. Densidad (lb / gal) 8.9 9 9.2 9.3 9.5 Lectura - Fann 600 RPM 32 35 39 41 44 Lectura - Fann 300 RPM 20 23 24 26 27 Viscosidad plástica (s) 12 12 15 15 17 Viscosidad aparente (s) 16 17.5 19.5 20.5 22 Punto cedente (lb/100pies2) 8 11 9 11 10 2 3 4 4 4 5 Gel 10’’ (lb/100pies ) 15 16 18 19 20 Gel 10’ (lb/100pies2)
9.7 48 30 18 24 12 6 26
10 60 39 21 30 18 8 30
Tabla 4.10. Propiedades reológicas y tixotrópica de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con barita.
8.9 9 Lectura - Fann 600 RPM 30 35 Lectura - Fann 300 RPM 18 21 Viscosidad plástica (s) 12 14 Viscosidad aparente (s) 15 17.5 Punto cedente (lb/100pies2) 6 7 Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
3
3
10
18
111
Densidad (lb / gal) 9.2 9.3 9.5 9.7 10 37 40 41 43 45 23 26 25 26 28 14 16 16 17 17 18.5 20 20.5 21.5 22.5 9 10 9 9 11 4 6 7 8 11 20 23 20 21 24
Durante el estudio del producto B como aditivo densificante, se observó que para densidades igual a 10 Lpg el fluido ha alcanzado el estado de floculación debido al cambio abrupto que se observa en las propiedades reológicas y tixotrópicas entre la densidad de 9.7
y 10 lpg. Además se
observa un aumento brusco de las propiedades tixotrópicas con respecto a los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita (tablas 4.9 y 4.10) lo que traería complicaciones relacionadas a pérdidas de filtración excesivas y revoques gruesos. Debido a esto se determinó que el valor máximo a la cual un fluido nativo puede ser densificado con este aditivo es hasta densidades menores a 10 Lpg.
En la figura 4.5 se observa que a medida que la densidad aumenta la viscosidad aparente aumenta, por lo tanto se sabe que la densidad es directamente proporcional a la viscosidad aparente. La viscosidad aparente está relacionada a la máxima cantidad de sólidos arcillosos que puede aceptar una mezcla de agua bentonita sin alcanzar el estado de la floculación. Por lo que al observar los valores de la viscosidad aparente aportados por los fluidos densificados con producto B en la tabla 4.8, se puede apreciar que los mismos se encuentran un poco por encima de los observados en los fluidos densificados con los aditivos convencionales y esto se debe a que el producto B es una arcilla y aunque no tenga capacidad de hidratación es capaz de aumentar la viscosidad aparente. Este aumento se puede observar en mayor proporción al agregar mayor cantidad del producto B como se puede observar en la tabla 4.8 donde el fluido densificado a 10 lpg tiene una viscosidad aparente de 38 s muy por encima de los valores de viscosidad aportados por el fluido densificado con carbonato de calcio y barita los cuales presentaron una viscosidad aparente de 30 y 22.5 s respectivamente.
112
40
Viscosidad Aparente (s)
35 30 25
20 Producto B
15
CaCO3 10 Barita 5 0 8.8
9
9.2
9.4
9.6
9.8
10
Densidad (Lb/gal)
Figura 4.5. Viscosidad aparente de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita.
En la figura 4.6, se observa el mismo comportamiento que en el caso de la viscosidad aparente, es decir, a medida que aumenta la densidad del fluido aumenta la viscosidad plástica. En la figura se observa que para densidades mayores de 9.3 lb/gal la resistencia al flujo causado por la fricción mecánica de las partículas sólidas es mayor en el fluido densificado con producto B en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita.
113
30
Viscosidad Plastica (s)
25
20
15
Producto B CaCO3
10
Barita 5
0 8.8
9
9.2
9.4 9.6 Densidad (Lb/gal)
9.8
10
Figura 4.6. Viscosidad plástica de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita. Un aumento de la viscosidad plástica supondría un aumento del contenido de sólidos y esto realmente no ocurre en el estudio ya que tratándose de dos fluidos de una misma densidad con igual contenido de sólidos como es el caso de los fluidos densificados con el producto B y carbonato de calcio deberían presentar viscosidades plásticas similares. Un aumento de la viscosidad plástica también está relacionado con una reducción del tamaño de las partículas de los sólidos, un cambio de la forma de las partículas o una combinación de estos efectos. Cualquier aumento del área superficial total de los sólidos expuestos se reflejará en un aumento de la viscosidad plástica. Por lo tanto ya que no se le agregan sólidos adicionales al fluido y ambos densificantes poseen la misma gravedad específica
o
densidad
relativa
tendrán
114
un
porcentaje
de
sólidos
aproximadamente igual, la pequeña variación observada en la viscosidad plástica está relacionada con el tamaño de los granos.
Ahora en el caso del fluido densificado con barita, se comporta con una viscosidad plástica menor en comparación con los fluidos densificados con producto B y carbonato de calcio, debido a que la gravedad especifica o densidad relativa de la barita es de cuatro y por lo tanto para densificar a una cierta densidad se requerirá una menor cantidad de sólidos por lo tanto la fricción mecánica de las partículas sólidas asociada a la viscosidad plástica será menor en comparación a fluidos densificados con sólidos de gravedad especifica menores.
30
Punto Cedente (Lb/100 pies2)
25
20
Producto B
15
CaCO3
Barita
10
5
0 8.8
9
9.2
9.4
9.6
9.8
10
Densidad (Lb/gal)
Figura 4.7. Punto cedente de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita.
115
Como se observa en la figura 4.7, el punto cedente aumenta considerablemente para el fluido densificado con el producto B en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita. Como se sabe a medida que se incorporan sólidos inertes al sistema el punto cedente aumenta, debido a que las partículas sólidas se acercan más entre si y la atracción entre las moléculas aumenta, debido a esto entonces es lógico pensar que a medida que aumenta la densidad mayor será el punto cedente para cada fluido.
Debido a que el producto B es una arcilla, su incorporación en el fluido de iniciación, es decir agua / bentonita, como agente densificante puede ser desfavorable en esta propiedad, ya que aumenta las fuerzas de atracción y por lo tanto reduce el espacio entre las partículas trayendo como consecuencia aumento en el número de cargas dentro del sistema. Cuando se densifica a 10 lb/gal con producto B, se observan valores de punto cedente muy altos y por lo tanto ya se podría inferir que el sistema se encuentra floculado debido a la gran cantidad de arcilla presente en el sistema. En conclusión no se recomienda el uso del producto B como densificante para densidades por encima de 10 lb/gal.
También es importante acotar que si de igual forma se requiere utilizar el fluido de 10 lb/gal con el producto B, las propiedades reológicas son controlables con el tratamiento químico apropiado. Las valencias de las partículas de arcilla pueden ser neutralizadas mediante la adsorción de ciertos materiales aniónicos en el borde de las partículas de arcilla. Estas valencias residuales son casi totalmente satisfechas por productos químicos tales
como
los
taninos,
las
ligninas,
los
fosfatos
complejos,
los
lignosulfonatos y los poliacrilatos de bajo peso molecular. La carga negativa básica de la partícula de arcilla predomina, de manera que los sólidos ahora se repelen unos a otros.
116
Debido a lo explicado anteriormente el fluido densificado con el producto B tiene mayores propiedades reológicas en comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio, ya que es que posee una similar gravedad específica o densidad relativa y por lo tanto la cantidad de sólidos agregados al sistema es la misma. El fluido densificado con barita posee menores valores de punto cedente debido a que la cantidad de sólidos en el sistema es menor debido a su alta densidad, por lo tanto el espacio entre las partículas es mucho mayor en comparación con los fluidos densificados con el producto B y carbonato de calcio. La tixotropía es la propiedad demostrada por algunos fluidos que forman una estructura de gel cuando están estáticos, regresando luego al flujo cuando se aplica un esfuerzo de corte. En la figura 4.8, se muestra el comportamiento de los fluidos densificados a los 10 segundos en condiciones estáticas. Se observa además que los fluidos densificados con el producto B muestran que la fuerza requerida para romper la gelificación es mucho mayor en comparación a los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita.
La resistencia gel depende de la cantidad y del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico. Es decir que cualquier cosa que fomente o impida el enlace de las partículas, aumentará o reducirá la tendencia a gelificación de un fluido. El producto B es una arcilla y su incorporación en el fluido aumenta las fuerzas de atracción y por lo tanto reduce el espacio entre las partículas sólidas aumentando las cargas dentro del sistema, es decir fomenta el enlace de las moléculas con la bentonita y por lo tanto aumenta la gelificación del fluido densificado con el producto B, como se observa en las figuras 4.8 y 4.9.
117
45
Fuerza Gel 10'' (lb/100pies2)
40 35 30 25
Producto B
20
CaCO3
15
Barita
10 5 0 8.8
9
9.2
9.4
9.6
9.8
10
Densidad (lb/gal)
Figura 4.8. Resistencia gel a los 10 segundos de los fluidos densificados. El carbonato de calcio es un sólido inerte por lo tanto su incorporación dentro del fluido como agente densificante no afectara considerablemente sus propiedades reológicas debido a que no fomenta ni impide la formación de enlaces con las partículas sólidas. Este mismo comportamiento se muestra en la figura 4.9, se observa que la tixotropía del fluido a los 10 minutos aumenta considerablemente en fluido de perforación densificado con producto B.
La magnitud de la gelificación, así como el tipo de esfuerzo de gel, es importante en la suspensión de los recortes y del material densificante. No se debe permitir que la gelificación alcance un nivel más alto del necesario para cumplir estas funciones. Analizando el comportamiento de las curvas de la figuras 4.8 y 4.9, se observa que la diferencia entre los geles de 10 segundos y 10 minutos, es relativamente alta, por lo tanto se puede concluir que los fluidos densificados con el producto B presenta geles progresivos, esto puede ser desfavorable o no, depende de las condiciones de perforación. 118
70
Fuerza Gel 10' (lb/100pies2)
60 50 40 Producto B 30
CaCO3 Barita
20 10 0 8.8
9
9.2
9.4
9.6
9.8
10
Densidad (lb/gal)
Figura 4.9. Resistencia gel a los 10 minutos de los fluidos densificados. Es importante acotar que el esfuerzo de gel y el punto cedente son medidas de las fuerzas de atracción en un sistema de fluido. El esfuerzo gel inicial mide las fuerzas de atracción estáticas, mientras que el punto cedente mide las fuerzas de atracción dinámicas. Por lo tanto, el tratamiento que se usa para el esfuerzo de gel inicial excesivo es el mismo que para el punto cedente excesivo. Entonces si se requiere densidades altas con el producto B sus propiedades reológicas pueden ser controladas con el uso de aditivos ya propuestos anteriormente.
Debido a los valores mostrados de punto cedente (figura 4.7), resistencia gel (figura 4.8 y 4.9) fluido densificado con el producto B para una densidad de 10 lb/gal son excesivos, se puede indicar que para esta densidad el fluido se encuentra iniciando el estado de floculación, por lo tanto no se recomienda su uso para densidades mayores o igual de 10 lb/gal.
119
4.3. EXPERIMENTAR CON LOS SÓLIDOS DEL FLUIDO ENDULZANTE COMO
ADITIVO
INHIBIDOR
DE
CORROSIÓN
EN
FLUIDOS
DE
PERFORACIÓN BASE AGUA El dióxido de carbono (CO2) y sulfuro de hidrógeno (H2S) están frecuentemente presentes en el gas natural. Ambos forman una solución ácida en el agua, la cual causa floculación en las arcillas. Formaciones que contengan H2S y CO2 pueden ser perforadas fácilmente con fluidos base agua siempre que la presión de formación sea contenida por una presión hidrostática mayor que la presión de poro. contaminados
con
CO2
pueden
ser
Aún fluidos de alta densidad controlados
satisfactoriamente
proporcionando fluidos que contengan bajas concentraciones de bentonita y sólidos de perforación reactivos. Los problemas que causa la presencia de estos gases ácidos están relacionados con aumento de la corrosión, aumento la viscosidad, reducción de la densidad, reducción del pH y aumento de las pérdidas de filtrado. En trabajos de investigación anteriores se demostró que el residuo industrial en o con gases ácidos, actúa como un secuestrante y es capaz de mitigar la corrosión. Debido a estos resultados se definió al residuo industrial como fluido endulzante. Por esta razón se propuso el uso de los sólidos pertenecientes al fluido endulzante (conocidos también como producto A) como aditivo en fluidos de perforación para de esta forma poder observar si este mantiene su propiedad de secuestrante anticorrosivo sin afectar las propiedades físicas del fluido de perforación ante formaciones con contenido de CO2. En esta etapa se trabajó con CO2 a una presión de 100 psi y 70 °F, los cálculos de la concentración en ppm de este gas presente en el fluido de perforación se muestra en el apéndice B. Es importante destacar que estas condiciones son muy diferentes a las que se puede encontrar durante la 120
perforación, pero el reactor no permite aumentar la temperatura por lo que se realizo a la temperatura ambiente. Por otro lado se trabajo con CO 2 puro, esto no se encuentra durante la perforación ya que solo se podrían encontrar formaciones de gas natural con pequeñas concentraciones del mismo. Por lo que se pudo analizar el comportamiento del fluido afectado directamente con este gas acido. 4.3.1.
Neutralización del producto A a través de una corriente de CO 2.
En los fluidos de perforación no es recomendable un pH mayor a 12 para mejorar la solubilidad y el rendimiento de los productos químicos, por lo tanto se realizara este estudio con el fin de reducir la alta basicidad del producto A y si trae consigo un aporte adicional a las propiedades físicas del lodo.
En esta etapa se procedió a experimentar con un fluido de 40 % en peso de sólidos del producto A, estos se pusieron en o por 1 hora con una corriente de CO2 a una presión de 100 lpc y una temperatura de 70 °F generando con una concentración final de 124 ppm CO2 (apéndice B). Se observa en la tabla 4.11 que el pH de la muestra decreció de 13.96 a 7.20.
Tabla 4.11 Valores de pH antes y después de ser contaminados con CO2 pH Original
pH Final
PPM de CO2
Producto A (gr)
13.96
7.20
124
400
Posteriormente la muestra neutralizadas se introdujo en el horno Baroid con el fin de separar los sólidos del producto A y así observar si existía un cambio en las propiedades del lodo de perforación formulado con el producto A ya con un pH neutro (pH = 7) o neutralizado. Una vez separado el producto A del agua se midió el pH de la muestra neutralizada y se observó que el pH
121
volvía a incrementar hasta sus valores iniciales. Esto se debe a la gran cantidad de iones de sodio que se encuentran presentes en el producto A.
El CO2 en o con el agua reacciona y se transforma en acido carbónico (H2CO3) lo que a su vez reduce el pH de la muestra cuando el producto A son separados del agua que formo parte de la neutralización altera el equilibrio químico del fluido. En esta etapa una pequeña fracción del producto A neutralizado se mezcló con agua nuevamente y se observó un aumento brusco del pH lo que demuestra la gran cantidad de iones de sodio presentes en el producto A. Los iones de sodio presentes en el producto A al mezclase con el agua originan las siguientes reacciones:
Óxido de sodio + agua----------- Hidróxido de sodio. Na2O + H2O---------------2NaOH Altas concentraciones de soda caustica (NaOH) en agua pura generan valores de pH y alcalinidades de filtrado relativamente altos.
Con el producto A neutralizados de igual manera se procedió a formular un fluido de perforación con las mismas características de los fluidos que se realizaron en el objetivo anterior, es decir con un 8.38 % en peso de sólidos de bentonita y el producto A. Las propiedades reológicas de los fluidos formulados se observan en la tabla 4.12, y al
compararla con las
propiedades reológicas del lodo nativo A sin neutralizar (tabla 4.5), se puede observar que estas son muy similares, la variación que hay entre ambas es prácticamente insignificante tal como se puede ver en los valores de la viscosidad plástica; 11 s para el fluido con el producto A sin neutralizar y de 8 s para el fluido con el producto A neutralizado.
122
Tabla 4.12. Propiedades reológicas y tixotrópicas de muestra de fluido nativo A formulados con los sólidos neutralizados y sin neutralizar. Fluido nativo A neutralizado
Fluido nativo A sin neutralizar
23 15 8
26 15 11
11.5
13
7
3
7 19
5 17
10.10
11.20
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2) pH
De igual forma en el volumen filtrado se pudo evidenciar una similitud con respecto al fluido nativo A sin neutralizar, así como también en el espesor del revoque que fue para ambos casos de 2 mm como se puede observar en la figura 4.10. Tabla 4.13. Volumen de filtrado de muestra de fluido nativo A formulados con los sólidos neutralizados y sin neutralizar.
Tiempo de Filtrado API (mín)
Volumen de Filtrado (cc) Fluido Nativo A Fluido Nativo A sin neutralizado neutralizado
5 755 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm)
7.7 9 10 12.5 14.5 16.4 17.9 2
123
7.7 9 10 12.5 14.5 16.4 17.9 2
1
2
Figura 4.10. (1) Revoque de fluido con el producto A sin neutralizar; (2) Revoque del fluido con el producto A neutralizado. 4.3.2.
El producto A como inhibidor de corrosión en fluidos de
perforación Durante esta experiencia se procedió a simular el comportamiento reólogico que tendría el lodo nativo A, ya definido en el objetivo dos, ante una problemática presente en la perforación de pozos como es la presencia de gas natural con contenido de gases ácidos específicamente CO2, como se observa en la figura 4.11. Esta experiencia se realiza con el fin de determinar si los sólidos del producto A mantiene las características de inhibidor de corrosión ya estudiadas en trabajos de investigación anteriores, esta vez como aditivo en la formulación de fluidos de perforación. Uno de los tratamientos principales ante la contaminación por gases ácidos es aumentar el pH a valores mayores de 9, por lo que el pH de 11.20 demostrado por el lodo nativo A lo haría resistente a este tipo de contaminaciones que traen como consecuencia problemas operacionales referentes a la corrosión de equipos, perdidas de circulación o arremetidas.
124
Figura 4.11. Sarta de Perforación atravesando una formación con contenido de CO2 con un lodo nativo A. En la figura 4.9, se observa cómo sería la circunstancia operacional en la vida real, esta simulación se logró gracias al equipo de alta presión y alta temperatura PARR, diagramado en la figura 3.3. Inicialmente se colocó la muestra de lodo nativo A en el recipiente del equipo, simulando el hoyo posteriormente se colocó la tapa del recipiente que está constituido por un rotor (Figura A.4) que simula la sarta de perforación, una vez cerrado el recipiente se hace pasar a través de una válvula que se encuentra en la tapa del cilindro una corriente de 100 lpc de CO2 a una temperatura de 70 °F simulando esto la formación con contenido de este que atravesaría la sarta.
Es importante destacar que estas condiciones son muy diferentes a las que se puede encontrar durante la perforación, pero el reactor no permite aumentar la temperatura por lo que se realizo a la temperatura ambiente. Por 125
otro lado se trabajo con CO2 puro, esto no se encuentra durante la perforación ya que solo se podrían encontrar formaciones de gas natural con pequeñas concentraciones del mismo. Por lo que se pudo analizar el comportamiento del fluido afectado directamente con este gas acido.
Esta simulación se hizo por 20 minutos y se observó un cambio drástico en el pH del fluido de perforación, esto se debe a que el dióxido de carbono se disuelve en agua formando acido carbónico (H 2CO3). Una de las propiedades más afectadas por este tipo de contaminación es la densidad, pero este caso se mantuvo constante. La densidad es una de las variables más importante de los fluidos de perforación y se ve considerablemente afectada con la presencia de gases trayendo como consecuencia una disminución de la misma, por lo que es satisfactorio que el efecto del CO 2 sobre el lodo nativo A no varió esta propiedad física.
En la tabla 4.14, se observan los valores reológicos arrojados después de la contaminación por CO2. Se observa que comparando estos valores con los valores del fluido antes de la contaminación (tabla 4.5) se observa un aumento en las propiedades reológicas del fluido. Analizando las propiedades reológicas, es decir, viscosidad aparente, plástica y punto cedente se observa que el aumento que sufren estas no es significativo e inclusive se mantiene entre los valores reológicos óptimos para un lodo de inicio.
126
Tabla 4.14. Propiedades reológicas y tixotrópicas de la muestra de fluido nativo A contaminada con CO2 y sin contaminar. Fluido nativo A (contaminado)
Fluido Nativo A (Sin Contaminar)
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
34 22 12 17 10
26 15 11 13 3
Gel 10’’ (lb/100pies2)
25
5
Gel 10’ (lb/100pies )
50
17
Densidad (lb/gal)
8.8
8.8
pH PPM de CO2
7.01 29
11.20 0
2
Analizando las propiedades tixotrópicas demostradas por el fluido después de la contaminación por CO2, tabla 4.14, se observa un aumento considerable del esfuerzo gel del lodo, con respecto a los valores antes de la contaminación (tabla 4.5), estos valores de geles progresivos son bastante altos y esto se debe a que uno de los efecto que trae el gas acido sobre lodo es un aumento de los geles, también es importante acotar que esta propiedad es controlable con el uso de aditivos químicos o el uso de los equipos del sistema de circulación del lodo de perforación. Una vez analizadas las propiedades fisicoquímicas del fluido nativo A, se pudo determinar la concentración en PPM de CO2 presente en este fluido el cual fue de 29; la muestra de cálculo se puede observar en el apéndice B.
En la tabla 4.15, se observa el volumen de filtrado del lodo contaminado con CO2, y a simple vista no se observa variaciones considerables en el volumen de filtrado en comparación con el lodo nativo A antes de la contaminación. Normalmente a los fluidos de perforación contaminados con CO2 tienen un aumento en la tixotropía y disminución de la densidad y
127
aumento en el filtrado ya que este gas induce la floculación del fluido, pero en el fluido nativo A no todos estos efectos se observan ya que la densidad permanece constante y no hay considerables aumentos de filtrado. En la figura 4.12 se observa que el comportamiento del filtrado es sumamente similar por lo que el uso de este lodo ante formaciones con CO2, es bastante ventajoso ya que no solo no trae cambios en la densidad del fluido (tabla 4.14) tampoco repercute en las perdidas de filtrado (tabla 4.15).
Tabla 4.15. Volumen de filtrado de la muestra de fluido nativo A contaminada con CO2 y sin contaminar. Volumen de Filtrado (cc) Nativo A Nativo A contaminado 6.1 7.7 8.7 9 9.8 10 12.2 12.5 14.7 14.5 16.7 16.4 18.2 17.9 4 2
Tiempo de Filtrado API (min)
Volumen de Filtrado (cc)
5 7.5 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm) 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0
Antes de la contaminacion Despues de la contaminacion
0
5
10
15 20 Tiempo (min)
25
30
Figura 4.12. Volúmenes de filtrado del lodo nativo A antes y después de ser contaminadas con CO2. 128
Unos de las funciones básicas de los fluidos de perforación es sellar las formaciones permeables para así controlar la filtración, en la tabla 4.15, se observa que el espesor de revoque del fluido contaminado es de 4 mm, esto representa el doble del valor presentado por el lodo antes de la contaminación (tabla 4.15), esta diferencia en el espesor de revoque puede traer diferentes problemas operacionales como disminución del espacio anular, aumento del torque y de arrastre o pegas de tubería. El cambio brusco del espesor de revoque representa una limitante para el lodo nativo A pero esta propiedad es también controlable con aditivos que mejoren la perdida de filtrado, como por ejemplo agentes ponteantes que bloqueen las aberturas de las formaciones permeables, estos agentes pueden ser el carbonato de calcio, la celulosa molida, etc. En la figura 4.13, se observa el espesor de revoque de los lodos nativo A antes y después de la contaminación por CO2.
1
2
Figura 4.13. (1) Revoque del fluido nativo A sin contaminar; (2) Revoque del fluido nativo A contaminado.
129
Posteriormente se procedió a experimentar con tres muestras de lodo nativo A cada una de ellas densificadas a 9.5 lb / gal con producto B, carbonato de calcio y barita respectivamente. Esto se realizó para observar si los sólidos del fluido endulzante además de ahorrar en un 10 % el uso de la bentonita comercial, sirven como aditivo inhibidor de corrosión.
Inicialmente los fluidos después de ser contaminados no sufrieron cambios en la densidad pero si una reducción del pH de los valores iniciales a valores casi neutro, por lo que la capacidad de secuestrante anticorrosivo ofrecida por los sólidos del producto A se mantiene.
En las tablas 4.16 y 4.17 se observan los resultados obtenidos antes y después de la contaminación por CO2 respectivamente. Se observó que los valores reológicos y tixotrópicos para los tres fluidos densificados sufrieron cambios al ser contaminados con CO2. Tabla 4.16. Propiedades reológicas y tixotrópicas de las muestras de fluido nativo A densificada a 9.5 lb/ gal sin contaminar.
Fluido densificados Producto B CaCO3 Barita Lectura - Fann 600 RPM 50 48 24 Lectura - Fann 300 RPM 32 29 14 Viscosidad plástica (s) 17 19 10 Viscosidad aparente (s) 24.5 24 12 2 Punto cedente (lb/100pies ) 15 10 4 2 14 5 6 Gel 10’’ (lb/100pies ) 2 34 17 19 Gel 10’ (lb/100pies ) 10.25 10.85 11 pH
130
Tabla 4.17. Propiedades reológicas y tixotropías de las muestras de fluido nativo A densificadas a 9.5 Lb/gal después de la contaminación con CO2.
Fluido densificado Producto B CaCO3 Barita Lectura - Fann 600 RPM 38 39 37 Lectura - Fann 300 RPM 25 26 24 Viscosidad plástica (s) 13 13 13 Viscosidad aparente (s) 19 18.5 18.5 2 Punto cedente (lb/100pies ) 12 13 11 2 25 15 23 Gel 10’’ (lb/100pies ) 2 40 42 63 Gel 10’ (lb/100pies ) 6.27 7.30 7.10 pH 27 27 27 PPM de CO2
La viscosidad aparente, la viscosidad plástica y el punto cedente para los fluidos densificados con producto B y carbonato de calcio sufrieron una disminución con respecto a sus valores iniciales al ser contaminados con CO2. La viscosidad aparente del fluido densificado con producto B antes de ser contaminado fue de 24.5 s y posteriormente a la contaminación este valor disminuyo a 19 s; en el caso del carbonato de calcio el valor de la viscosidad aparente antes de la contaminación fue de 24 s y luego de la contaminación de 18.5 s. Esta disminución se debe a que la presencia del gas favorece en la movilidad de los fluidos trayendo disminución en la viscosidad en condiciones dinámica.
131
Esta misma analogía ocurre cuando se analiza la disminución que existe en la viscosidad plástica y el punto cedente. Para el fluido densificado con producto B, la viscosidad plástica y el punto cedente antes de la contaminación fue de 17 s y 15 lb / 100 pie2 respectivamente, y luego de la contaminación los valores fueron de 13 s y 12 lb / 100 pie2. Con el fluido densificado con carbonato de calcio la viscosidad plástica y punto cedente antes de la contaminación 19 s y 14 lb / 100 pie2 y después de la contaminación fueron de 13 s y 13 lb / 100 pie2.
Como se sabe el gas favorece en la movilidad de las moléculas por lo tanto disminuye la viscosidad de un fluido, en los fluidos de perforación una reducción en la viscosidad puede no ser bueno debido a que esto puede afectar directamente en la capacidad de suspensión de ripios o de aditivos.
Ante el escenario de perforar una formación con contenido de CO2 con el lodo nativo A densificado con producto B o carbonato de calcio se observarán reducciones en las propiedades reológicas como son, viscosidad aparente, viscosidad plástica y punto cedente pero aun así estas se mantienen dentro de los parámetros óptimos operacionales. Es importante acotar que durante la recirculación del lodo a través de los equipos de control de sólidos presentes en todos los taladros de perforación se puede extraer el gas presente en el fluido y recuperar las propiedades reológicas iniciales.
La fuerza o resistencia gel, también conocida como geles, representa la propiedad en estado estático, debido a que esta es la fuerza necesaria para que el fluido pueda estar de nuevo en movimiento. Los geles son de vital importancia ya que mientras se hacen viajes de tubería o cualquier otra operación que requiera parar la circulación del lodo, permite la suspensión de aditivos y ripios en el fluido. Para ambos lodos densificados con producto B y carbonato de calcio, la tixotropía presento un aumento considerable pero
132
esta propiedad es controlable con el uso de aditivos químicos o con los equipos de circulación presentes en los taladros de perforación.
Analizando al fluido densificado con barita, se observa un aumento en las propiedades dinámicas del fluido como viscosidad aparente, plástica y punto cedente, esto se debe a que quizás este fluido alcanzó el estado de floculación los valores observados antes de contaminación fueron 12 s para la viscosidad aparente, 10 s para la viscosidad plástica y 4 lb / 100 pie2 para el punto cedente, posteriormente a la contaminación estos valores aumentaron a 18.5 s, 13 s y 11 lb / 100 pie2 respectivamente. Una vez analizadas las propiedades fisicoquímicas del fluido nativo A, se pudo determinar la concentración en PPM de CO2 presente en este fluido el cual fue de 27; la muestra de cálculo se puede observar en el apéndice B.
Uno de los efectos que tiene el CO2 sobre un fluido de perforación comercial es la floculación, por lo que el aumento en las propiedades reológicas y tixotrópicas como se observa tabla 4.17 sobre el fluido densificado con barita así como los valores de filtrados observados en la tabla 4.18 confirman que el fluido se encuentra floculado y por lo tanto no es recomendable el uso de la barita como densificante del lodo nativo A ante formaciones con contenido de CO2. En la realización de esta investigación solo se evaluó el uso del producto A en la formulación de un fluido de perforación ante la contaminación de CO2, por la peligrosidad, poca disponibilidad y la precaria medidas de seguridad en el Centro de Investigaciones y Tecnología de Oriente (CITO) se descartó el uso de H2S para este trabajo.
133
Tabla 4.18. Volumen de filtrado de las muestras de fluidos nativos A densificadas y contaminada con CO2. Volumen de Filtrado (cc) Fluidos densificados Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 Barita 5 6.6 5.8 7.3 7.5 8.5 7.7 9.3 10 8.7 8.7 11 15 12.4 11 13.5 20 14.3 12.8 16 25 16.2 14.4 17.9 30 17.9 16 19.6 Espesor del revoque (mm) 4 4 4
4.4. FORMULAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN A PARTIR DE LOS DIFERENTES
COMPUESTOS
DEFINIENDO
ADEMÁS,
SUS
PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS Y REOLÓGICAS Ya determinado el uso de los diferentes aditivos propuestos en este trabajo de investigación, se procedió a definir sus propiedades fisicoquímicas haciendo además una comparación con los fluidos formulados con aditivos comerciales aplicados normalmente en la industria.
Ya que el producto B se ha propuesto como aditivo densificante se utilizó y se estudió su comportamiento en fluidos de lignosulfonato, viscoelástico y poliméricos, y se compararon los valores arrojados con los fluidos densificados con carbonato de calcio. A diferencia del producto A que su función es estrictamente como aditivo inhibidor de corrosión solo se procederá a estudiar las propiedades fisicoquímicas de un fluido nativo A.
134
4.4.1.
Propiedades fisicoquímicas del fluido Nativo A. En
esta
experiencia
se
procedió
a
definir
las
propiedades
fisicoquímicas del lodo nativo A comparándolas con un fluido nativo de bentonita en 7 % en peso de bentonita. En la tabla 4.19 se observa los datos para la formulación de un barril de fluido, se aprecia que el lodo nativo A tiene aproximadamente un 1.3 % más de sólidos en comparación con el lodo nativo de bentonita comercial. Además de tener un peso adicional en sólidos se logra un ahorro de 10 % del uso de bentonita.
Tabla 4.19. Datos para la formulación de un fluido nativo A con respecto a un lodo nativo convencional.
Fluido Nativo Nativo Nativo A Convencional 8.38 7
Sólidos (%) Bentonita (%)
6.29
7
Peso de Bentonita (gr)
22.9346
25.4991
Peso del producto A (gr)
7.6063
0
Densidad (lb / gal)
8.8
8.7
Las propiedades reológicas desarrolladas por ambos fluidos se observa en la tabla 4.20. La reología de ambos fluidos son muy similares, por lo que el uso del lodo nativo A es bastante favorable ya que permite además del ahorro del 10 % del uso del aditivo comercial, obtener propiedades similares para un fluido nativo.
135
Tabla 4.20. Propiedades fisicoquímicas del fluido nativo A y nativo convencional.
Viscosificante
Lectura - Fann 600 RPM
26
Nativo Convencional 26
Lectura - Fann 300 RPM
15
16
Viscosidad plástica (s)
11
10
Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2)
13
13
3
6
5
3
Gel 10’ (lb/100pies2)
17
13
pH
11.20
7.24
Cloruros (ppm)
1000
1000
Dureza (ppm)
120
120
Nativo A
El fluido nativo A tiene además un pH de 11.20 considerablemente más alto que el fluido nativo de bentonita con un pH 7.24, como se observa en la tabla 4.20. Este pH del lodo de nativo A lo hace resistente a la contaminación por gases ácidos así como se demostró en la sección 4.3.2.
Además se observa, que el lodo nativo A no contiene contaminantes dañinos en la formulación de lodos de perforación, ya que tan solo 1000 ppm de iones de sal aportados por el agua presente en el fluido así como de 120 ppm de iones de calcio y magnesio. No existe variación en las propiedades químicas del lodo de perforación para el caso del lodo nativo con bentonita comercial.
136
Parte de las propiedades físicas de un fluido de perforación se encuentra el volumen de filtrado y espesor de revoque, en la tabla 4.21 se observan los resultados obtenidos de la prueba de filtración observados por ambos fluidos.
Tabla 4.21. Volúmenes de filtrado y espesor de revoque de un fluido nativo A y un lodo nativo convencional.
Tiempo de Filtrado API (mín) 5 7.5 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm)
Volumen de filtrado (cc) Nativo Nativo A Convencional 5.1 7.7 6.7 9 7.8 10 9.9 12.5 11.7 14.5 13.2 16.4 14.6 17.9 2 2
En la figura 4.14, se observa que el volumen de filtrado para el fluido nativo A es mayor que para el caso del lodo convencional de bentonita en 7 %, por lo tanto se puede inferir que los sólidos del producto A no contribuyen en el control de filtrado, tal como lo hace la bentonita. En la figura 4.15 se observa que el espesor de revoque para ambos fluidos es de 2 mm, un valor muy bueno ya que mientras menor sea el espesor de revoque se evitan los problemas operacionales asociados a pega de tubería o disminución del espacio anular.
137
20
18 Volumen de Filtrado (cc)
16 14 12 Fluido Bentonita Producto A
10 8
Fluido 7% Bentonita
6 4 2 0 0
5
10
15 Tíempo (min)
20
25
30
Figura 4.14. Volúmenes de filtrado de los fluidos nativo A y nativo convencional.
1
2
Figura 4.15. (1) Revoque del fluido bentonita 7 % en peso; (2) Revoque del fluido nativo A.
138
4.4.2.
Volumen de filtrado en fluidos densificados con el producto B
Para realizar el estudio de la perdida de filtrado en los fluidos densificados con producto B, se seleccionaron 4 densidades (9, 9.5, 9.7 y 10 lb/gal) con la finalidad de observar el comportamiento del filtrado a medida que se aumenta la densidad y compararlos con fluidos densificados a la misma densidad pero con carbonato de calcio y barita. En la tabla 4.22 se observa los valores de pérdidas de filtrados mostrado por los tres fluidos densificados con el producto B, carbonato de calcio y barita respectivamente.
Tabla 4.22. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 9 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B Barita CaCO3 5.5 5.8 5 5.1 7 7.2 7.5 6.6 8.1 8 10 7,7 10 10.8 15 9.6 11.9 12.2 20 11.4 13.4 13.7 25 12.8 14.7 14.8 30 14.2 2 Espesor del revoque (mm) 2 2 En el caso del fluido densificado a 9 lb/gal se pude observar en la figura 4.16, que el fluido densificado con barita genera un volumen de filtrado un poco mayor, esto se debe a que este tipo de densificante no posee capacidades ponteantes que permitan reducir las pérdidas de filtrado.
Por otro lado el fluido densificado con el producto B genera el menor volumen de filtrado como se puede observar en la figura 4.16. Esto se debe a su capacidad de controlador de filtrado que permite reducir el volumen de filtrado en mayor proporción que el carbonato de calcio, aunque este posee
139
características ponteantes el volumen de filtrado a los 30 minutos fue de 14.7 cc mientras que para el fluido densificado con producto B el filtrado fue de 14.2 cc.
16
Volumen de filtrado (cc)
14 12 10
Fluido densificado con Barita
8 6
Fluido densificado con Carbonato de calcio
4
Fluido densificado con Producto B
2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de filtracion (min)
Figura 4.16. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9 lb/gal El espesor del revoque generado por los fluidos fue de 2 mm (figura 4.17) para todos los casos, lo que afirma que el uso del producto B es ventajoso, ya que no solo mejora las propiedades reológicas de un fluido nativo, si no, que es capaz de generar un revoque de baja permeabilidad y permitir una pérdida de filtrado menor que sus pares densificados con aditivos convencionales.
140
2
1
3
Figura 4.17. Revoque de fluido nativo densificado a 9 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B.
Para el fluido densificado a 9.5 lb/gal se observa en la figura 4.18, que el fluido densificado con producto B genera un menor filtrado en comparación a los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita. Esto se debe a que como se demostró anteriormente el producto B además de aportar densidad es capaz de generar revoques de baja permeabilidad, ya que al comparar el filtrado acumulado a los 30 min el producto B genero 14 cc; mientras que el carbonato de calcio fue de 14.5 cc como se observa en la tabla 4.23. Por otro lado el fluido densificado con barita genero el mayor filtrado de los tres fluidos con 14.9 cc, esto tiene sentido ya que la barita no posee capacidad ponteante, por lo que solo aporta densidad con bajo contenido de sólidos debido a su alta gravedad especifica o densidad relativa.
141
Tabla 4.23. Perdidas de filtrado y revoque del fluidos densificado a 9.5 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B Barita CaCO3 5.8 5.5 5 5.2 7.4 7.1 7.5 6.7 8.3 8.5 10 7.6 10,5 10 15 9,5 12.1 11.7 20 11.4 13.6 13.4 25 12.8 14.9 14.5 30 14 2 Espesor del revoque (mm) 2 2
16
Volumen de Filtrado (cc)
14 12 Fluido densificado con Barita
10 8
Fluido densificado con Carbonato de calcio
6
Fluido densificado con Producto B
4 2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de filtracion (min)
Figura 4.18. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9.5 lb/gal. Al comparar los revoques generados por cada uno de estos fluidos se pudo observar que para todos los casos el espesor fue de 2 mm, el cual es un espesor excelente para este tipo de fluidos nativos (Figura 4.19).
142
1
2
3
Figura 4.19. Revoque de fluido nativo densificado a 9.5 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B.
Al realizar el estudio de los fluidos densificados a 9.7 lb/gal se pudo observar que al igual que las densidades anteriores, el fluido densificado con producto B sigue siendo el que genera la menor perdida de filtrado en comparación con los fluidos densificados con aditivos comerciales como se observa en la tabla 4.24 y en la figura 4.21 que muestra el comportamiento del filtrado a lo largo del tiempo de la prueba de los fluidos densificados. De igual forma el espesor del revoque se mantiene en 2 mm para todos los fluidos en esta densidad (figura 4.20), se observa, para el caso del revoque densificado con barita, colores diferentes en la foto, esto se debe que a la hora de repetir este revoque para reproducir la foto el laboratorio cambio el saco de barita.
143
Tabla 4.24. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 9.7 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B Barita CaCO3 5.9 5 5.3 5.5 7.4 7.5 7 7.1 8.5 10 7.8 8 11 15 9,9 10 12.2 20 11.5 11.9 13.5 25 12.9 13.4 15 30 14.1 14.7 2 Espesor del revoque (mm) 2 2
1
3
2
Figura 4.20. Revoque de fluido nativo densificado a 9.7 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. En general el fluido densificado con producto B aporta un revoque de baja permeabilidad que es capaz de reducir la perdida de filtrado en mayor proporción que los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita.
144
16
Volumen de Filtrado (cc)
14 12 10
Fluido densificado con Barita
8 6
Fluido densificado con Carbonato de Calcio
4
Fluido densificado con Producto B
2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de Filtracion (min)
Figura 4.21. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9.7 lb/gal
Al densificar a 10 lb/gal con el producto B se pudo observar que había un aumento considerable en el volumen de filtrado en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita. Como se observa en la tabla 4.25, el fluido densificado con el producto B genera 2.6 cc (15.66%) más de volumen de filtrado en comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio; y 1.9 cc (11.45%) por encima del volumen de filtrado aportado por el fluido densificado con barita. En la figura 4.22 se observa que desde el inicio de la prueba de filtración API el fluido densificado con el producto B es el que muestra mayor volumen de filtrado. Este excesivo volumen de filtrado se debe a que el fluido se encuentra floculando, confirmando la afirmación hecha en el objetivo dos, donde al realizar el estudio de las propiedades reológicas se pudo observar que los valores eran excesivamente altos así como también los valores de la tixotropía.
145
Tabla 4.25. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 10 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tipo de Densificante
Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B Barita CaCO3 5.7 5 7 5.1 7.1 7.5 8.1 6.7 8.2 10 9.2 7.8 10.2 15 11.7 9.8 12 20 13.5 11.5 13.1 25 15.2 13.2 14.7 30 16.6 14.1 2 Espesor del revoque (mm) 2 4 18
Volumen de filtrado (cc)
16 14 12
Fluido densificado con Barita
10 8
Fluido densificado con Carbonato de calcio
6
Fluido densificado con Producto B
4 2 0 0
5
10
15
20
25
30
tiempo de filtracion (min)
Figura 4.22. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 10 lb/gal.
Una de los parámetros que permitieron confirmar con gran facilidad la floculación del fluido fue el espesor de revoque generado, que como se observa en la figura 4.23, el revoque del fluido densificado con el producto B
146
es excesivamente grueso, por lo que se puede afirmar que el fluido se encuentra totalmente floculado, lo que permite una gran pérdida de filtrado.
2
1
3
Figura 4.23. Revoque de fluido densificado a 10 lb/gal con Barita: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. 4.4.3.
Uso
de
producto
B
como
densificante
para
fluidos
viscoelásticos El aditivo densificante comercialmente usado para este tipo de fluidos es el carbonato de calcio, debido a que además de aportar densidad es un agente ponteante que permite disminuir las pérdidas de filtrado.
Como ya se demostró anteriormente en fluidos base bentonita densificados con el producto B, el volumen de filtrado es menor hasta densidades menores a 10 lpg, en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio. Por lo que el producto B además de aportar densidad también es capaz de funcionar como agente ponteante y disminuir el volumen de filtrado en mayor proporción que el carbonato de calcio.
147
Sabiendo lo anterior, se formuló un fluido viscoelástico usando todos los aditivos normalmente usados para este tipo de fluidos a excepción del densificante que para este caso se usó el Producto B. Durante el estudio de las propiedades reológicas se puede observar en la tabla 4.26 que las propiedades generadas por el fluido densificado con el producto B, se encuentran un poco por debajo de las aportadas por el fluido densificado con carbonato de calcio. En el caso del fluido densificado el producto B se puede observar que la viscosidad plástica es de 25 s, mientras que el densificado con carbonato de calcio es de 29 s. De igual forma se pudo notar una viscosidad aparente menor para el fluido densificado con el producto B que para el densificado con carbonato de calcio. Por otro lado la fuerza gel se mantiene casi igual para ambos fluidos, habiendo solo una pequeña diferencia entre ellos. Tabla 4.26. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 86
Fluido densificado con CaCO3 90
Lectura - Fann 300 RPM
61
61
2
8
7
2
Gel 10’ (lb/100pies )
10
8
Viscosidad plástica (s)
25
29
Viscosidad aparente (s)
43
45
2
Punto cedente (lb/100pies )
36
32
pH
9.4
9.5
Agua (%)
74
72
Sólidos (%)
26
28
Cloruros (ppm)
1000
1000
Dureza (ppm)
120
160
Densidad (lpg)
9.2
9.2
Gel 10’’ (lb/100pies )
148
Al realizar el estudio del porcentaje de agua y de sedimentos, se pudo observar la razón de los resultados anteriores, ya que claramente se pudo notar que el fluido densificado con el producto B posee un porcentaje de sólidos menor (26 %) al que posee el fluido densificado con carbonato de calcio que es de 28 %. Lo que se traduce en una menor cantidad de sólidos en los fluidos densificados con el producto B lo que a su vez disminuirá la interacción entre las partículas trayendo consigo menor viscosidad.
Por otro lado el punto cedente es una de las propiedades más importantes para este tipo de fluidos, debido que al ser mayor a la viscosidad plástica genera lo que se conoce como la reología inversa o reología específica, producto de la mayor interacción eléctrica entre la superficie de las partículas presentes en el sistema. En este caso se puede observar que para el fluido densificado con carbonato de calcio el punto cedente es de 32 lb/100pies2, mientras que para el fluido densificado con el producto B es mayor (36 lb/100pies2), lo que indica que este último podría generar una mejor capacidad de acarreo y limpieza del hoyo que el fluido densificado con carbonato de calcio.
Posterior al estudio del fluido a temperatura ambiente, se procedió a evaluar el comportamiento de las propiedades reológicas y tixotrópicas ante un aumento de temperatura a 120 °F mediante el uso de una termo copa acoplada en el viscosímetro rotatorio FANN. Durante este estudio se pudo observar el efecto de la temperatura en las propiedades reológicas, las cuales disminuyeron considerablemente ante el aumento de temperatura. Se destaca principalmente la viscosidad aparente la cual se vio más afectada con una disminución de 8 s para el fluido densificado con el producto B pasando de 43 s a 35 s (tabla 4.27); y de 11.5 s para el fluido densificado con carbonato de calcio pasando de 45 s a 33,5 s. La
149
viscosidad plástica disminuyo en menor proporción, quedando para ambos casos en 23 .
Tabla 4.27. Propiedades reológicas de los sistemas viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio a 120 °F.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 70
Fluido densificado con CaCO3 67
Lectura - Fann 300 RPM
47
44
Gel 10’’ (lb/100pies2)
5
4
Gel 10’ (lb/100pies2)
7
5
Viscosidad plástica (s)
23
33
Viscosidad aparente (s)
35
33.5
Punto cedente (lb/100pies2)
24
11
La fuerza gel al igual que la viscosidad plástica disminuyo muy poco, quedando en 5 lb/100pies2 a los 10 segundos y en 7 lb/100pies2 a los 10 minutos para el fluido densificados con producto B; mientras que para el fluido densificado con carbonato de calcio la fuerza gel a los 10 segundos fue de 4 lb/100pies2 y a los 10 minutos de 5 lb/100pies 2.
Esta disminución en las propiedades reológicas y tixotrópicas se debe a que los biopolímeros presentes en el sistema son susceptibles a las altas temperaturas y a pesar de que presentan estabilidad térmica hasta los 120 °F, su deterioro puede comenzar a temperaturas por debajo de este valor.
También se realizó un análisis de la pérdida del filtrado y revoque para ambos fluidos y como se observa en la tabla 4.28 el volumen de filtrado para
150
el fluido densificado con el producto B es de 8.2 cc y para el fluido densificado con carbonato de calcio es de 9.7 cc, lo que confirma lo anteriormente expuesto que el producto B genera un revoque de baja permeabilidad en comparación al carbonato de calcio trayendo así perdidas de filtrado menores.
Tabla 4.28. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tiempo de Filtrado API (mín) 5 7.5 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm)
Tipo de densificante CaCO3
Producto B 3 3.9 4.5 5.6 6.6 7.4 8.2 1
3,9 4.7 5.4 6.9 7.9 8.8 9.7 1
En la figura 4.24, se observa el comportamiento del volumen de filtrado con respecto al tiempo y se constata que el uso del producto B provee una mejora en la perdida de filtrado con respecto al carbonato de calcio. Para el caso del revoque en ambos casos se mantiene con el mismo espesor de 1 mm como se observa en la figura 4.25, esto provee muchas ventajas ya que se evitan problemas relacionados con la pérdida del espacio anular lo que a su vez disminuye la posibilidad de problemas asociados a pega de tubería.
151
Volumen de Filtrado (cc)
14 12 10
8 Fluido densificado con Producto B
6 4
Fluido densificado con Carbonato de Calcio
2
0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de Filtracion (min)
Figura 4.24. Volumen de filtrado para fluidos viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio.
1
2
Figura 4.25. Revoque del fluido viscoelástico densificado con: (1) Carbonato de calcio, (2) Producto B. 4.4.4.
Uso del producto B como aditivo densificante en fluidos
poliméricos. Al igual que en los fluidos viscoelásticos, los fluidos poliméricos tienen en su formulación como densificante al carbonato de calcio, por lo que para el estudio éste fue reemplazado por el producto B, el cual demostró
152
anteriormente su efectividad como aditivo densificante y además de su capacidad como controlador de filtrado.
Durante el estudio de las propiedades reológicas se pudo observar un comportamiento muy similar del fluido polimérico densificado con el producto B en comparación al fluido densificado con carbonato de calcio. Todo esto se puede evidenciar en la tabla 4.29 donde claramente se puede notar que tanto la viscosidad plástica como punto cedente arrojaron valores de 20 s y 15 lb/100pies2 respectivamente; ambos se encuentran ligeramente por encima de los valores obtenidos para el fluido densificado con carbonato de calcio. Tabla 4.29. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con el producto B y carbonato.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 55
Fluido densificado con CaCO3 54
Lectura - Fann 300 RPM
35
34
Viscosidad plástica (s)
20
20
Viscosidad aparente (s)
27.5
27
Punto cedente (lb/100pies2)
15
14
Gel 10’’ (lb/100pies2)
7
7
Gel 10’ (lb/100pies )
10
8
pH
9.41
12.56
Agua (%)
91
92
Sólidos (%)
9
8
Cloruros (ppm)
1000
1000
Dureza (ppm)
120
160
Densidad (Lpg)
9.8
9.8
2
Al estudiar la fuerza gel se pudo observar que para ambos fluidos a los 10 segundos el resultado fue exactamente igual de 7 lb/100pies2, mientras 153
que a los 10 minutos hubo una ligera variación que favorece al fluido densificado con el producto B. Como se observa en la tabla 4.29 el valor obtenido a los 10 minutos para el fluido densificado con carbonato de calcio fue de 8 lb/100pies2 , mientras que para el fluido densificado con el producto B fue de 10 lb/100pies2.
La pequeña diferencia observada entre las propiedades reológicas y tixotrópicas arrojadas por ambos fluidos se debe a la diferencia en porcentaje de sólidos que presenta cada uno de ellos. Como se puede observar en la tabla 4.29, el fluido densificado con producto B presenta un porcentaje de sólidos de 9, mientras que el fluido densificado con carbonato de calcio tiene un porcentaje de sedimentos de 8; por lo que la diferencia observada en las propiedades reológicas y tixotrópicas se debe a que al haber mayor cantidad de sólidos en un fluido, habrá mayor interacción mecánica y eléctrica entre las partículas sólidas, por lo que la viscosidad plástica y punto cedente se verán afectados en gran parte por la cantidad de sólidos, al igual que la fuerza gel.
Para
observar
el
comportamiento
de
estos
fluidos
en
altas
temperaturas, se procedió a usar una termo copa acoplada al viscosímetro FANN, para así incrementar la temperatura a 120 °F y poder estudiar las propiedades reológicas y tixotrópicas en estas condiciones. En la tabla 4.30 se puede notar el efecto de la temperatura en las propiedades reológicas, las cuales disminuyen en gran proporción ante el aumento de la temperatura. Esta disminución en las propiedades reológicas era de esperarse ya que aunque este tipo de fluidos soporta temperaturas de hasta 300 °F, por debajo de ella, empieza su degradación lo cual afecta considerablemente el desempeño del fluido y sus propiedades.
154
Tabla 4.30. Propiedades reológicas de los sistemas poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio a 120 °F.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 43
Lectura - Fann 300 RPM
Fluido densificado con CaCO3 48
26
30
2
12
10
2
Gel 10’ (lb/100pies )
19
15
Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
17
18
21.5
24
9
12
Gel 10’’ (lb/100pies )
Tabla 4.31. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tiempo de Filtrado API (mín) 5 7.5 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm)
Tipo densificante CaCO3
Producto B 4.2 5.4 6.5 7.5 8.7 9.7 11 1
6 6.9 7.5 8.7 9.7 10.9 11.7 1
Al igual que en los fluidos viscoelásticos, se realizó un estudio de la perdida de filtrado y revoque tanto para el fluido densificado con el producto B, como para el densificado con carbonato de calcio. Como se puede notar en la tabla 4.31 el volumen de filtrado para el densificado con producto B es de 11 cc y el revoque generado fue de 1mm (figura 4.26); mientras que para
155
el fluido densificado con carbonato de calcio el volumen filtrado fue de 11.7 cc y el revoque generado fue de 1 mm.
1
2
Figura 4.26. Revoque de fluido polimérico densificado con: (1) carbonato de calcio; (2) Producto B. Además en la figura 4.27, se detalla que a cualquier tiempo durante la prueba de filtración API el fluido densificado con el producto B tendrá mejores valores asociados a pérdidas de filtrado en comparación al carbonato de calcio; por lo que el producto B además de aportar la densidad deseada es capaz de ser un excelente controlador de filtrado que permite reducir la perdida de filtrado en mayor proporción que el fluido densificado con carbonato de calcio.
156
14
Volumen de Filtrado (cc)
12 10 8
Fluido densificado con Producto B
6 4
Fluido densificado con Carbonato de Calcio
2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de Filtracion (min)
Figura 4.27. Volumen de filtrado para fluido poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio.
4.4.5.
Uso del producto B como aditivo densificante en fluidos de
lignosufonato. Los
fluidos
del
sistema
lignosulfonato
se
encuentran
normalmente
densificados con barita, pero para este estudio se decidió densificar al fluido con carbonato de calcio debido a la similitud que posee este densificante en cuanto a gravedad especifica con respeto al producto B. Debido a que en este trabajo se propone al producto B como un nuevo agente densificante se decidió utilizarlo para así constatar su compatibilidad en este tipo de fluido.
Durante el estudio de las propiedades reológicas se pudo evidenciar que el fluido densificado con el producto B aporta valores mayores en comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio. Como se
157
observa en la tabla 4.32, el fluido densificado con producto B presenta una viscosidad plástica y aparente de 28 s y 40.5 s respectivamente; mientras que el fluido densificado con carbonato de calcio aporta una viscosidad plástica de 25 s y aparente de 32.5 s. Una de las diferencias más significativas en estas propiedades fue el punto cedente, el cual fue de 28 lb/100pies2 para el fluido densificado con producto B, mientras que para el densificado con carbonato fue de 15 lb/100pies2.
Al estudiar la tixotropía o la fuerza gel en estos fluidos se pudo observar una marcada diferencia entra ambos. Como se puede evidenciar en la tabla 4.32 el fluido original presenta geles a los 10 segundos y 10 minutos de 5 lb/100pies2 y 21 lb/100pies2 respectivamente, mientras que el fluido densificado con producto B presenta una fuerza gel a los 10 segundos de 10 lb/100pies2 y a los 10 minutos de 31 lb/100pies2. Por lo que se puede observar, el fluido densificado con producto B permite la formación de geles progresivos, los cuales son ideales para ser utilizados en perforaciones direccionales, ya que son geles que se generan con mayor rapidez y ayudan a la suspensión de ripios en condiciones estáticas. De igual forma estos geles son fuertes y de fácil ruptura, por lo que no acarreara ningún problema a la hora de la recircular el fluido en el pozo.
158
Tabla 4.32. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 81
Lectura - Fann 300 RPM
53
40
Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2)
28
25
40.5
32.5
25
15
10
5
Gel 10’ (lb/100pies2)
31
21
pH
9.63
10.13
Agua (%)
94
94
Sólidos (%)
6
6
Cloruros (ppm)
1000
1000
Dureza (ppm)
240
240
Densidad (Lpg)
9.9
9.9
Fluido densificado con CaCO3 65
Estas diferencias tan marcadas en las propiedades reológicas permiten demostrar la eficacia del producto B para mejorar las propiedades reológicas en los fluidos lignosulfonato además de aportar la densidad necesaria para la cual es aplicado.
Uno de los factores fundamentales en los fluidos de perforación es el porcentaje de sólidos, el cual no debe ser excesivo ya que el mismo podría ocasionar problemas operacionales. En la tabla 4.32 se puede observar que
159
el fluido densificado con carbonato de calcio posee un porcentaje de sólidos de 6 % al igual que el producto B.
Analizando las propiedades químicas de ambos fluidos observadas en la tabla 4.32, se detalla que ambos fluidos poseen 1000 ppm de iones de calcio y magnesio y 240 ppm de iones de sal respectivamente, estos valores son valores normales aportados por el agua presente en el fluido, por lo que se infiere así como en los fluidos viscoelásticos y poliméricos, que el producto B no aporta iones adicionales de estos contaminantes.
Para observar el comportamiento de los fluidos en estudio ante el aumento de la temperatura, se aumentó la temperatura de los fluidos hasta 120 °F y así poder estudiar sus propiedades reológicas y tixotrópicas ante la variación de la temperatura como se observa en la tabla 4.33. Durante este estudio se observó el efecto de la temperatura en las propiedades reológicas, las cuales disminuyeron considerablemente ante el aumento de temperatura. Se destaca principalmente la viscosidad aparente la cual se vio más afectada con una disminución de 23.5 s para el fluido densificado con el producto B pasando de 40.5 s a 17 s (tabla 4.33); y de 22.5 s para el fluido densificado con carbonato de calcio pasando de 32.5 s a 10 s. También se observó una disminución en el resto de las propiedades reológicas y tixotrópicas.
160
Tabla 4.33. Propiedades reológicas de los sistemas lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio a 120 °F.
Fluido Fluido densificado densificado con con CaCO3 Producto B 34 20
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM
22
12
Gel 10’’ (lb/100pies2)
6
5
Gel 10’ (lb/100pies2)
15
13
Viscosidad plástica (s)
12
8
Viscosidad aparente (s)
17
10
Punto cedente (lb/100pies2)
11
4
Durante las pruebas de filtración se evidencia como se observa en la figura 4.28, que el fluido de lignosulfonato densificado con carbonato de calcio presenta un menor volumen de filtrado que el de su similar densificado con producto B. Este comportamiento se debe a que una de las características del lignosulfonato es adherirse sobre las partículas de arcilla reduciendo de esta manera la fuerza de atracción de las partículas y trayendo como consecuencia un aumento en las perdidas de filtrado. En la tabla 4.34 se observa que la diferencia entre ambos volúmenes de filtrado al final de la prueba de filtración API, es de 1.1 cc.
161
Tabla 4.34. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio. Volumen de filtrado (cc) Densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 3.5 2.8 7.5 4.7 3.8 10 5.4 4.3 15 6.8 5.6 20 8 6.7 25 8.9 7.6 30 9.9 8.8 1 Espesor del revoque (mm) 1
12
Volumen de Filtrado (cc)
10 8 6
Fluido densificado con Producto B
4 Fluido densificado con Carbonato de Calcio
2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de Filtracion (min)
Figura 4.28. Volúmenes de filtrados de los fluidos lignosulfonato densiificados con producto B y carbonato de calcio.
162
Por otro lado el revoque generado por ambos fluidos fue del mismo espesor de 1 mm (figura 4.29) por lo que se considera un revoque excelente para ambos fluidos, esto permite evitar futuros problemas operacionales.
En general el fluido de lignosulfonato densificado con producto B aporta
mejores
propiedades
tanto
reológicas
como
tixotrópicas
en
comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio aunque el filtrado sea mayor este puede ser controlado con otros aditivos que permitan reducir el volumen del mismo, además ambos fluidos generan espesores de revoque óptimos para las operaciones de perforación.
2
1
Figura 4.29. Revoque de fluido lignosulfonato densificado con: (1) carbonato de calcio; (2) Producto B.
163
4.5. EVALUAR
LA
VIABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES ANTE CONTAMINACIONES, COMPARÁNDOLOS CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas) que tiene un efecto perjudicial sobre las características físicas o químicas de un fluido de perforación. Lo que en un tipo de fluido de perforación constituye un contaminante, en otro no será necesariamente uno de ellos. Los sólidos reactivos de baja densidad son contaminantes comunes en todos los fluidos de perforación. Estos sólidos se componen de sólidos perforados que se han incorporado dentro del sistema o que resultan del tratamiento excesivo con arcillas comerciales. Desde el punto de vista económico, los sólidos perforados y los problemas relacionados con su control tienen un mayor impacto sobre el costo del lodo que los otros tipos de contaminación.
Los contaminantes alteran los fluidos de perforación y esta alteración se evidencia en cambios de las propiedades físicas del lodo, tales como el aumento de la reología y del filtrado debido a la floculación. Estas alteraciones son similares con cualquier contaminante químico que se presente, dichos cambios de las propiedades físicas sólo indican que existe algún contaminante. Será necesario realizar un análisis de los cambios de las propiedades químicas para identificar al contaminante. 4.5.1.
Contaminación por sal en los fluidos de perforación formulados
con los aditivos no convencionales Cuando se perfora una formación salina con lodo base agua, rápidamente se disuelve suficiente sal de la formación hasta llegar a la saturación total. La sal soluble entra a formar parte de la fase continua del lodo resultando en un espesamiento del fluido de perforación e incrementando la pérdida de filtrado.
164
Esto produce un efecto indeseable, por la floculación de las arcillas y por la interacción entre la sal disuelta y las arcillas en el fluido de perforación. El tratamiento para esta contaminación depende de la cantidad de sal que se incorpore al fluido. La operación de perforación puede ser interrumpida al encontrar una formación salina, esto solamente será necesario para tratar el espesamiento del lodo causado por la sal, floculando las arcillas en el sistema de agua. Si la operación de perforación se continua, puede ser necesario convertir a un sistema saturado de sal. 4.5.1.1.
Fluido Nativo A
Se evaluó el comportamiento de las propiedades reológicas y tixotrópicas del fluido nativo A ante la contaminación por sal, por lo que se formuló un fluido nativo A siguiendo las especificaciones establecidas en el objetivo 4 en la tabla 4.19 y otro fluido nativo de 7 % en peso de bentonita con el fin de realizar un análisis comparativo entre ambos. En la tabla 4.35 se observa que las propiedades reológicas y tixotrópicas ofrecidas por ambos fluidos aumenta con respecto al fluido sin contaminar. Para el caso de la viscosidad aparente, plástica y punto cedente del fluido nativo A contaminado se observa un aumento de 7 s, 4 s y 6 lb/100pies2 respectivamente con respecto al fluido sin contaminar, esto se debe a que la sal cambia la distribución de cargas en la superficie de las arcillas, causando un aumento de las propiedades reológicas. Por otro lado, en las propiedades tixotrópicas se observa una amplia variación entre el fluido contaminado y sin contaminar, ya que la sal afectó en mayor medida al fluido nativo A generando geles progresivos altos. Este mismo aumento en las propiedades reológicas y tixotrópicas se observó en el fluido nativo convencional.
165
Por otro lado se observó que para el fluido nativo A contaminado por sal el pH disminuyó de 11.2 a 8; este último se encuentra dentro de los parámetros operacionales de un fluido de perforación. Tabla 4.35. Propiedades reológicas, tixotrópicas y pH del fluido nativo y nativo A contaminados con sal y sin contaminar.
Fluido Fluido sin Variación Contaminado contaminar Nativo Nativo Nativo Nativo Nativo Nativo A A A Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2)
39
40
26
26
-
-
26
26
15
16
-
-
13
14
11
10
2
4
19.5
20
13
13
6.5
7
13
12
3
6
10
6
17
20
5
3
12
17
Gel 10’ (lb/100pies2)
25
40
17
13
8
27
pH
7.94
8.00
11.20
7.24
3.26
0.76
En el estudio de filtración API se observó el volumen de filtrado y espesor de revoque de ambos fluidos. En la tabla 4.36, se observa que durante cualquier momento de la prueba el fluido nativo A posee un volumen de filtrado mucho menor a diferencia del fluido nativo convencional, con una diferencia en el volumen de filtrado final de 9.9 cc. Como se sabe la contaminación con sal genera un aumento en las propiedades reológicas así como también en las perdidas de filtrado, pero en este caso solo se observó un aumento considerable en el volumen de filtrado para el fluido nativo convencional, por lo que se puede inferir que este alcanzó la floculación.
166
Tabla 4.36. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos nativo y nativo A contaminados con sal. Volumen de filtrado (cc) Tipo de fluido Tiempo de Filtrado API (mín) Nativo Nativo A 5 11.8 7.8 7.5 14 9.5 10 17.5 11 15 22.3 13.6 20 24.5 16.4 25 27.2 18.2 30 29.5 19.6 3 Espesor del revoque (mm) 3 El fluido nativo A ofrece una gran ventaja frente al fluido nativo convencional, ya que genera un menor volumen de filtrado durante la contaminación con sal, así como también un espesor de revoque aceptable como se observa en la figura 4.30. Todo esto se traduce en menos daño a la formación perforada así como también en la reducción de problemas operaciones. 2
1
Figura 4.30. (1) Revoque de fluido nativo A contaminado con sal; (2) Revoque de fluido nativo convencional contaminado con sal.
167
4.5.1.2.
Producto B como densificante en fluidos nativos
Se formularon fluidos nativos densificados a 9.5 lb/gal con el producto B y carbonato de calcio y se contaminaron con sal, con el fin de evaluar el producto B ante problemas operacionales frecuente en la perforación de pozos, pero estos al ser fluidos nativos sin ningún aditivo que le permita soportar altas concentraciones de sal, se flocularon inmediatamente como se observa en figura 4.31, lo cual impidió la medición de las propiedades reológicas.
2
1
Figura 4.31. (1) Fluido nativo densificado con carbonato de calcio floculado por la contaminación con Sal; (2) Fluido nativo densificado con producto B floculado por la contaminación con Sal. En la figura 4.31 se puede observar los fluidos nativo densificado con producto B y carbonato de calcio totalmente floculados, en ella el agitador se encuentra encendido y no se aprecia ningún movimiento del fluido.
168
4.5.1.3.
Producto B como densificante en fluidos viscoelásticos
Se formuló nuevamente un fluido viscoelástico densificado con el producto B y carbonato de calcio similar al formulado en el objetivo anterior, con el fin de contaminar ambos fluidos con sal y así estudiar el comportamiento del producto B como densificante en este tipo de fluidos ante la contaminación con sal comparándolo con el carbonato de calcio. En la tabla 4.37 se observa las propiedades fisicoquímicas de ambos fluidos contaminados y sin contaminar.
Tabla 4.37. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelástico densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con sal y sin contaminar. Fluido contaminado
Fluido Sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto Producto Producto CaCO3 CaCO3 CaCO3 B B B Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
125
114
86
90
-
-
87
80
61
61
-
-
38
34
25
29
13
5
62.5
57
43
45
19.5
12
49
46
36
32
13
14
15
22
8
7
7
15
20
27
10
8
10
19
pH
9.35
9.12
9.4
9.5
-0.05
-0.38
Cloruros (ppm)
2000
2000
1000
1000
-
-
En las propiedades reológicas, la viscosidad plástica, aparente y punto cedente, se observa que la sal presente en el fluido afecta negativamente
169
más al fluido densificado con producto B. Para la viscosidad plástica el fluido densificado con carbonato de calcio obtuvo 34 s y el fluido densificado con el producto B 38 s; también para la viscosidad aparente el fluido densificado con el producto B presenta valores mayores (62.5 s) al densificado con carbonato de calcio (57 s) y para punto cedente se observa este mismo comportamiento. Como se mencionó, la sal provoca un espesamiento del fluido de perforación por lo que el aumento de las propiedades reológicas es algo de esperarse, pero se demuestra que el fluido densificado con el carbonato de calcio posee un mejor comportamiento en las propiedades ante este contaminante común en la perforación de pozos, manteniendo la característica principal de los fluidos viscoelástico que es la reología inversa.
Adicionalmente en la tabla 4.37 se observa que la sal presente en el fluido de perforación generó una disminución en las propiedades tixotrópicas. Para los geles, que representa las propiedades tixotrópicas, se detalla que el fluido densificado con el producto B contaminado posee una resistencia gel menor al fluido densificado con carbonato de calcio contaminado, esto representa una ventaja ya que el fluido densificado con el producto B requerirá una menor fuerza para romper el estado estático y volver a la circular a través del anular del pozo, ambos fluidos poseen geles instantáneos.Además
se
realizó
posteriormente
a
ambos
fluidos
contaminados la prueba de filtración API, para observar el volumen de filtrado y el espesor de revoque de ambos fluidos, en la tabla 4.38 se observan los resultados obtenidos.
En el análisis de las pérdidas de filtrado y revoque se observa que en todo momento durante la prueba, el volumen de filtrado para el fluido densificado con el producto B es menor en comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio, por lo que el producto B no solo ofrece
170
buena propiedades reológicas, peso y reduce las pérdidas de filtrado sino que ofrece al lodo viscoelástico resistencia a la contaminación por sal evitando el aumento considerable en las propiedades reológicas del fluido en comparación al carbonato de calcio manteniendo un bajo volumen de filtrado y un excelente espesor de revoque (figura 4.32).
Tabla 4.38. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal.
Volumen de filtrado (cc) Densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 1,5 1,9 7.5 2,1 2,5 10 2,5 3 15 3,2 3,8 20 3,8 4,4 25 4,3 5 30 4,8 5,5 1 Espesor del revoque (mm) 1
2
1
Figura 4.32. (1) Revoque de fluido viscoelástico densificado con producto B y contaminado con sal; (2) Revoque de fluido viscoelástico densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal.
171
4.5.1.4.
Producto B como densificante en fluidos polimérico
También se analizó el comportamiento de fluidos poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. En la tabla 4.39 se observa que las propiedades reológicas y tixotrópicas ofrecidas por el fluido polimérico densificado con el producto B
se ven
afectada en menor proporción que su similar de carbonato de calcio. Para la viscosidad aparente y plástica el fluido polimérico densificado con el producto B contaminado presentan un aumento de 2 y 4 s respectivamente, a diferencia de su similar densificado con carbonato de calcio que presenta un aumento 5.5 y 5 s, este aumento en las propiedades de ambos fluidos era de esperarse ya que la sal en el fluido polimérico aumenta las propiedades reológicas. Una peculiaridad que se observo fue la disminución de 4 lb/pie2 del punto cedente del fluido polimérico densificado con el producto B contaminado, ya que no es de esperarse una reducción en ninguna propiedad reológica cuando el fluido se contamina con sal. Para el caso del fluido polimérico densificado con carbonato de calcio se observa también un aumento en las propiedades tixotrópicas, pero el aumento en comparación con el fluido polimérico densificado con el producto B es mucho mayor. La sal además de afectar en mayor medida las propiedades dinámicas del fluido polimérico densificado con carbonato calcio, también afecta en mayor medida las propiedades tixotrópicas como se observa en la tabla 4.39. Se destaca que a diferencia de los fluidos viscoelásticos, el producto B en fluidos poliméricos ofrece mayor resistencia en mantener las propiedades reológicas y tixotrópicas, por lo que se infiere que tiene una mayor resistencia a la floculación del fluido de perforación.
172
Tabla 4.39. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal y sin contaminar.
Fluido contaminado
Fluido sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto B
CaCO3
Producto B
CaCO3
Producto B
CaCO3
59
61
55
54
-
-
35
43
35
34
-
-
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
24
25
20
20
4
5
29.5
32.5
27.5
27
2
5.5
11
15
15
14
-4
1
8
10
7
7
1
3
11
21
10
8
1
13
pH
8.5
8.43
9.41
12.56
-0.91
-4.13
Cloruros (ppm)
2000
2000
1000
1000
-
-
Adicionalmente se estudió las prueba de filtración API, con el fin de observar el volumen de filtrado y espesor de revoque de ambos fluidos. En la tabla 4.40, se observa que durante cualquier momento de la prueba el fluido polimérico densificado con el producto B posee un menor volumen de filtrado a diferencia del fluido densificado con carbonato de calcio además de poseer un espesor de revoque excelente de 1 mm al igual que el fluido polimérico densificado con carbonato de calcio como se observa en la figura 4.33.
173
Tabla 4.40. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 3,6 3,8 7.5 4,9 5 10 5,5 5,9 15 7,5 7,5 20 8,1 8,8 25 9,5 9,9 30 10,3 10,9 1 Espesor del revoque (mm) 1
El fluido polimérico densificado con el producto B ofrece una mayor resistencia ante la contaminación por sal y por lo tanto tiene una menor tendencia a la floculación, y esto se observa tanto en propiedades reológicas aceptables y sin un cambio considerable, pérdidas de filtrado menores en comparación con el carbonato de calcio y revoque con un espesor ideal, como se observa en la figura 4.33. 2
1
Figura 4.33. (1) Revoque de fluido polimérico densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal; (2) Revoque de fluido polimérico densificado con producto B y contaminado con sal.
174
4.5.1.5.
Producto B como densificante en fluidos de lignosulfonato
Se evalúo además el comportamiento del producto B en fluidos de lignosulfonato contaminados con sal. En la tabla 4.41 se observa que las propiedades reológicas y tixotrópicas ofrecidas por el fluido de lignosulfonato densificado
con
el
producto
B
contaminado
presentan
un
mejor
comportamiento que su similar de carbonato de calcio. Pero es importante destacar que se observa una mayor variación en las propiedades reológicas y tixotrópicas para el caso del fluido de lignosulfonato densificado con el producto B contaminado a diferencia de su similar densificado con carbonato de calcio, esta reducción en ambos fluidos era de esperarse ya que la sal presente en los fluidos de lignosulfonato reduce las propiedades reológicas y tixotrópicas.
Como se puede observar en la tabla 4.41 la reducción de la viscosidad plástica para el fluido densificado con producto B es de 17 s y para el caso del carbonato de calcio es de 15 s; aunque la reducción es mayor para el fluido densificado con el producto B, este sigue estando por encima del valor aportado por el fluido densificado con el carbonato de calcio. Esto mismo ocurre para el caso del punto cedente.
Aun cuando la variación en las propiedades reológicas y tixotrópicas sea predominante para el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B, este posee mejores propiedades reológicas en comparación a su similar de carbonato de calcio, por lo que supondría ventajoso para la suspensión y acarreo de sólidos.
175
Tabla 4.41. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con sal y sin contaminar. Fluido contaminado
Fluido sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto Producto Producto CaCO3 CaCO3 CaCO3 B B B Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
47
35
81
65
-
-
30
23
53
40
-
-
17
12
28
25
-11
-13
23.5
17.5
40.5
32.5
-17
-15
13
11
25
15
-12
-4
16
5
10
5
6
0
23
15
31
21
-8
-6
pH
9.20
9.95
9.63
10.13
-0.43
-0.18
Cloruros (ppm)
2300
2900
1000
1000
-
-
Adicionalmente se estudió las prueba de filtración API, con el fin de observar el volumen de filtrado y espesor de revoque de ambos fluidos. En la tabla 4.42, se observa que durante la prueba el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B posee un mayor volumen de filtrado a diferencia del fluido densificado con carbonato de calcio, pero la diferencia entre ellos es de solo 0.3 cc.
176
Tabla 4.42. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. Volumen de filtrado (cc) Densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 5 4.2 7.5 6.3 5.3 10 7 6.5 15 8.9 8.5 20 10.1 10.4 25 12,4 12 30 13.7 13.4 2.5 Espesor del revoque (mm) 2.5 A diferencia del volumen del filtrado, el espesor de revoque del fluido de lignosulfonato densificado con producto B es igual al fluido densificado con carbonato de calcio como se observa en la figura 4.34 este valor era de esperarse debido a que la diferencia de volumen de filtrado entre ambos fluidos era relativamente baja. 2
1
Figura 4.34. (1) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con producto B y contaminado con sal. (2) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal. 177
4.5.2.
Contaminación por cemento en los fluidos de perforación
formulados con los aditivos no convencionales Un problema de contaminación causado por iones Ca+2 normalmente ocurre en sistemas de lodo a base de agua dulce, agua de mar y otros sistemas de lodos de baja salinidad y baja dureza. El calcio soluble llega a un lodo desde varias fuentes: estratos con yeso o anhidrita, cemento sin fraguar y los iones de dureza en el agua de reposición o de una afluencia de agua de la formación. El Calcio puede flocular arcillas coloidales y precipitar polímeros aniónicos grandes. Por otra parte, algunos tipos de lodos toleran el calcio, en cuyo caso el calcio no es considerado un contaminante.
4.5.2.1.
Fluido Nativo A
Se evaluó el comportamiento de las propiedades reológicas y tixotrópicas aportadas por el fluido nativo A ante la contaminación por cemento, por lo que se formuló este fluido siguiendo las especificaciones en la tabla 4.19 y otro fluido nativo de 7 % en peso de bentonita pero a diferencia del caso de la contaminación por sal, ambos fluidos se flocularon inmediatamente como se observa en figura 4.35, lo cual impidió la medición de las propiedades reológicas.
178
2
1
Figura 4.35. (1) Fluido nativo contaminado con cemento; (2) fluido nativo A contaminado con cemento. En la figura 4.35 se puede observar que ambos fluidos nativos se encuentran floculados en la figura el agitador se encuentra encendido y no se aprecia ningún movimiento del fluido. Por lo que queda en evidencia que el fluido nativo A al igual que su similar de nativo comercial se ven igual de afectados ante contaminaciones con cemento. 4.5.2.2.
Producto B como densificante en fluidos nativos
Igualmente que en el estudio de fluidos densificados con el producto B en las contaminación por sal, durante esta etapa se estudió el efecto del cemento en fluidos nativos densificado con el producto B y carbonato de calcio. Como ocurrió con los fluidos contaminados con sal, se pudo observar que al contaminar con cemento ambos fluidos se flocularon inmediatamente lo que hizo imposible la medición de propiedades. En la figura 4.36 se puede 179
observar tanto el fluido densificado con producto B como el densificado con carbonato de calcio floculado, y aun cuando el agitador se encuentra encendido, no se aprecia movimiento en el fluido
2
1
. Figura 4.36. (1) Fluido nativo densificado con producto B contaminado con cemento; (2) fluido nativo densificado con carbonato de calcio contaminado con cemento. 4.5.2.3.
Producto B como densificante en fluidos viscoelásticos
Se formuló un fluido de perforación de tipo viscoelástico densificado con el producto B y con carbonato de calcio contaminado con cemento, con el fin de estudiar el efecto de los iones de calcio en fluido de perforación. En la tabla 4.43 se observan las propiedades reológicas desarrolladas por ambos fluidos.
180
Tabla 4.43. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento y sin contaminar.
Fluido contaminado
Fluido sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto Producto Producto CaCO3 CaCO3 CaCO3 B B B Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
106
115
86
90
-
-
74
81
61
61
-
-
32
34
25
29
7
5
53
57.5
43
45
10
12.5
42
47
36
32
6
15
19
20
8
7
11
13
24
24
10
8
14
16
pH
13.44
13.51
9.4
9.5
4.04
4.01
Dureza (ppm)
720
720
120
160
-
-
En tabla 4.43 se observa que el producto B como densificante ofrece al fluido de perforación resistencia a la contaminación en comparación al carbonato de calcio. Las propiedades reológicas y tixotrópicas a diferencia de la viscosidad plástica se ven más afectadas en el fluido densificado con carbonato de calcio sin embargo ambos fluidos tienen altos valores reológicos, por lo que deben ser sometidos a tratamiento, ya que puede ser un indicativo de que se haya alcanzado la floculación del lodo. Una característica importante de este tipo de fluidos es la reología inversa y como se puede observar esta se mantiene aun y cuando este fluido se encuentra contaminado por cemento.
181
La fuerza gel es una de la propiedades del lodo con mayor importancia, ya que esta debe ofrecer al lodo la capacidad de suspensión de sólidos mientras se encuentre la circulación del fluido detenida. Los geles aportados por el fluido viscoelástico densificado con el producto B contaminado son bastante similares a los aportados por el fluido convencional. Es importante marcar que ambos fluidos presentan geles instantáneos.
También se estudiaron las pérdidas de filtrado y el espesor de revoque demostrado por ambos fluidos contaminados, en la tabla 4.44 se observa los resultados obtenidos. Como se observa en la tabla 4.44 el fluido viscoelástico densificado carbonato de calcio, presenta volúmenes de filtrado menores que el producto B, por lo que se concluye que para fluidos viscoelástico densificado con el producto B no se ve tan afectada la reología para el caso de la contaminación por cemento como con el fluido densificado con carbonato de calcio, pero tiene la limitante de tener volúmenes de filtrado mayores pero a su vez esto no afecta el espesor de revoque que sigue encontrándose en sus valores óptimos, figura 4.37.
Tabla 4.44. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 3 2.1 7.5 3.7 2.6 10 4.1 3.5 15 5.3 4.5 20 6.1 5.3 25 6.8 6 30 7.5 6.8 1 Espesor del revoque (mm) 1
182
2
1
Figura 4.37. (1) Revoque de fluido viscoelástico densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido viscoelástico densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. 4.5.2.4.
Producto B como densificante en fluidos poliméricos
Para el caso de fluidos poliméricos
contaminados con cemento
densificados con el producto B y carbonato de calcio, se observa los cambios reológicos en la tabla 4.45. El producto B como se
ha observado
anteriormente no se ve tan afectado con la contaminación por cemento como en el caso del fluido densificado con carbonato de calcio, y esta misma tendencia se mantiene para las propiedades reológicas en el caso de fluidos poliméricos. Para el caso de la tixotropía se puede observar que el fluido densificado con carbonato de calcio genera unos geles progresivos, mientras que el fluido densificado con el producto B se generan geles instantáneos, los cuales son más ventajosos ya que son de fácil ruptura.
183
Tabla 4.45. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento y sin contaminar. Fluido contaminado
Fluido sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto B
CaCO3
Producto B
CaCO3
56
61
55
54
-
-
34
36
35
34
-
-
22
25
20
20
2
5
28
30.5
27.5
27
0.5
3.5
12
11
15
14
-3
-3
16
10
7
7
11
3
18
21
10
8
8
13
pH
12.80
12.88
9.41
12.56
3.39
0.32
Dureza (ppm)
720
720
120
160
-
-
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
Producto CaCO3 B
Para el caso del pH se observa un mayor aumento para el fluido densificado con el producto B, pero debido a que ambos fluidos se contaminaron con las mismas concentraciones de cemento, ambos presentaran un pH final similar como se muestra en la tabla 4.45.
Cuando se estudió las pérdidas de filtrado y espesor de revoque, tabla 4.46 y figura 4.38 respectivamente, se observó que el fluido polimérico densificado con el producto B contaminado posee un contrastado menor volumen de filtrado en comparación al fluido densificado con carbonato de calcio, durante todo momento de la prueba y que inclusive mantiene un espesor de revoque en sus valores óptimos con 1 mm.
184
Tabla 4.46. Perdidas de filtrado de fluidos poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 3.4 3.6 7.5 4.3 4.8 10 5 5.7 15 6.5 7.3 20 7.8 8.6 25 8.9 9.7 30 9.9 10.7 1 Espesor del revoque (mm) 1 2
1
Figura 4.38. (1) Revoque de fluido polimérico densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido polimérico densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. 4.5.2.5.
Producto B como densificante en fluidos de lignosulfonato
El cemento al igual que con la sal, produce en los fluidos de lignosulfonato una reducción en la propiedades reológicas y tixotrópicas. En esta etapa se evalúo el comportamiento del producto B en fluidos de lignosulfonato contaminados con cemento. En la tabla 4.47 se observa como 185
era de esperarse una disminución de las
propiedades reológicas y
tixotrópicas en ambos fluidos. El producto B presenta mejores propiedades reológicas que su similar de carbonato de calcio al igual que por la contaminación por sal. Para la viscosidad aparente y plástica el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B contaminado presenta una disminución de 24 y 14 s respectivamente, con respecto a su similar sin contaminar, estos resultados eran de esperarse, ya que el cemento disminuye las propiedades reológicas en los fluidos de lignosulfonato. Para el caso del fluido densificado con carbonato de calcio contaminado presentan valores menores en comparación a fluidos nativos de iniciación (tabla 4.19) por lo que resulta problemático ya que traería consecuencias operacionales relacionadas con la suspensión de sólidos. Con respectos a las propiedades tixotrópicas ambos fluidos mantienen valores similares. Aun cuando la variación en las propiedades reológicas y tixotrópicas sea predominante para el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B, este posee mejores propiedades reológicas en comparación a su similar de carbonato de calcio, por lo que supondría ventajoso para la suspensión y acarreo de sólidos.
186
Tabla 4.47. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con cemento y sin contaminar. Fluidos contaminados
Fluidos sin contaminar
Variación
Tipos de densificante Producto B
CaCO3
Producto B
CaCO3
Producto CaCO3 B
33
23
81
65
-
-
19
12
53
40
-
-
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
14
11
28
25
-14
-14
16.5
11.5
40.5
32.5
-24
-21
5
1
25
15
-20
-14
6
7
10
5
-4
2
15
16
31
21
-16
-5
pH
9.44
9.50
9.63
10.13
-0.19
0.63
Dureza (ppm)
500
510
240
240
-
-
Adicionalmente se estudió las prueba de filtración API, con el fin de observar el volumen de filtrado y espesor de revoque de ambos fluidos. En la tabla 4.48, se observa que durante cualquier momento de la prueba el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B posee un mayor volumen de filtrado a diferencia del fluido densificado con carbonato de calcio, pero la diferencia entre ellos en el volumen final es de 0.5 cc.
187
Tabla 4.48. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. Volumen de filtrado (cc) Densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 5,2 4 7,5 6,1 5,1 10 7,5 6,3 15 8,8 8 20 10,7 9,4 25 12 10,5 30 13,3 12,8 1 Espesor del revoque (mm) 2 Así como el volumen del filtrado, el espesor de revoque del fluido de lignosulfonato densificado con producto B es 1 mm mayor al fluido densificado con carbonato de calcio como se observa en la figura 4.39 por lo que el producto B ante la contaminación por cemento en fluidos de lignosulfonato ofrece desventajas con respecto al carbonato de calcio referentes a pérdidas de filtrado y revoque. 2
1
Figura 4.39. (1) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento.
188
4.5.3. Análisis de costo entre los aditivos no convencionales y los aditivos convencionales. Aun cuando la realización de un análisis económico no se encuentra dentro de los objetivos de esta investigación se creyó conveniente realizar una pequeña comparación en costos de los aditivos en estudio con respecto a los aditivos convencionales específicamente bentonita, carbonato de calcio, barita y aminas. Para realizar un análisis económico de los costos de los aditivos no convencionales, se realizó una comparación con los precios de los aditivos comerciales utilizados en este trabajo de investigación como: Bentonita, carbonato de calcio, barita y aminas, en el apéndice C, se puede encontrar un resumen de la volumetría usada en promedio de los aditivos convencionales para pozos en la región Gas Anaco suministrado por PDVSA Servicios Petroleros S.A. En la tabla 4.49 se muestra el costo por libra de los aditivos en estudio, es decir, producto A y el producto B.
Tabla 4.49 precios referenciales de los aditivos no convencionales.
Aditivo
Precio en dólares ($/Lb)
Producto A
-
Producto B
0.4057
El producto A como se mencionó anteriormente representa actualmente un residuo industrial de una empresa de Guayana perteneciente al estado venezolano, y por lo tanto su costo es nulo como se observa en la tabla 4.49, los únicos costos relacionados a este producto son los que están ligado al almacenamiento y transporte del mismo que no serán tomado en cuenta para este análisis.
189
En cambio, los sólidos del producto B para el desarrollo de esta investigación, su adquisición provino de la venta informal por lo tanto su costo aproximado en dólares será tasado a la escala del dólar SIMADI (670.82 bs/$ fecha diciembre 2016). También se debe añadir que para la compra de grandes volúmenes de los sólidos del producto B el precio es menor, por lo que el valor monetario con que se analizara el producto será con el precio mayor del mercado.
En la tabla 4.50 se observan los precios referenciales de los aditivos comerciales utilizados en este trabajo suministrados por PDVSA Servicios Petroleros S.A para observar de manera más detallada sobre este reporte de costos, consultar el apéndice C.
Tabla 4.50 Precios referenciales de los aditivos comerciales según PDVSA Servicios Petroleros S.A.
Existe una diferencia despropocional entre el dólar tasado por Petróleos de Venezuela S.A. y el urbano; en PDVSA la tasa que se maneja de divisas es de 10 bsf/$ por lo que para la empresa le resulta la adquisición de estos aditivos mucho menos costoso en comparación al producto B.
Como se observa en ambas tablas, el producto B es menos costoso que la barita en un 3.6 % y como es bien sabido la barita siempre ha sido menos costosa que el carbonato de calcio como se constata en la tabla 4.50 en su precio en bolívares, por lo que se puede inferir que el producto B es menos costoso que ambos densificantes.
190
Pero lo que hace al producto B más rentable es que en Venezuela existe grandes reserva del producto B como se describió en los fundamentos teóricos, por lo que los gastos estarían asociados a la extracción, pulverización y almacenamiento de este producto.
Adicionalmente durante este trabajo de investigación también se concluyó que los sólidos del producto A ahorraban en un 10 % el uso de la bentonita comercial. Actualmente para la perforación de pozos PDVSA en la región de Anaco cotiza en promedio 360000 Lb en cada pozo de esta región, por lo que el uso del producto A en proporción con bentonita como fluido nativo representaría un ahorro de aproximadamente 12600 $ (56520 bs) lo que haría la actividad de la perforación en un proceso aún más rentable.
También además se concluyó que el producto A puede ser utilizado como aditivo inhibidor de corrosión, este puede concluirse como su principal función dentro de este trabajo, el uso de aminas es excesivamente costoso ya que en promedio durante la perforación de un pozo de la faja PDVSA compra aproximadamente 360000 Lb, por lo que traería un ahorro del 100 % referente a mantener el pH o formular lodos resistentes a contaminaciones por gases ácidos, sin considerar los gatos asociados al almacenamiento y transporte.
4.6.
Resumen de resultados obtenidos
Para mostrar de manera más detallada y organizada los resultados obtenidos con los aditivos en estudio en el desarrollo de este trabajo se realizaron las siguientes tablas:
191
Tabla 4.51. Resumen de resultados obtenidos con el producto A como aditivo en fluidos de perforación. Aditivo
Características
Uso
Tipo de fluido
Producto A
sólidos ricos en óxidos metálicos como hierro, aluminio y sodio, de color ladrillo con una gravedad especifica de 1.949 y una alta basicidad (pH = 13.96)
Viscosificante
Densificante
Con la formulación del fluido nativo A se disminuye un 10 % el uso de bentonita, con una concentración de sólidos final de 8.3 %.
Al estar contaminado con sal presenta menores perdidas de filtrado en comparación con un fluido nativo convencional; y al estar contaminado con cemento se flocula al igual que el nativo convencional. No aplica debido a que altas concentraciones del producto en el fluido inducen a la floculación del mismo. Debido a su alto pH el fluido nativo A es resistente ante la contaminación por CO2, sin traer cambios considerables en las propiedades reológicas ni en la densidad.
Nativo
Nativo
Inhibidor de corrosión
Nativo
192
Observaciones Para la formulación de un barril del fluido nativo A se requieren 22.93 gramos de bentonita y 7,61 gramos de producto A.
Como limitante genera geles progresivos altos y revoques gruesos.
Tabla 4.52. Resumen de resultados obtenidos con el producto B como aditivo en fluidos de perforación. Aditivo
Producto B
Características
Arcilla no hinchable con gravedad especifica de 2.6 cuyas capas están fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar en las capas
Uso
Tipo de fluido
Viscosificante
Nativo
Nativo
Observaciones
Debido a su poca capacidad de hidratación su aporte como agente viscosificante es despreciable.
Permite densificar hasta densidades por debajo de 10 lpg, proporcionando ademas propiedades reológicas y tixotrópicas mayores en comparación con los aditivos convencionales.
Funciona como agente controlador de manteniendo un buen espesor de revoque
En presencia de contaminantes como sal y cemento se floculan al igual que al estar densificado con aditivos convencionales. Favorece las propiedades reológicas y disminuye las pérdidas de filtrado, manteniendo un buen espesor de revoque.
Densificante Viscoelástico
Al estar contaminado con sal y cemento presentan mejores propiedades reológicas y tixotrópicas en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio.
Para el caso de fluidos lignosulfonato las pérdidas de filtrado son un poco mayores que las aportadas por fluidos densificados con carbonato de calcio.
Polimérico
Lignosulfonato
193
filtrado
CONCLUSIONES 1. El producto A tienen una gravedad específica o densidad relativa aproximadamente de 1.949.
2. El fluido nativo A permite ahorrar un 10 % el uso de la bentonita comercial. 3. Para la formulación del fluido nativo A se requiere de un porcentaje en peso de sólidos de 8.3. 4. El producto A como agente densificante induce la floculación del fluido de perforación.
5. El producto B sirve como agente densificante para densidades menores de 10 lb/gal en fluidos nativos.
6. Los fluidos densificados con el producto B proporcionan mayores propiedades reológicas y tixotrópicas en comparación con fluidos densificados con aditivos convencionales. 7. Las propiedades fisicoquímicas aportadas por el producto A neutralizado en la formulación de un fluido nativo A son muy similares en comparación al fluido nativo A formulado con el producto A sin neutralizar.
8. El producto A actúa como un aditivo inhibidor de CO2 en la formulación del fluido nativo A, bajo condiciones de 100 psi y 70 °F.
9. Ambos productos en estudio no aportan contaminantes adicionales al fluido de perforación, como iones de calcio y magnesio o iones de cloro.
194
10. El producto B además de actuar como agente densificante, actúa como agente controlador de filtrado para densidad menores de 10 lb/gal en fluidos nativos en comparación a fluidos densificado con aditivos convencionales.
11. El producto B favorece tanto en un incremento en las propiedades reológicas así como disminuye el filtrado en fluidos viscoelástico y poliméricos, además de mantener un favorable espesor de revoque en comparación al carbonato de calcio. 12. El fluido nativo A presenta menor volumen de filtrado al estar contaminado con sal en comparación al fluido nativo convencional. 13. El fluido nativo A se flocula al contaminarse con cemento al igual que el
fluido nativo convencional. 14. Los fluidos nativos densificados con producto B se floculan al igual que los fluidos nativos convencionales al estar en presencia de agentes contaminantes como la sal y el cemento. 15. Las propiedades reológicas y tixotrópicas de los fluidos viscoelásticos, poliméricos y de lignosulfonato densificados con el producto B contaminados con sal y cemento son mejores en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio.
16. Los fluidos viscoelásticos y poliméricos densificados con el producto B presentan menores perdidas de filtrado al estar contaminados con sal cemento, en comparación con fluidos densificados con carbonato de calcio.
195
17. Los fluidos lignosulfonato densificados con producto B contaminado con sal y cemento una diferencia de pérdidas de filtrado de 0.3 cc en comparación que el fluido densificado con carbonato de calcio. 18. Desde el punto de vista económico el producto A supondría una reducción de costos con respecto al uso de bentonita, al igual que en el uso de aditivos inhibidores de corrosión. 19. El producto B, desde el punto de vista económico supondría una disminución de costos en el uso de aditivos densificantes convencionales como el carbonato de calcio o la barita.
196
RECOMENDACIONES Estudiar la capacidad del producto B como agente densificante en fluidos base aceite y agua salada. Evaluar el uso del producto A como aditivo inhibidor de corrosión en formaciones con contenido de gases ácidos. Evaluar el uso del producto B como aditivo densificante en fluidos de perforación en pozos pilotos y observar su comportamiento. Experimentar con el producto A en la formulación de fluidos viscoelásticos, poliméricos y lignosulfonato como agente inhibidor de gases ácidos. Realizar un estudio del producto B a diferentes densidades en los fluidos viscoelásticos, poliméricos y de lignosulfonato, con el fin de establecer un análisis del comportamiento de las propiedades tanto reológicas como tixotrópicas ante el aumento de la cantidad de sólidos del producto B. Realizar un estudio de los fluidos no convencionales contaminados utilizando aditivos de tratamiento de fluidos de perforación, para así evaluar si estos son compatibles con el fluido propuesto y permiten mejorar las propiedades afectadas. Evaluar el comportamiento del fluido nativo A y fluidos nativos densificados con producto B ante contaminaciones con yeso y cal. Proponer la implementación del reactor de alta presión y alta temperatura en las prácticas del laboratorio de fluidos de perforación con el fin de evaluar el comportamiento de los diferentes fluidos estudiados ante la contaminación con gases ácidos.
197
BIBLIOGRAFIA 1. Álvarez, C. “Estudio experimental para el endulzamiento del gas natural en la estación de flujo El Carito, Estado Monagas”. Tesis de Grado, Departamento de Química, Universidad de Oriente, Puerto La Cruz, Venezuela. Agosto (2010). 2. Torres, L. “Formulación de un sistema de fluido de perforación a base de agua y glicol resistente a rangos elevados de temperatura”. Tesis de Grado, Departamento de Petróleo, Universidad de Oriente, Puerto La Cruz, Venezuela. Febrero (2008).
3. Bermúdez, L. “Caracterización de las arcillas cementantes de las arenas productoras pertenecientes al Campo Guario del Distrito de Producción de Gas Anaco”. Tesis de Grado, Departamento de Petróleo, Universidad de Oriente, Puerto La Cruz, Venezuela. Marzo (2008). 4. Instituto Americano del Petróleo. “Manual de Fluidos de Perforación”. Dallas, Texas. (2001). 5. Salas, Roberto. “Fluidos de Perforación”, Universidad de Oriente. Anzoátegui, Venezuela (2000). 6. Baroid. "Manual de Fluidos Baroid", Houston, Texas (2002). 7. M-I DRILLING FLUIDS. “Manual M-I drilling fluids engineering”. Houston, USA (2000).
8. PDVSA CIED. “Fluidos de Perforación”, Maracaibo, Venezuela (2002).
198
9. Museo Geológico Virtual de Venezuela. PDVSA – Intevep. Disponible en: [http://www.pdv.com/lexico/museo/mineralesm].
199
APENDICE A Procedimiento Experimental 1.
Determinar la densidad y gravedad especifica.
Para el cálculo de la gravedad específica, se utilizó el principio de Arquímedes, el cual establece “Un cuerpo total o parcialmente sumergido en un fluido en
reposo,
recibe
un empuje de
abajo
hacia
arriba
igual
al peso del volumen del fluido que desaloja”. Partiendo de este principio se realizó el siguiente procedimiento experimental para el cálculo de la densidad:
1.
llenar un volumen determinado de agua en un cilindro graduado de 25 ml
2.
Pesar una muestra de solido en la balanza digital.
3.
Colocar la muestra de sólidos en el cilindro y se toma la lectura del volumen desplazado.
4.
Calcular la densidad del solido con la siguiente fórmula:
𝜌=
𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎 (𝑔𝑟𝑎𝑚𝑜𝑠) 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 − 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 (𝑐𝑐)
(1)
Los primeros 4 pasos se repiten con 10 muestras con distintos pesos y distintos volúmenes para luego calcular la densidad a través de un promedio ponderado: 𝜌𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 =
5.
𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑛𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎𝑠
(2)
Calcular la gravedad especifica o densidad relativa utiliza la siguiente fórmula:
𝛾𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 =
𝜌𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 200
𝑝𝑎𝑡𝑟𝑜𝑛
(3)
2.
Determinar propiedades reológicas y tixotrópicas.
Las propiedades reológicas y tixotrópicas se mide mediante la utilización del viscosímetro FANN (Figura A.1) el cual está compuesto por una plomada y un cilindro que proporciona movimiento giratorio a la muestra en estudio en velocidades de 600, 300, 200, 100, 6 y 3 rpm. El procedimiento a realizar para la obtención de las propiedades reológicas es el siguiente:
1. Colocar la muestra de fluido agitada en el vaso y sumergir el cilindro del rotor hasta la línea de aforo que se encuentra grabada en el exterior del rotor. 2. Poner en marcha el rotor a una velocidad de 600 rpm y esperar hasta obtener una lectura constante en el dial, anotar el valor correspondiente. 3. Levantar el botón que acciona la caja de velocidades para cambiar la velocidad a 300 rpm. Registrar la lectura del dial, una vez que se haya estabilizado. 4. La viscosidad aparente en centipoise se determina al dividir la lectura de 600 RPM por dos. 5. La viscosidad plástica en centipoise se determina mediante la diferencia entre las lecturas a 600 y a 300 rpm. 6. El punto Cedente en lbs / 100pie2 es igual a la lectura a 300 rpm menos la viscosidad plástica. Para la obtención de la tixotropía o fuerza gel: 1.
Agitar la muestra a una velocidad de 600 rpm por pocos segundos y luego dejar en reposo por 10 segundos. Luego se hace girar el rotor a una velocidad de 3 rpm para producir una nueva lectura. La lectura máxima es la resistencia al gel de 10 seg en lb/pie2.
201
2.
Agitar la muestra nuevamente a máxima velocidad por pocos segundos y luego dejarla en reposo por 10 minutos. La medición se hace exactamente como la de 10 segundos y se registra como la resistencia al gel de 10 minutos en lbs/pie2.
Figura A.1. Viscosímetro FANN. [Fuente Propia] 3.
Determinación de la densidad
La densidad de los fluidos de perforación se mide con la balanza de lodos (figura A.2), cuya medición se lleva a cabo bajo el siguiente procedimiento: 1. Llenar la taza de la balanza con fluido y taparla, permitiendo que el exceso de fluido salga por el orificio de la tapa. 2. Tapar el orificio con el dedo. 3. Lavar la balanza y colocarla sobre el soporte. 4. Correr el cursor a lo largo del brazo hasta lograr el equilibrio de la balanza. 5. Por último se lee la densidad.
202
Figura A.2. Balanza de lodos. [Fuente Propia] 4.
Utilización del reactor de alta presión y alta temperatura.
La neutralización de las muestras se llevan a cabo en el reactor de alta presión y alta temperatura (figura A.3) siguiendo el procedimiento experimental descrito a continuación:
1. Chequear que todas las válvulas de presión estén cerradas, así como la de la bombona de gas. 2. Quitar la tapa del cilindro del reactor, esta tapa está compuesta por un rotor y un conjunto de válvulas controladoras de presión, en ella se encuentra la entrada y salida de la corriente de gas (Figura 3.6). 3. Colocar la mezcla en el cilindro del reactor, preferiblemente una cantidad superior a 300 ml para que pueda tener o con el rotor de la tapa del cilindro, también se recomienda que no se coloquen cantidades superiores a 1000 ml. 4. Colocar la tapa del cilindro, verificando minuciosamente que esta tenga la caída correcta. 5. Ajustar el cilindro del reactor a través de las abrazaderas que lo componen. 6. Conectar los tubos de entrada y salida de gas con la tapa del reactor.
203
7. Conectar el brazo del rotor con la tapa, con el fin de proporcionar durante la corrida energía cinética rotacional. 8. Abrir las válvulas de entrada y salida del gas, así como la válvula de la bombona de gas. 9. Regular la presión del gas hasta la deseada. 10. Al finalizar el proceso, cerrar la bombona de gas para retirar los tubos de entrada y salida. 11. Quitar la tapa del cilindro y retirar la muestra en estudio.
Figura A.3. Diagrama del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR).[Fuente Propia]
204
Figura A.4. Diagrama del cabezal del cilindro del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR). [Fuente Propia] 5.
Estudio de las pérdidas de filtrado y revoque.
Para el estudio de filtración de los diferentes fluidos se utilizó el filtro prensa API de baja presión y baja temperatura (Figura A.5). Normalmente, la prueba de baja temperatura, baja presión se llama “prueba de filtración de API”. El procedimiento de filtración de API es realizado durante 30 minutos a temperatura ambiente con una presión diferencial de 100 psi a través del papel filtro. La realización de este experimento se lleva a cabo cumpliendo el siguiente procedimiento experimental:
1.
Sacar todo el conjunto de filtro-prensa, interior y exterior. Armar la tapa inferior y la celda, asegúrese que la empacadura, la malla y el papel de filtro estén colocados correctamente.
2.
Llenar la celda con lodo hasta 1 cm debajo del borde. Luego se coloca el conjunto en la base o marco del filtro prensa.
3.
Revisar la empacadura en la tapa superior y luego proceder a apretar el tornillo T lo suficiente para impedir la perdida de presión.
4.
Colocar un cilindro graduado y seco debajo del tubo de drenaje para recoger el filtrado.
205
5.
Cerrar la válvula de purga y aplicar una presión de 100lpc.
6.
Luego de 30 minutos cortar la fuente de presión y purgar el recipiente; leer el volumen de agua en el cilindro graduado y anotar el mismo en cc como perdida de agua API. Anotar la temperatura del lodo al comienzo de la prueba.
7.
Desenroscar el tornillo T y quitar el conjunto de la base. Asegúrese primero que se haya liberado toda la presión. Desarmar el conjunto, descartar el lodo con mucho cuidado para salvar el papel filtro con un mínimo daño al revoque. Lavar el revoque depositado con una corriente suave de agua.
8.
Se mide el espesor del revoque con la ayuda de la aguja VICAT, como se observa en la figura A.5
1
2
Figura A.5 (1) Filtro Prensa API; (2) Aguja VICAT. [Fuente Propia]
206
APENDICE B Muestra de cálculos 1.
Obtención de la densidad y gravedad
La muestra de cálculo será realizada para la muestra 1; como es sabido, el mismo procedimiento se aplica para el resto de muestras.
Se inicia con el cálculo de la densidad por medio de la ecuación 1 del apéndice A
𝜌=
0.2925 = 1.4625 𝑔𝑟/𝑐𝑐 12.6 − 12.4
Una vez conocido la densidad para las diferentes muestras se procede a cálculo de la densidad promedio usando la ecuación 2 del apéndice A:
𝜌𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 =
1.4625 + 1.866 + 1.7005 + 1.715 + 1.541 + 2.369 + 2.1654 + 2.963 + 1.8435 + 1.684 10
𝜌𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 = 1.94899
𝑔𝑟 𝑐𝑐
Por último, se calcula la gravedad específica del producto A, utilizando como fluido patrón el agua (ecuación 3 del apéndice A):
𝛾𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜
𝐴
𝑔𝑟 1.94899 𝑐𝑐 = = 1.94899 𝑔𝑟 1 𝑐𝑐
207
2.
Balance de masa para la formulación de fluidos de perforación
Fluido Nativo A
Formulación del fluido nativo A en un volumen de un barril con porcentaje de 8.3 % de peso en sólidos. Datos a utilizar en las suspensiones 𝜌𝑤 = 8.33
𝐿𝑏 𝑔𝑎𝑙
𝛾𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 = 1.949 Tabla B.1. Datos para la formulación de un barril de fluido nativo A Nativo A Sólidos (%)
8.38
Bentonita (%)
6.29
Peso de Bentonita (gr)
22.9346
Peso del producto A (gr)
7.6063
Densidad (lb / gal)
8.7
Calculo de la densidad de los aditivos 𝜌𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 = 𝛾𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 ∗ 𝜌𝑤 𝜌𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 = 1.9 ∗ 8.33 = 16.235 𝐿𝑏/𝑔𝑎𝑙 𝜌𝑏 = 𝛾𝑏𝑒𝑛𝑡𝑜𝑛𝑖𝑡𝑎 ∗ 𝜌𝑤 𝜌𝑏 = 2.3 ∗ 8.33 = 19.16 𝐿𝑏/𝑔𝑎𝑙 Conversión de unidades 𝑉𝑓 = 1 𝑏𝑙𝑠 ∗
42 𝑔𝑎𝑙 = 42 𝑔𝑎𝑙 1 𝑏𝑙
Ecuaciones a utilizar 𝑊𝑤 + 𝑊𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 = 𝜌𝑓 ∗ 𝑉𝑓
208
𝐸𝑐. 1
𝑉𝑤 + 𝑉𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 = 𝑉𝑓 𝑋=
𝑊𝑎 ∗ 100% 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤
𝐸𝑐. 2 𝐸𝑐. 3
Determinar las variables necesarias 𝑋 ∗ 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤 = 100 ∗ 𝑊𝑎 8,3 ∗ 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤 = 100 ∗ 𝑊𝑎 8,3 ∗ 𝑊𝑤 = 91,7 ∗ 𝑊𝑏𝑒𝑛𝑡𝑜𝑛𝑖𝑡𝑎 + 𝑊𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 8,3 ∗ 𝜌𝑊 ∗ 𝑉𝑤 = 91,7 ∗ 22,9346 + 7,6063 8,3 ∗ 8.33 ∗ 𝑉𝑤 = 91,7 ∗ 30,541 𝑉𝑤 = 40,507 𝑔𝑎𝑙 40,507 + 𝑉𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 = 42 𝑉𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 = 1,4932 𝑔𝑎𝑙 Se calcula el volumen de agua 𝑉𝑤 = 40,507 𝑔𝑎𝑙 ∗
350𝑐𝑐 = 337,558 𝑐𝑐 42𝑔𝑎𝑙
Por último se calcula la densidad del fluido, con la ecuación 1 8.33 ∗ 40,507 + 30,541 = 𝜌𝑓 ∗ 42 𝜌𝑛𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜
𝐴
= 8.76 𝐿𝑏/𝑔𝑎𝑙
Fluido Nativo Convencional densificado con el Producto B
Formulación de un fluido nativo convencional de 7 % en peso de bentonita densificado a 9,5 lpg con el producto B. Ecuaciones a utilizar 𝜌𝑖 ∗ 𝑉𝑖 + 𝜌𝑑 ∗ 𝑉𝑑 = 𝜌𝑓 ∗ 𝑉𝑓
209
𝐸𝑐. 4
𝑉𝑖 + 𝑉𝑑 = 𝑉𝑓
𝐸𝑐. 5
Determinar las variables necesarias para la elaboración de la practica 𝑋 ∗ 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤 = 100 ∗ 𝑊𝑎 7 ∗ 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤 = 100 ∗ 𝑊𝑎 7 ∗ 𝑊𝑤 = 93 ∗ 𝑊𝑎 7 ∗ 8.33 ∗ 𝑉𝑤 = 93 ∗ 19.16 ∗ 𝑉𝑎 𝑉𝑤 = 30.557 ∗ 𝑉𝑎 Se sustituye la ecuación 6 en la ecuación 2 30.557 ∗ 𝑉𝑎 + 𝑉𝑎 = 𝑉𝑓 31.557 ∗ 𝑉𝑎 = 42 𝑔𝑎𝑙 𝑉𝑎 = 1.331 𝑔𝑎𝑙 Se calcula el volumen de agua con la ecuación 6 𝑉𝑤 = 30.557 ∗ 1.331 𝑉𝑤 = 40,6713 𝑔𝑎𝑙 ∗
350𝑐𝑐 = 340 𝑐𝑐 42𝑔𝑎𝑙
Se calcula el peso de la arcilla 𝑊𝑎 = 19.16 ∗ 1,331 = 25.5 𝐿𝑏 Por último se calcula la densidad del fluido, con la ecuación 1 8.33 ∗ 40,6713 + 19.16 ∗ 1,331 = 𝜌𝑓 ∗ 42 𝜌𝑓 = 8.667 𝐿𝑏/𝑔𝑎𝑙
210
𝐸𝑐. 6
o
Producto B
Se calcula el peso del lodo a densificar, con un volumen de 1 Barril 𝑊𝑖 = 8.667 ∗ 42 𝑔𝑎𝑙 𝑊𝑖 = 364.14 𝐿𝑏 Se calcula el volumen del densificante con la ecuación 5 42 + 𝑉𝑑 = 𝑉𝑓 𝑉𝑑 = 𝑉𝑓 − 42
𝐸𝑐. 7
Se sustituye la ecuación 7 en la ecuación 5, con el fin de conocer el volumen del fluido densificado, sabiendo que la densidad deseada del fluido es de 9.5 lpg 364.14 + 21.658 ∗ 𝑉𝑓 − 42 = 9.5 ∗ 𝑉𝑓 364.14 + 21.658 ∗ 𝑉𝑓 − 909.636 = 9.5 ∗ 𝑉𝑓 12.158 ∗ 𝑉𝑓 = 545.496 𝑉𝑓 = 44.867 𝑔𝑎𝑙 Se calcula el volumen de densificante con la ecuación 10 𝑉𝑑 = 44.867 − 42 𝑉𝑑 = 2.867 𝑔𝑎𝑙 Y por último se calcula el peso necesario de densificante para obtener la densidad de 9,5 lpg 𝑊𝑑 = 21.658
𝑙𝑏 ∗ 2.867 𝑔𝑎𝑙 𝑔𝑎𝑙
𝑊𝑑 = 62.093 𝑙𝑏
211
Este procedimiento se aplicó para las densidades de 9, 9.2, 9.3, 9.7 y 10 lpg utilizando como densificantes el producto B, carbonato de calcio y barita, en la tabla B.1 se observa la cantidad en gramos a agregar para cada densificante para un barril de fluido nativo convencional.
Tabla B.2. Peso de Producto B, carbonato de calcio y barita para diferentes densidades, utilizados en la formulación de fluidos de perforación.
ρ deseada (Lpg) 8.9 9 9.2 9.3 9.5 9.7 10
Lodo Bentonita 7% W producto B (gr) W CaCO3 (gr) 16.399 16.399 23.715 23.715 38.699 38.699 46.372 46.372 62.099 62.099 78.351 78.351 103.776 103.776
W Barita (gr) 12.854 18.511 29.953 35.739 47.443 59.326 77.495
Fluido Viscoelástico
Se preparó 1 barril de fluido de perforación de tipo viscoelástico densificado con carbonato de calcio y otro barril densificado con el producto B. A continuación se muestra el procedimiento de cálculo para la formulación de un barril de sistema Viscoelástico, partiendo de las concentraciones de los aditivos descritas en la tabla 3.2:
Agua Fresca: Vw = 331 WW =
cc × 1 bbl = 331 cc bbl
331 cc × 42 gal × 8.33 lpg = 330.87 lbs 350 cc
212
Barazan: WBarazan = 1.5
PAC L: WPAC L = 5
lbs × 1 bbl = 5 lb bbl
KOH: WKOH = 0.15
lb ∗ 1 bbl = 1.5 Lb bbl
lbs × 1 bbl = 0.15 lbs bbl
Aldacide: VAldacide = 0.5
cc ∗ 1 bbl = 0.5 cc bbl
Gravedad especifica del Aldacide= 0.985 lpg 𝑊𝐴𝑙𝑑𝑎𝑐𝑖𝑑𝑒 = 0.985 ∗ 8,33
𝑙𝑏 1𝑏𝑏𝑙 42𝑔𝑎𝑙 ∗ 0.5 𝑐𝑐 ∗ ∗ = 0.46 𝑙𝑏𝑠. 𝑔𝑎𝑙 350𝑐𝑐 1𝑏𝑏𝑙
Carbonato de Calcio: WCaCO 3 = 50
lbs × 1bbl = 50 lbs bbl
Producto B: Wproducto
B
= 50
lbs × 1bbl = 50 lbs bbl
Balance de Masa: 𝜌𝐿 × 𝑉𝐿 =
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 + 𝜌𝑊 × 𝑉𝑊
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 = 𝑊𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜
𝜌𝐿 =
330.87 + 1.5 + 5 + 0.15 + 0.49 + 50 𝑙𝑏𝑠 = 9.2 𝑙𝑝𝑔 42 𝑔𝑎𝑙
213
𝐸𝑐. 8
Esta densidad calculada será la tendrá tanto el barril de este tipo de fluido densificado con carbonato de calcio como el barril de fluido densificado con el producto B, ya que como se describió a lo largo de este trabajo de investigación ambos productos poseen una densidad relativa similar.
Fluido Polimérico
Se preparó 1 barril de fluido de perforación de tipo polimérico densificado con carbonato de calcio y otro barril densificado con el producto B. A continuación se muestra el procedimiento de cálculo para la formulación de un barril de sistema polimérico, partiendo de las concentraciones de los aditivos descritas en la tabla 3.3:
Agua Fresca: Vw = 310 WW =
cc × 1 bbl = 310 cc bbl
310 cc × 42 gal × 8.33 lpg = 309.876 lbs 350 cc
KCl: WKCl = 15
lb ∗ 1 bbl = 15 Lb bbl
Duo-Vis: WPAC L = 1.3
KOH: WKOH = 0.15
lbs × 1 bbl = 1.3 lb bbl
lbs × 1 bbl = 0.15 lbs bbl
New-Trol: WNew −Trol = 5
lbs ∗ 1 bbl = 5 lbs bbl
214
Carbonato de Calcio: WCaCO 3 = 80
Lube-167: VLube = 0.5
lbs × 1 bbl = 80 lbs bbl cc ∗ 1bbl = 0.5 cc bbl
Gravedad especifica del lube-167= 0.985 lpg 𝑊𝑙𝑢𝑏𝑒 = 0.985 ∗ 8,33
𝑙𝑏 1𝑏𝑏𝑙 42𝑔𝑎𝑙 ∗ 0.5 𝑐𝑐 ∗ ∗ = 0.46 𝑙𝑏𝑠. 𝑔𝑎𝑙 350𝑐𝑐 1𝑏𝑏𝑙
Balance de Masa: 𝜌𝐿 × 𝑉𝐿 =
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 + 𝜌𝑊 × 𝑉𝑊
𝐸𝑐. 8
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 = 𝑊𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜
𝜌𝐿 =
309.88 + 15 + 1.3 + 0.15 + 5 + 0.46 + 80 𝑙𝑏𝑠 = 9.81 𝑙𝑝𝑔 42 𝑔𝑎𝑙
Esta densidad calculada será la tendrá tanto el barril de este tipo de fluido densificado con carbonato de calcio como el barril de fluido densificado con el producto B, ya que como se describió a lo largo de este trabajo de investigación ambos productos poseen una densidad relativa similar.
Fluido Lignosulfonato
Se preparó 1 barril de fluido de perforación de tipo de lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y otro barril densificado con el producto B. A continuación se muestra el procedimiento de cálculo para la formulación de un barril de sistema de lignosulfonato, partiendo de las concentraciones de los aditivos descritas en la tabla 3.4:
215
Agua Fresca: Vw = 186 WW =
cc × 1 bbl = 186 cc bbl
186 cc × 42 gal × 8.33 lpg = 185.93 lbs 350 cc
M-I Gel pre hidratada: VM−I = 136
cc ∗ 1 bbl = 136 cc bbl
Densidad del M-I gel= 8,6 lpg 𝑙𝑏 1𝑏𝑏𝑙 42𝑔𝑎𝑙 𝑊𝐴 = 8,6 ∗ 136 𝑐𝑐 ∗ ∗ = 140.35 𝑙𝑏𝑠 𝑔𝑎𝑙 350𝑐𝑐 1𝑏𝑏𝑙 NaOH: WNaOH = 0.75
Spersene: WSpersene
lbs × 1 bbl = 0.75 lb bbl
CF
=8
Tannathin: WTannathin = 4
lbs × 1 bbl = 1 lbs bbl
Carbonato de calcio: WBarita = 75
lbs × 1 bbl = 4 lbs bbl
Pac-R: WPac −R = 1
lbs × 1 bbl = 8 lbs bbl
lbs × 1 bbl = 75 lbs bbl
Producto B: Wproducto
B
= 50
lbs × 1bbl = 50 lbs bbl
216
Balance de Masa:
𝜌𝐿 × 𝑉𝐿 =
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 + 𝜌𝑊 × 𝑉𝑊
𝐸𝑐. 8
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 = 𝑊𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜
𝜌𝐿 =
0.75 + 8 + 4 + 1 + 75 + 140.35 + 185.93 𝑙𝑏𝑠 = 9.88 𝑙𝑝𝑔 42 𝑔𝑎𝑙
Esta densidad calculada será la tendrá tanto el barril de este tipo de fluido densificado con carbonato de calcio como el barril de fluido densificado con el producto B, ya que como se describió a lo largo de este trabajo de investigación ambos productos poseen una densidad relativa similar. 3.
Calculo de los PPM de CO2 presentes en fluido.
Viscosidad del CO2
Teoría Cinética De Chapman-Enskog
La “teoría cinética de los gases” fue desarrollada de forma independiente por Sydney Chapman y David Enskog entre 1910 y 1920. A partir de esta teoría, es posible obtener predicciones para la viscosidad, la conductividad térmica y la difusividad en un gas. El modelo de gas ideal es adecuado para describir un gas a temperaturas suficientemente altas o presiones suficientemente bajas. Una suposición de este modelo es que el gas está formado por partículas que no ejercen ninguna fuerza entre sí. Sin embargo, las moléculas en un gas real experimentan fuerzas que son de atracción o de repulsión, según la distancia entre ellas. En el caso de la viscosidad, la teoría cinética de los gases predice la siguiente ecuación para la viscosidad de un gas a baja presión:
217
𝜇 = 2,6693𝑥10−6 ∗
𝑀 ∗ 𝑇 0.5 𝜍 2 ∗ 𝛺𝜇
𝐸𝑐. 9
Donde: M es peso molecular del gas en gramos /mol. T: temperatura del gas en ° K. σ: diámetro de colisión en A. Ωμ: integral de colisión. Además es importante mencionar que σ (diámetro de colisión) y ε (energía característica, que suele emplearse dividida entre la constante de Boltzmann κ) son parámetros específicos del gas (Tabla B.3). Tabla B.3. Parámetros de Lennard-Jones
𝜍 = 3.941 𝐴 𝜀 = 195.2 𝐾 𝑘
218
La integral de colisión Ωμ (Tabla 2) se puede consultar tabulada en función de la temperatura adimensional T *, definida como: 𝑇 𝑇∗ = 𝜀 𝑘 294 °𝐾 𝑇∗ = = 1.50614 195.2 °𝐾 Posteriormente se realiza una interpolación en la parte seleccionada en rojo en la tabla B.4, con el fin de hallar la integral de colisión.
Tabla B.4. Integral de Colision (Lennard-Jones)
𝛺𝜇 = 1.3170 𝜇𝐶𝑂2 = 2,669𝑥10−6 ∗
𝑔𝑟 ∗ 294 (°𝐾) 𝑚𝑜𝑙 3.941 2 (𝐴) ∗ 1.3170
44.01
0.5
𝜇𝐶𝑂2 = 0.01484 𝑐𝑝𝑠
219
= 14.84𝑋10−6 𝑃𝑎 ∗ 𝑠𝑒𝑔
Método De Stiel Y Thodos 1
𝜇 = 9.91𝑥10−8 ∗
2
𝑁 ∗ 𝑀2 ∗ 𝑃𝑐 3
𝐸𝑐. 10
1 𝑇𝑐 6
Donde: M: Peso Molecular del gas, gr/mol Pc: Presion critica del gas, bar Tc: Temperatura critica del gas, ° K N es aquí una función de la temperatura reducida: 𝑁 = 3.4 ∗ 𝑇𝑟 0.94
𝑇𝑟 ≤ 1.5
𝑁 = 1.778 ∗ 4.58 ∗ 𝑇𝑟 − 1.67
0.625
𝑇𝑟 > 1.5
Este método fue originalmente desarrollado para hidrocarburos puros, pero se puede emplear para otros gases no hidrocarburos excepto el hidrógeno.
Calculo de la Temperatura y presión pseudoreducidas: 𝑇 530 °𝑅 = = 0.9673 𝑇𝑐 547.9 °𝑅 𝑃 114,7 𝑙𝑝𝑐𝑎 𝑃𝑟 = = = 0.1074 𝑃𝑐 1071 𝑙𝑝𝑐𝑎 𝑇𝑟 =
Ya que Tr < 1.5, se aplica la siguiente ecuación: 𝑁 = 3.4 ∗ 0.96730.94 = 3.2954 Pc = 1071 lpca = 77.84 bar Tc=547.9 °R = 304 ° K 1
𝜇𝐶𝑂2 = 9.91𝑥10−8 ∗
2
3.2954 ∗ 44.012 ∗ 77.843 1
3046
220
= 0.00001523 𝑃𝑎. 𝑠𝑒𝑔 = 0.01523 𝑐𝑝𝑠
Viscosidad de gases puros a alta presión
o
Diagrama de viscosidad reducida
No existe un valor específico de presión a partir del cual se considere "alta". Normalmente los métodos para gases a baja presión comienzan a mostrar desviaciones significativas a presiones de 10 atm o mayores.
Con base en el principio de estados correspondientes, es posible relacionar la viscosidad reducida con la temperatura y presión reducidas.
Con las temperaturas y presión reducidas ya calculadas se entra en la figura 1, y se choca en el eje de las ordenadas y así obtener la viscosidad reducida:
Figura B.1. Diagrama de Viscosidad reducida
221
Pocas veces se cuenta con datos de la viscosidad en el punto crítico; algunos valores se presentan en la Tabla B.5.
Tabla B.5. Viscosidad en el punto crítico (micropoise)
𝜇 = 𝜇𝑟 ∗ 𝜇𝑐 = 0.44 ∗ 343 𝑚𝑖𝑐𝑟𝑜𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒 = 150.92 𝑚𝑖𝑐𝑟𝑜𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒 𝜇𝐶𝑂2 = 0.015092 𝑐𝑝𝑠 Ya que no existe una diferencia considerable en los tres valores de viscosidad obtenidas por las distintas correlaciones, se realizara un promedio y el valor obtenido se tomara para el cálculo de los ppm de CO2
𝜇𝐶𝑂2 =
0.01484 + 0.01523 + 0.015092 = 0.015054 𝑐𝑝𝑠 3
222
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 =
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 =
𝜇 (𝑐𝑝𝑠) 𝑔𝑟 𝜌 𝑐𝑐 ∗ 𝐿 (𝑐𝑚)
0.015054 = 0.03902 𝑐𝑚/𝑠𝑒𝑔 0.001842 ∗ 210
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠
𝑐𝑚 ∗ 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑐𝑚2 𝑠𝑒𝑔
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 = 0.039015 ∗ 𝜋 ∗ 0.15
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 = 0.002758
𝐸𝑐. 11
2
𝐸𝑐. 12
= 0.002758 𝑐𝑚3 /𝑠𝑒𝑔
𝑐𝑚3 ∗ 3600 𝑠𝑒𝑔 = 9.9288 𝑐𝑚3 = 0,009928 𝑙𝑖𝑡𝑟𝑜 𝑠𝑒𝑔
A continuación se muestra una tabla resumen (tabla B.6), con los datos de presión, temperatura, volumen y peso molecular de CO 2 así como su constante de gas ideal, estos datos se muestran tanto en el sistema internacional como en el sistema ingles:
Tabla B.6. Tabla de datos CO2 Sistema
Sistema
Internacional
Ingles
Volumen de CO2 introducido (litros – Ft3)
0.009928
0.0004
Temperatura (°K - ° F)
294.261
70
Presión (Kpa - psi)
689.48
100
Peso Molecular del CO2
44.01
44.01
Constante del Gas (KJ/kmol °K - psia ft3/lbmol °R)
8.314
10.73
Factor de Compresibilidad
0.96
0.96
223
Ley de los Gases Ideales: 𝑚=
𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 =
𝑃 ∗ 𝑉 ∗ 𝑃𝑀 𝑅∗𝑇∗𝑍
𝐸𝑐. 13
689.48 ∗ 0.009928 ∗ 44.01 = 0.12314 gr de CO2 0.1889 ∗ 294.261 ∗ 096
𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 + 𝑚𝑎𝑠𝑎 de CO2
𝐸𝑐. 14
𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1000 + 0.12314 = 1000.0123 gramos
PPM de CO2 𝑃𝑃𝑀 𝐷𝐸 𝐶𝑂2 =
𝑃𝑃𝑀 𝐷𝐸 𝐶𝑂2 =
𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 𝑥10−6 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝐸𝑐. 15
0.12314 gr 𝑥10−6 = 124 𝑃𝑃𝑀 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 1000.0123 gr
Este procedimiento se repitió para calcular los ppm de CO 2 presentes en el fluido nativo A y el fluido nativo A densificado, los resultados se observa en la tabla B.7. Tabla B.7. Calculo de los ppm CO2
Masa del fluido (gr) Tiempo de Corrida (min) Volumen de CO2 (litro) Masa de CO2 (gr) PPM de CO2
Fluido Endulzante (Agua + producto A) 1000.00
Fluido Nativo A 1054.47
Fluido Nativo A densificado 1138.35
60
15
15
0.0099 0.1232 124
0.0025 0.0308 29
0.0025 0.0308 27
224
APENDICE C Cotización de aditivos para la formulación de fluidos de perforación.
Figura C.1. Costos de aditivos suministrado por PDVSA Suministros Petroleros S.A
225
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
TÍTULO
EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES ADITIVOS NO CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
SUBTÍTULO
AUTOR (ES): APELLIDOS Y NOMBRES ZAMORA S.; JUAN A. VÁSQUEZ N.; ARTURO J.
CÓDIGO CVLAC / E MAIL CVLAC: V-23468094 E MAIL: [email protected] CVLAC: E MAIL: CVLAC: E MAIL:
PALÁBRAS O FRASES CLAVES: Fluidos, perforación, aditivos, lodos, petróleo, corrosión, densificante, aditivos.
226
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: ÀREA ESCUELA DE INGENIERIA Y CIENCIAS APLICADAS
SUBÀREA INGENIERÍA DE PETROLEO
RESUMEN (ABSTRACT): Con el fin de buscar la innovación en las operaciones de perforación se buscó evaluar la aplicabilidad de dos aditivos no convencionales en la perforación conocidos como producto A y producto B. El producto A debido a que representaba originalmente la fase dispersa de un fluido endulzante inicialmente se le determinó su densidad relativa, luego se formularon concentraciones 3, 5, 7 y 9 % en peso del producto A con el fin de evaluar su uso como viscosificante, finalmente se definió un nuevo fluido conocido como fluido nativo A que es capaz de ahorrar en un 10 % el uso de bentonita. Adicionalmente este fluido fue sometido a una corriente de CO 2 con el fin de evaluar si el producto A como aditivo en el fluido nativo A es capaz de actuar como un secuestrante anticorrosivo ante formaciones con contenido de CO 2 observándose que el fluido mantiene buenas propiedades reológicas sin cambios en densidad y sin grandes variaciones en la perdida de filtrado. Para el caso del producto B por su alta densidad relativa se buscó su aplicabilidad como aditivo densificante por lo que se formularon fluidos de 7 % en peso de bentonita y se densificaron a 8.9, 9, 9.2, 9.3, 9.5, 9.7, 10 lpg con el producto B con el fin de evaluar sus propiedades reológicas y volúmenes de filtrado estableciendo una comparación con densificantes comerciales como carbonato de calcio y barita, y se pudo observar que los fluidos densificados con el producto B aportaba mejores propiedades reológicas así como menores perdidas de filtrado en comparación con los fluidos convencionales. Este mismo comportamiento se observo cuando el producto B fue evaluado como densificante en fluidos de lignosulfonato, viscoelásticos y poliméricos. Adicionalmente se contaminaron estos fluidos con sal y cemento, observándose que las propiedades fisicoquímicas de los fluidos formulados con los aditivos propuestos son mejores que los fluidos formulados con aditivos convencionales. Por último se realizó un análisis económico entre los aditivos propuestos en este trabajo de grado y aditivos comerciales.
227
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: CONTRIBUIDORES: APELLIDOS Y NOMBRES
ROL / CÓDIGO CVLAC / E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL
GUERRA, OLY
ACOSTA, FELIX
URICARE, JAIRO
FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN:
2017 AÑO
04 MES
04 DÍA
LENGUAJE. SPA
228
CA
AS
TU (X)
JU
[email protected] CA
AS
TU
JU (X)
[email protected] CA
AS
TU
JU (X)
CA
AS
TU
JU
CA
AS
TU
JU
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
ARCHIVO (S): NOMBRE DE ARCHIVO TIPO MIME TESIS.EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES . MS.word ADITIVOS NO CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI.doc
ALCANCE ESPACIAL: TEMPORAL: TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO: INGENIERO DE PETROLEO NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO: PREGRADO ÁREA DE ESTUDIO: INGENIERÍA DE PETRÓLEO INSTITUCIÓN: UNIVERSIDAD DE ORIENTE / NÚCLEO ANZOÁTEGUI
229
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
230
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
DERECHOS De acuerdo al artículo 41 del reglamento de trabajos de grado (Vigente a partir del II Semestre 2009, según comunicación CU-034-2009) “Los Trabajos de grado son exclusiva propiedad de la Universidad de Oriente y solo podrán ser utilizadas a otros fines con el consentimiento del consejo de núcleo respectivo, quien lo participara al Consejo Universitario “
__________________________
_________________________
AUTOR JUAN A. ZAMORA S.
AUTOR ARTURO J. VÁSQUEZ N.
__________________________________ Ing. Oly Guerra Tutor Académico
__________________________
_________________________
Ing. Félix Acosta
Ing. Jairo Uricare
Jurado Principal
Jurado Principal
POR LA SUBCOMISION DE TESIS
231
“EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES ADITIVOS NO
CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI”
REALIZADO POR:
ARTURO JOSÉ VÁSQUEZ NOGUERA JUAN ARTURO ZAMORA SARMIENTO
Trabajo de Grado Presentado como Requisito Parcial para Optar al Título de: INGENIERO DE PETRÓLEO
Barcelona, Abril de 2017
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO
“EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES ADITIVOS NO
CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI” REALIZADO POR: Br. Arturo José Vásquez Noguera C.I 21.392.171 Br. Juan Arturo Zamora Sarmiento C.I 23.468.094 REVISADO POR: _______________________________ Ing. Oly Guerra Asesor Académico
Barcelona, Abril de 2017
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO
“EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES ADITIVOS NO
CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI” El jurado hace constar que asigno a esta tesis la calificación de:
APROBADO ____________________________ Ing. Oly Guerra Tutor Académico _________________________
________________________
Ing. Félix Acosta
Ing. Jairo Uricare
Jurado Principal
Jurado Principal
Barcelona, Abril de 2017
RESOLUCIÓN
De acuerdo con el artículo 41 del Reglamento de Trabajo de Grado:
Los trabajos de Grado son de exclusiva propiedad de la Universidad de Oriente y sólo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo respectivo, quien lo participará al Consejo Universitario.
IV
DEDICATORIA A Dios porque durante toda mi vida siempre ha estado guiándome para lograr todos mis objetivos y haciendo que mi vida sea un colegio permanentemente lleno de lecciones y aprendizajes.
A mi Mamá que con su amor, esfuerzo y sacrificio permitió que este sueño sea posible. No solo le dedico este logro sino cada éxito que consiga en mi vida, tú también eres ingeniero, TE AMARE ETERNAMENTE, espero estés orgullosa.
A mi Papá, mi guerrero, muchísimas gracias porque tú al igual que mi mamá con tu amor, esfuerzo y sacrificio hasta el último respiro siempre buscaste que mi única preocupación sea mi título. TE AMARE PARA SIEMPRE, me encantaría que estés aquí conmigo físicamente, ojala sea la mitad de buen padre que fuiste tú, espero que tú también estés orgulloso.
A mi hermana bella, gracias porque de ti también aprendí tú también estuviste ahí para mí cuando te necesite siempre, eres mi mejor amiga, TE AMO TE AMO.
A mis abuelos, que siempre estuvieron pendientes de mí y de mi bienestar, tienen un nieto más que es profesional, gracias por estar ahí siempre cada vez que los necesité, con las mejores palabras de aliento y los mejores consejos cuando los días son grises. Ustedes también son un ejemplo que la vida es hoy y hay que disfrutarla.
A mis amigos, Daniel, Luis, Simón, Francisco y la familia Chang que más que amigos son mi familia, hicieron que esta etapa fuera la mejor de mi vida.
V
A todos aquellos que directa o indirectamente formaron parte de este logro con sus ayudas, deseos, amistades, buenos y no tan buenos momentos que hicieron de mi lo que soy hoy. GRACIAS y que Dios los bendiga siempre.
Juan Arturo Zamora S.
VI
DEDICATORIA A mis padres, por darme la vida y ser un apoyo fundamental a lo largo de mi desarrollo personal y académico; a ustedes les debo este y todos mis éxitos. Los amo infinitamente.
Arturo J. Vásquez N. VII
AGRADECIMIENTOS A Dios y a la Virgen del Valle, que me han dado este regalo, así como el de la vida.
A la Universidad de Oriente, la casa más alta del oriente venezolano, por regalarme las mejores enseñanzas para conquistar esta meta y por ser el mejor simulador de los que nos espera allá afuera.
A mi tutor Oly Guerra por confiar en este proyecto y en nosotros, dejarnos plasmar nuestra visión, darnos la libertad de siempre ser creativos y por siempre darnos su mejor disposición cuando necesitamos de ella, más que una profesora es una amiga.
A Arturo Vásquez un hermano que la UDO me regalo, gracias por confiar en mí como compañero de tesis, de verdad que esto se hizo fácil gracias a ti, hermanos por siempre.
A los hermanos que la UDO me regaló como Oriana De Brito, Brigitte Pardi, Mager El Laham, Alberto Delgado, Antonia Rengel y Daniel Hernández gracias por siempre estar ahí, los voy a querer mucho siempre, gracias por soportarme.
A mis amigos cercanos de la UDO como: Moisés Morao, Reinel Echavez, Luis Rodríguez, Patricia Amorin, José Ramón Pérez, Luis Silva, Ricardo Loreto, Luisana Martínez, María Sué, Gerardo Guerra, Rita Celestin y Albany Acosta. Los quiero muchísimo siempre contaran con mi ayuda gracias porque ustedes me ayudaron no solo académicamente sino personalmente en muchos momentos difíciles.
VIII
A mi resto de amigos que también fueron mis hermanos y estuvieron conmigo a lo largo de este camino y que muchas veces deje de compartir con ellos y aun así estuvieron siempre para mí como Pedro Bravo, Kyril Elneser, Diana Lavado, Génesis González, David Macayo, Alirio González, María Paola Rodríguez y María Rivillo.
A mis profesoras favoritas Aura Vilela y Tania González, por cada enseñanza y momento compartido; gracias por ser tan especial y regalarme tantos consejos en mi paso por la Universidad de Oriente.
Al equipo del CEDIP en especial a: Beatriz Golindano, Frank Hernández, José Carrasco, Iliana Zabala, Laurianis Trias, Karla Maestre, Rómulo Pérez, Carlos Rivas y Nelson Velásquez gracias a ustedes la presidencia no fue tan complicada, gracias porque desde el primer día me recibieron con los brazos abiertos siempre, muchísimo éxito en todo lo que se propongan.
A todos aquellos que directa o indirectamente formaron parte de este logro con sus ayudas, deseos, amistades, buenos y no tan buenos momentos que hicieron de mi lo que soy hoy. GRACIAS y que Dios los bendiga siempre.
Juan Arturo Zamora S.
IX
AGRADECIMIENTOS A Dios por ser mi luz y mi guía durante todo este camino.
A la Universidad De Oriente, por todo el aprendizaje otorgado y por permitirme crecer académicamente.
A la Ing. Oly Guerra, por darnos la oportunidad de desarrollar este trabajo junto a ella.
A María Sué, por su apoyo incondicional tanto en lo personal como académico.
A Juan Zamora, por ser un excelente amigo además de un compañero de clases; y ser parte fundamental en el desarrollo de este trabajo.
A los amigos que me regalo la UDO, en especial a: Antonia Rengel, Oriana De Brito, Brigitte Pardi y Alberto Delgado.
A Edoardo Mavo, por abrirnos las puertas del laboratorio y compartir sus conocimientos durante el desarrollo de los experimentos.
Arturo J. Vásquez N. X
RESUMEN Con el fin de buscar la innovación en las operaciones de perforación se buscó evaluar la aplicabilidad de dos
aditivos no convencionales en la
perforación conocidos como producto A y producto B. El producto A debido a que representaba originalmente la fase dispersa de un fluido endulzante inicialmente se le determinó su densidad relativa, luego se formularon concentraciones 3, 5, 7 y 9 % en peso del producto A con el fin de evaluar su uso como viscosificante, finalmente se definió un nuevo fluido conocido como fluido nativo A que es capaz de ahorrar en un 10 % el uso de bentonita. Adicionalmente este fluido fue sometido a una corriente de CO2 con el fin de evaluar si el producto A como aditivo en el fluido nativo A es capaz de actuar como un secuestrante anticorrosivo ante formaciones con contenido de CO 2 observándose que el fluido mantiene buenas propiedades reológicas sin cambios en densidad y sin grandes variaciones en la perdida de filtrado. Para el caso del producto B por su alta densidad relativa se buscó su aplicabilidad como aditivo densificante por lo que se formularon fluidos de 7 % en peso de bentonita y se densificaron a 8.9, 9, 9.2, 9.3, 9.5, 9.7, 10 lpg con el producto B con el fin de evaluar sus propiedades reológicas y volúmenes de filtrado estableciendo una comparación con densificantes comerciales como carbonato de calcio y barita, y se pudo observar que los fluidos densificados con el producto B aportaba mejores propiedades reológicas así como menores perdidas de filtrado en comparación con los fluidos convencionales. Este mismo comportamiento se observo cuando el producto B fue evaluado como densificante en fluidos de lignosulfonato, viscoelásticos y poliméricos. Adicionalmente se contaminaron estos fluidos con sal y cemento, observándose que las propiedades fisicoquímicas de los fluidos formulados con los aditivos propuestos son mejores que los fluidos formulados con aditivos convencionales. Por último se realizó un análisis económico entre los aditivos propuestos en este trabajo de grado y aditivos comerciales.
XI
ÍNDICE GENERAL RESOLUCIÓN ........................................................................................................ IV DEDICATORIA ........................................................................................................ V AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... VIII RESUMEN.............................................................................................................. XI ÍNDICE GENERAL ................................................................................................ XII LISTA DE TABLAS ...............................................................................................XIX LISTA DE FIGURAS .............................................................................................XIX CAPÍTULO I INTRODUCCION 1.1.
Introducción ........................................................................................... 28
1.2.
Planteamiento del Problema .................................................................. 30
1.3.
Objetivos de la Investigación ................................................................. 32 1.3.1.
Objetivo General .............................................................................. 32
1.3.2.
Objetivos Específicos ....................................................................... 32
CAPÍTULO II ANTECEDENTES Y MARCO TEÓRICO 2.1.
Antecedentes ........................................................................................ 33
2.2.
Bases Teóricas ...................................................................................... 35 2.2.1.
Perforación de Pozos ....................................................................... 35
2.2.2.
Fluidos de Perforación ..................................................................... 38
2.2.3.
Funciones de los fluidos de Perforación ........................................... 38
2.2.3.1.
Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la
superficie……………………………………………………………………….. 38 XII
2.2.3.2.
Controlar las Presiones de la Formación……………………….. 39
2.2.3.3.
Dar soportes a las paredes del hoyo……………………………. 39
2.2.3.4.
Suspender
los
cortes
cuando
se
interrumpe
la
circulación……………………………………………………………………… 40 2.2.3.5.
Suspensión
de
la
tubería
de
perforación
y
revestimiento…………………………………………………………………... 40 2.2.3.6.
Transmitir potencia hidráulica y limpieza de la mecha………..
41
2.2.3.7.
Enfriamiento de la mecha y sarta de perforación……………..
41
2.2.3.8.
Transmitir información desde el pozo (muestras de cortes y
registros de cortes)……………………………………………………………. 42 2.2.4.
Fases de los fluidos de perforación .................................................. 42
2.2.4.1.
Fase Continúa……………………………………………………… 42
2.2.4.2.
Fase Dispersa……………………………………………………… 42
2.2.4.3.
Fracción Coloidal………………………………………………….. 43
2.2.4.4.
Fracción Inerte (fase sólida)……………………………………… 43
2.2.5.
Propiedades básicas de los fluidos de perforación ........................... 43
2.2.5.1.
Densidad……………………………………………………………. 44
2.2.5.2.
Viscosidad del Lodo……………………………………………….. 44
2.2.5.3.
Viscosidad Aparente………………………………………………. 44
2.2.5.4.
Viscosidad Plástica……………………………………………….. 45
2.2.5.5.
Punto cedente……………………………………………………… 45
2.2.5.6.
Fuerza Gel………………………………………………………….. 46
2.2.5.7.
Filtración……………………………………………………………. 47
2.2.6.
Arcillas y tipos de arcillas ................................................................. 47
2.2.7.
Estados de asociación de las partículas de arcillas .......................... 49
XIII
2.2.8.
Fluidos de Perforación base agua .................................................... 50
2.2.8.1.
Fluidos inhibidos y no inhibidos………………………………….. 51
2.2.8.1.1.
Fluidos no dispersos no inhibidos…………………………... 51
2.2.8.1.1.1. Fluidos nativos o de iniciación (CBM) ............................. 52 2.2.8.1.1.2. Fluidos ligeramente tratados ........................................... 52 2.2.8.1.1.3. Fluidos poliméricos ........................................................ 52 2.2.8.1.1.4. Fluidos de bentonita extendida ....................................... 53 2.2.8.1.1.5. Fluidos no dispersos inhibidos ........................................ 53 2.2.8.1.2.
Fluidos dispersos no inhibidos………………………………. 54
2.2.8.1.3.
Fluidos Dispersos…………………………………………….. 55
2.2.8.1.3.1. Fluidos de cal .................................................................. 56 2.2.8.1.3.2. Fluidos de yeso ............................................................... 56 2.2.9.
Aditivos Utilizados en la perforación ................................................. 57
2.2.9.1.
Tratamiento químico………………………………………………. 57
2.2.9.1.1.
Materiales densificantes……………………………………... 58
2.2.9.1.2.
Materiales viscosificantes…………………………………… 60
2.2.9.1.3.
Materiales para controlar el filtrado………………………… 60
2.2.9.1.4.
Materiales para controlar la reología……………………….. 61
2.2.9.1.5.
Materiales para controlar el pH……………………………… 62
2.2.9.1.6.
Materiales para controlar la pérdida de circulación……….. 63
2.2.9.1.7.
Materiales para dar lubricidad………………………………. 63
2.2.9.1.8.
Materiales para estabilizar lutitas…………………………… 64
2.2.9.1.9.
Materiales para controlar la corrosión……………………… 65
2.2.10. Corrosión. ........................................................................................ 66
XIV
2.2.10.1. Corrosión en la perforación de pozos…………………………… 68 2.2.10.2. Factores que afectan la corrosión……………………………….. 71 2.2.10.3. Productos para el control de la corrosión……………………….. 80 2.2.11. Fluido endulzante o producto A ........................................................ 84 2.2.12. Sólidos del producto B ..................................................................... 86 CAPÍTULO III METODOLOGÍA 3.1.
CARACTERIZAR LOS SÓLIDOS DE LA MEZCLA DE UN FLUIDO
ENDULZANTE
DESHIDRATADO
DEFINIENDO
SU
DENSIDAD
Y
GRAVEDAD ESPECÍFICA O DENSIDAD RELATIVA ......................................... 88 3.2.
ESTUDIAR
LA
APLICABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA ....... 90 3.2.1.
Estudio del producto A y Producto B como aditivo viscosificante ..... 91
3.2.2.
Estudio del producto A y Producto B como aditivo densificante ....... 93
3.3.
EXPERIMENTAR
CON
LOS
SÓLIDOS
DEL
FLUIDO
ENDULZANTE COMO ADITIVO INHIBIDOR DE CORROSIÓN EN FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA ....................................................................... 94 3.4.
FORMULAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN A PARTIR DE
LOS DIFERENTES ADITIVOS NO CONVENCIONALES ESTABLECIENDO UNA
COMPARACIÓN
CON
FLUIDOS
DE
PERFORACIÓN
CONVENCIONALES ........................................................................................... 96 3.5.
EVALUAR
LA
VIABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES ANTE CONTAMINACIONES, COMPARÁNDOLOS CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES. ................................ 98
XV
CAPÍTULO IV ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS 4.1.
CARACTERIZAR LOS SÓLIDOS DE LA MEZCLA DE UN FLUIDO
ENDULZANTE
DESHIDRATADO
DEFINIENDO
SU
DENSIDAD
Y
GRAVEDAD ESPECÍFICA O DENSIDAD RELATIVA ....................................... 100 4.2.
ESTUDIAR
LA
APLICABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA ..... 103
4.3.
4.2.1.
Producto A como aditivo viscosificante........................................... 103
4.2.2.
Producto B como aditivo viscosificante........................................... 107
4.2.3.
Producto A como aditivo densificante ............................................. 109
4.2.4.
Producto B como aditivo densificante ............................................. 110
EXPERIMENTAR
CON
LOS
SÓLIDOS
DEL
FLUIDO
ENDULZANTE COMO ADITIVO INHIBIDOR DE CORROSIÓN EN FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA ..................................................................... 120 4.3.1.
Neutralización de sólidos del producto A a través de una
corriente de CO2. ........................................................................................ 121 4.3.2.
Sólidos del producto A como inhibidor de corrosión en fluidos de
perforación ................................................................................................. 124 4.4. LOS
FORMULAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN A PARTIR DE DIFERENTES
COMPUESTOS
DEFINIENDO
ADEMÁS,
SUS
PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS Y REOLÓGICAS ....................................... 134 4.4.1.
Propiedades fisicoquímicas del fluido Nativo A. ............................. 135
4.4.2.
Volumen de filtrado en fluidos densificados con el producto B …….139
4.4.3.
Uso
de
producto
B
como
densificante
para
fluidos
viscoelásticos.. ........................................................................................... 147
XVI
4.4.4.
Uso del producto B como aditivo densificante en fluidos
poliméricos. ................................................................................................ 152 4.4.5.
Uso del producto B como aditivo densificante en fluidos de
lignosufonato. ............................................................................................. 157 4.5.
EVALUAR
LA
VIABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES ANTE CONTAMINACIONES, COMPARÁNDOLOS CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES ............................... 164 4.5.1.
Contaminación por sal en los fluidos de perforación formulados
con los aditivos no convencionales ............................................................. 164 4.5.1.1.
Fluido Nativo A…………………………………………………….. 165
4.5.1.2.
Producto B como densificante en fluidos nativos……………… 168
4.5.1.3.
Producto
B
como
densificante
en
fluidos
viscoelásticos………………………………………………………………….. 169 4.5.1.4.
Producto B como densificante en fluidos polimérico………….. 172
4.5.1.5.
Producto
B
como
densificante
en
fluidos
de
lignosulfonato………………………………………………………………….. 175 4.5.2.
Contaminación por cemento en los fluidos de perforación
formulados con los aditivos no convencionales .......................................... 178 4.5.2.1.
Fluido Nativo A…………………………………………………….. 178
4.5.2.2.
Producto B como densificante en fluidos nativos……………… 179
4.5.2.3.
Producto B como densificante en fluidos viscoelásticos……… 180
4.5.2.4.
Producto B como densificante en fluidos poliméricos………… 183
4.5.2.5.
Producto
B
como
densificante
en
fluidos
de
lignosulfonato………………………………………………………………….. 185 4.5.3.
Análisis
económico
en
la
utilización
de
aditivos
no
convencionales en la formulación de fluidos de perforación base agua.…...189
XVII
CONCLUSIONES .............................................................................................. 194 RECOMENDACIONES ...................................................................................... 197 BIBLIOGRAFIA .................................................................................................. 198 APENDICE A ..................................................................................................... 200 Procedimiento Experimental .............................................................................. 200 APENDICE B ..................................................................................................... 207 Muestra de cálculos ........................................................................................... 207 APENDICE C ..................................................................................................... 225 Cotización de aditivos para la formulación de fluidos de perforación. ................ 225 METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: .............. 226
XVIII
LISTA DE TABLAS Tabla 2.1. Materiales densificados utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] ...................................................................................................... 58 Tabla 2.2. Materiales viscosificantes utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] ................................................................................................. 60 Tabla 2.3. Materiales controladores de pH utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] ...................................................................................... 63 Tabla 3.1. Porcentaje en peso de bentonita y producto A en base a 7 % en peso de sólidos. ................................................................................................... 92 Tabla 3.2. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas viscoelástico y su respectivo tiempo de agitación. .................................................................... 97 Tabla 3.3. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas polimérico y su respectivo tiempo de agitación. ....................................................................... 97 Tabla 3.4. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas lignosulfonato y su respectivo tiempo de agitación. .................................................................... 98 Tabla 4.1. Datos obtenidos para el cálculo de la densidad del producto A. ........ 102 Tabla 4.2. Propiedades reológicas de fluidos con el producto A como viscosificante. .................................................................................................... 103 Tabla 4.3. Propiedades reológicas del fluido nativo convencional. ..................... 104 Tabla 4.4. Propiedades reológicas de muestras de fluido con porcentaje en sólidos de bentonita / producto A en base al 7%. .............................................. 105 Tabla 4.5. Propiedades reológicas de muestras de fluido nativo A con porcentaje adicional de bentonita. ..................................................................... 106 Tabla 4.6. Propiedades reológicas de muestras de fluido nativo B en base al 7% en sólidos. ................................................................................................... 108 Tabla 4.7. Propiedades reológicas de muestra de fluido nativo B con porcentaje adicional de bentonita. ..................................................................... 108 XIX
Tabla 4.8. Propiedades reológicas y tixotrópicas de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con producto B. ............................. 110 Tabla 4.9. Propiedades reológicas y tixotrópicas de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con carbonato de calcio. ............... 111 Tabla 4.10. Propiedades reológicas y tixotrópica de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con barita. ..................................... 111 Tabla 4.11 Valores de pH antes y después de ser contaminados con CO 2 ....... 121 Tabla 4.12. Propiedades reológicas y tixotrópicas de muestra de fluido nativo A formulados con los sólidos neutralizados y sin neutralizar. ............................. 123 Tabla 4.13. Volumen de filtrado de muestra de fluido nativo A formulados con los sólidos neutralizados y sin neutralizar. ......................................................... 123 Tabla 4.14. Propiedades reológicas y tixotrópicas de la muestra de fluido nativo A contaminada con CO2 y sin contaminar. .............................................. 127 Tabla 4.15. Volumen de filtrado de la muestra de fluido nativo A contaminada con CO2 y sin contaminar. ................................................................................. 128 Tabla 4.16. Propiedades reológicas y tixotrópicas de las muestras de fluido nativo A densificada a 9.5 lb/ gal sin contaminar. .............................................. 130 Tabla 4.17. Propiedades reológicas y tixotropías de las muestras de fluido nativo A densificadas a 9.5 Lb/gal después de la contaminación con CO 2. ....... 131 Tabla 4.18. Volumen de filtrado de las muestras de fluidos nativos A densificadas y contaminada con CO2. ................................................................ 134 Tabla 4.19. Datos para la formulación de un fluido nativo A con respecto a un lodo nativo convencional.................................................................................... 135 Tabla 4.20. Propiedades fisicoquímicas del fluido nativo A y nativo convencional. ..................................................................................................... 136 Tabla 4.21. Volúmenes de filtrado y espesor de revoque de un fluido nativo A y un lodo nativo convencional. ........................................................................... 137 XX
Tabla 4.22. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 9 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio. .................................................... 139 Tabla 4.23. Perdidas de filtrado y revoque del fluidos densificado a 9.5 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio. .................................................... 142 Tabla 4.24. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 9.7 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio. .......................................... 144 Tabla 4.25. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 10 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio. .................................................... 146 Tabla 4.26. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio. ....................................... 148 Tabla 4.27. Propiedades reológicas de los sistemas viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio a 120 °F. ........................ 150 Tabla 4.28. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio. .......................................... 151 Tabla 4.29. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con el producto B y carbonato. ...................................................... 153 Tabla 4.30. Propiedades reológicas de los sistemas poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio a 120 °F. ............................................. 155 Tabla 4.31. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio. ....................................... 155 Tabla 4.32. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio. .......................................... 159 Tabla 4.33. Propiedades reológicas de los sistemas lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio a 120 °F. ............................ 161 Tabla 4.34. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio. .......................................... 162
XXI
Tabla 4.35. Propiedades reológicas, tixotrópicas y pH del fluido nativo y nativo A contaminados con sal y sin contaminar. ............................................... 166 Tabla 4.36. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos nativo y nativo A contaminados con sal. ....................................................................................... 167 Tabla 4.37. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelástico densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con sal y sin contaminar. ........................................................................................................ 169 Tabla 4.38. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. ....... 171 Tabla 4.39. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal y sin contaminar. .................................................................................................. 173 Tabla 4.40. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. ....... 174 Tabla 4.41. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con sal y sin contaminar. ........................................................................................................ 176 Tabla 4.42. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. ....... 177 Tabla 4.43. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento y sin contaminar. ................................................................................. 181 Tabla 4.44. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. ............................................................................................................ 182
XXII
Tabla 4.45. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento y sin contaminar. ................................................................................. 184 Tabla 4.46. Perdidas de filtrado de fluidos poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. .......................... 185 Tabla 4.47. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con cemento y sin contaminar. ................................................................................. 187 Tabla 4.48. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. ............................................................................................................ 188 Tabla 4.49 precios referenciales de los aditivos no convencionales. ................. 189 Tabla 4.50 Precios referenciales de los aditivos comerciales según PDVSA Servicios Petroleros S.A. ................................................................................... 190 Tabla 4.51. Resumen de resultados obtenidos con el producto A como aditivo en fluidos de perforación. ....................................................................... 192 Tabla 4.52. Resumen de resultados obtenidos con el producto B como aditivo en fluidos de perforación. ....................................................................... 193 Tabla B.1. Datos para la formulación de un barril de fluido nativo A .................. 208 Tabla B.2. Peso de Producto B, carbonato de calcio y barita para diferentes densidades, utilizados en la formulación de fluidos de perforación. ................... 212 Tabla B.3. Parámetros de Lennard-Jones ......................................................... 218 Tabla B.4. Integral de Colision (Lennard-Jones) ................................................ 219 Tabla B.5. Viscosidad en el punto crítico (micropoise) ....................................... 222 Tabla B.6. Tabla de datos CO2 .......................................................................... 223 Tabla B.7. Calculo de los ppm CO2.................................................................... 224
XXIII
LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 Perspectiva esquemática de un equipo de perforación rotatoria. [4] ..... 37 Figura 2.2. Corrosión en la superficie de la tubería. [4] ......................................... 69 Figura 2.3. Efecto del pH sobre la corrosión. [4] .................................................... 72 Figura 2.4. Efecto de la salinidad sobre la velocidad de corrosión. [4] ................... 73 Figura 2.5. Efecto de la salinidad sobre la solubilidad del oxígeno. [4] .................. 73 Figura 2.6. Efecto de la presión (y la temperatura) sobre la solubilidad del oxígeno. [4] ........................................................................................................... 74 Figura 2.7. Efecto de la temperatura (y la presión) sobre la solubilidad del oxígeno. [4] ........................................................................................................... 75 Figura 2.8. Producto B. [Fuente Propia] ....................................................................... 87 Figura 3.1. Fluido endulzante. [Fuente Propia] ............................................................. 89 Figura 3.2. Horno BAROID. [Fuente Propia] ................................................................ 89 Figura 3.3. Diagrama del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR).[Fuente Propia] ............................................................................................... 94 Figura 4.1. Muestra sacada del horno totalmente seca.
[Fuente Propia]
.................... 101
Figura 4.2. Rendimiento del fluido nativo en peso de bentonita y del fluido de producto A. ........................................................................................................ 104 Figura 4.3. Producto B. ...................................................................................... 107 Figura 4.4. Fluido nativo densificado a 9.2 lpg con el producto A....................... 109 Figura 4.5. Viscosidad aparente de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita. .............................................................................. 113 Figura 4.6. Viscosidad plástica de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita. .............................................................................. 114 Figura 4.7. Punto cedente de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita. .............................................................................. 115 XXIV
Figura 4.8. Resistencia gel a los 10 segundos de los fluidos densificados. ........ 118 Figura 4.9. Resistencia gel a los 10 minutos de los fluidos densificados............ 119 Figura 4.10. (1) Revoque de fluido con el producto A sin neutralizar; (2) Revoque del fluido con el producto A neutralizado. ........................................... 124 Figura 4.11. Sarta de Perforación atravesando una formación con contenido de CO2 con un lodo nativo A. ............................................................................. 125 Figura 4.12. Volúmenes de filtrado del lodo nativo A antes y después de ser contaminadas con CO2. ..................................................................................... 128 Figura 4.13. (1) Revoque del fluido nativo A sin contaminar; (2) Revoque del fluido nativo A contaminado. .............................................................................. 129 Figura 4.14. Volúmenes de filtrado de los fluidos nativo A y nativo convencional. ..................................................................................................... 138 Figura 4.15. (1) Revoque del fluido bentonita 7 % en peso; (2) Revoque del fluido nativo A. ................................................................................................... 138 Figura 4.16. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9 lb/gal .................... 140 Figura 4.17. Revoque de fluido nativo densificado a 9 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. ............................................................ 141 Figura 4.18. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9.5 lb/gal. ................ 142 Figura 4.19. Revoque de fluido nativo densificado a 9.5 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. ............................................................ 143 Figura 4.20. Revoque de fluido nativo densificado a 9.7 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. ............................................................ 144 Figura 4.21. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9.7 lb/gal ................. 145 Figura 4.22. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 10 lb/gal. ................. 146 Figura 4.23. Revoque de fluido densificado a 10 lb/gal con Barita: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. ............................................................ 147
XXV
Figura 4.24. Volumen de filtrado para fluidos viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio. .................................................................. 152 Figura 4.25. Revoque del fluido viscoelástico densificado con: (1) Carbonato de calcio, (2) Producto B.................................................................................... 152 Figura 4.26. Revoque de fluido polimérico densificado con: (1) carbonato de calcio; (2) Producto B. ....................................................................................... 156 Figura 4.27. Volumen de filtrado para fluido poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio. ...................................................................... 157 Figura
4.28.
Volúmenes
de
filtrados
de
los
fluidos
lignosulfonato
densiificados con producto B y carbonato de calcio. .......................................... 162 Figura 4.29. Revoque de fluido lignosulfonato densificado con: (1) carbonato de calcio; (2) Producto B.................................................................................... 163 Figura 4.30. (1) Revoque de fluido nativo A contaminado con sal; (2) Revoque de fluido nativo convencional contaminado con sal. ........................... 167 Figura 4.31. (1) Fluido nativo densificado con carbonato de calcio floculado por la contaminación con Sal; (2) Fluido nativo densificado con producto B floculado por la contaminación con Sal. ............................................................. 168 Figura 4.32. (1) Revoque de fluido viscoelástico densificado con producto B y contaminado con sal; (2) Revoque de fluido viscoelástico densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal........................................................ 171 Figura 4.33. (1) Revoque de fluido polimérico densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal; (2) Revoque de fluido polimérico densificado con producto B y contaminado con sal. ............................................................. 174 Figura 4.34. (1) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con producto B y contaminado con sal. (2) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal........................................................ 177
XXVI
Figura 4.35. (1) Fluido nativo contaminado con cemento; (2) fluido nativo A contaminado con cemento. ................................................................................ 179 Figura 4.36. (1) Fluido nativo densificado con producto B contaminado con cemento; (2) fluido nativo densificado con carbonato de calcio contaminado con cemento. ..................................................................................................... 180 Figura 4.37. (1) Revoque de fluido viscoelástico densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido viscoelástico densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. ....................................... 183 Figura 4.38. (1) Revoque de fluido polimérico densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido polimérico densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. ............................................. 185 Figura 4.39. (1) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. ....................................... 188 Figura A.1. Viscosímetro FANN. [Fuente Propia] ....................................................... 202 Figura A.2. Balanza de lodos. [Fuente Propia] ........................................................... 203 Figura A.3. Diagrama del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR).[Fuente Propia] ............................................................................................. 204 Figura A.4. Diagrama del cabezal del cilindro del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR). [Fuente Propia] .................................................................. 205 Figura A.5 (1) Filtro Prensa API; (2) Aguja VICAT. [Fuente Propia] ............................ 206 Figura B.1. Diagrama de Viscosidad reducida ................................................... 221 Figura C.1. Costos de aditivos suministrado por PDVSA Suministros Petroleros S.A ................................................................................................... 225
XXVII
CAPÍTULO I INTRODUCCION 1.1.
Introducción
La perforación de pozos es una actividad que se ha practicado en muchos países del mundo desde tiempos antiguos, su fin primordial era obtener salmuera y agua dulce mucho antes del establecimiento de la industria petrolera; desde que se comenzó a explorar el petróleo la perforación ha sido siempre un elemento de gran importancia; a lo largo de la historia su técnica ha variado notablemente mejorando cada vez más las tasas de producción y las ganancias.
El ingeniero de petróleo, una de sus misiones es impulsar alternativas que permitan explorar diversos campos, descubrir yacimientos, delimitar los ya existentes e incorporar las reservas de hidrocarburos de manera económica y rentable, a través de constantes planes de desarrollo y aplicación de nuevas tecnologías. Además una de las finalidades de esta ingeniería es la optimización del proceso de perforación, el cual ha ido evolucionando constantemente en cuanto al estudio de las propiedades de los fluidos de perforación y formulación de nuevos sistemas que se adapten a los nuevos requerimientos, motivados a que dichos fluidos son el principal sostén del hoyo, pero que toman en cuenta muchos parámetros como las propiedades reológicas (viscosidad plástica, punto cedente, geles, viscosidad aparente) a la hora de diseñar un sistema, con el único propósito de minimizar los posibles problemas
que pudieran presentarse como son:
atascamiento de la tubería, pega de la sarta, exceso de arcilla, embolamiento de la mecha y contaminaciones por gases ácidos (CO2 y H2S) y formaciones salinas.
Finalmente se puede decir que la perforación es considerada un elemento vital en la industria petrolera al ser la conexión entre el subsuelo y la superficie y la única manera de asegurar la existencia de hidrocarburos; actualmente la tecnología relacionada con la perforación de pozos es los suficientemente amplia como para personalizar la manera en que cada pozo es perforado y terminado, ratificando así al proceso de perforación como uno de los más importantes para la industria.
Con la aplicación de este proyecto se busca como principal objetivo la innovación en la perforación de pozos, con la utilización de aditivos poco convencionales en la formulación de fluidos de perforación estableciendo una comparación con fluidos formulados con aditivos convencionales.
29
1.2.
Planteamiento del Problema
La industria petrolera siempre se ha visto en la obligación de optimizar en gastos, y con más razón en la actualidad con la disminución de los precios del crudo se ha buscado la manera de reducir costos para que las operaciones
de
exploración,
explotación,
producción,
transporte
y
procesamiento del crudo sigan siendo económicamente rentables. En la actividad de perforación de pozos, los gastos generados por los aditivos químicos utilizados en la formulación de fluidos de perforación son sumamente importantes, por lo que uno de los objetivos de la industria petrolera es buscar aditivos alternativos que sustituyan muchos de los utilizados actualmente para así reducir costos en la comercialización del hidrocarburo.
Adicionalmente, una de las principales dificultades que ha enfrentado la industria es el alto grado de deterioro en los materiales que componen sus equipos e instalaciones de trabajo por causa de la corrosión. Los mismos soportan, en primer lugar, un daño producto del medio ambiente externo al cual se encuentran expuestos y en segundo lugar, son corroídos internamente por ciertos compuestos orgánicos e inorgánicos presentes en los hidrocarburos como el CO2 y H2S. Para el caso de la rama de la perforación, se pueden encontrar formaciones con contenido de estos gases ácidos, lo que trae problemas operacionales, no solo en el fluido de perforación sino a las herramientas que forman parte de la sarta de perforación, trayendo como consecuencia pérdidas económicas no solo en la reposición de equipos sino en el uso de aditivos costosos, como las aminas, para combatir este tipo de formaciones.
Como se ha comprobado en investigaciones anteriores realizadas en la Universidad de Oriente, un fluido endulzante que representa un contaminante industrial altamente básico es capaz de endulzar una corriente de CO 2
30
disminuyendo así su poder de corrosión. Por ello se ha propuesto estudiar los sólidos de este fluido endulzante, conocidos a lo largo de este trabajo como producto A, como parte de la formulación de un fluido de perforación y así sustituir o disminuir el uso de aditivos comerciales normalmente utilizados durante la perforación de pozos como lo son la bentonita y aditivos inhibidores de corrosión.
Además se le realizarán estudios a una arcilla blanca que se encuentra en abundancia en la geografía venezolana, que se conocerá a lo largo del trabajo de investigación como producto B. Esta arcilla posee una alta densidad por lo que es un candidato ideal para la formulación de fluidos de perforación, permitiendo de esta manera la sustitución o disminución del uso de aditivos comerciales normalmente usados en la industria como por ejemplo agentes densificantes.
Con la aplicación de este proyecto se busca la innovación y actualización en el campo de la perforación de pozos con fluidos que proporcionen propiedades similares o mejores a los fluidos formulados con aditivos comerciales y así traer rentabilidad en producción y comercialización del hidrocarburo.
31
1.3.
Objetivos de la Investigación
1.3.1. Objetivo General Evaluar el uso de diferentes aditivos no convencionales en la formulación de fluidos de perforación base agua en el laboratorio de fluidos de perforación del Departamento de Petróleo de la Universidad de Oriente - Núcleo de Anzoátegui.
1.3.2. 1.
Objetivos Específicos
Caracterizar los sólidos de la mezcla de un fluido endulzante deshidratado definiendo su densidad y gravedad especifica.
2.
Estudiar la aplicabilidad de los aditivos no convencionales en los fluidos de perforación base agua.
3.
Experimentar con los sólidos del fluido endulzante como aditivo inhibidor de corrosión en fluidos de perforación base agua.
4.
Formular los fluidos de perforación a partir de los diferentes aditivos no convencionales estableciendo
una
comparación con fluidos
de
perforación convencionales. 5.
Evaluar la
viabilidad de los aditivos no convencionales
contaminaciones,
comparándolos
convencionales.
32
con
fluidos
de
ante
perforación
CAPÍTULO II ANTECEDENTES Y MARCO TEÓRICO 2.1.
Antecedentes
Álvarez Carlos., determinó ciertas propiedades fisicoquímicas del fluido con características arcillosas, llamado pasivo 1, como contenido de sólidos, densidad, pH y los parámetros reológicos: esfuerzo de corte y tasa de deformación, en el laboratorio de corrosión del departamento de petróleo de la universidad de oriente con el viscosímetro FANN, picnómetro, como principales instrumentos de laboratorio para el cálculo de todas las variables a estudiar. Esta investigación demostró que el llamada pasivo 1, tiene una eficiencia de remoción de gases ácidos como CO2 y H2S del 99 % para ambos, por lo que el llamado pasivo 1 se definió como un fluido endulzante. [1]
Torres, L., formuló diferentes muestras de un sistema de fluido de perforación lignosulfonato convencional, con diferentes concentraciones de Monoetilenglicol en su fase continua, seleccionando las que contenían 5, 7, 10 y 15 % de glicol por ser las que mantenían sus propiedades con menor variación en relación con la muestra de referencia con 0 % de glicol. A dichas muestras se aplicaron diversas pruebas de laboratorio, cumpliendo con lo establecido en la norma del Instituto Americano del Petróleo API 13-B1 y después de ser sometidas a periodos de envejecimiento de 418 horas a 200, 250 y 300 °F de temperatura, se les determinó la densidad, la viscosidad plástica, punto cedente, viscosidad aparente, esfuerzo de gel a 10 seg y a 10 min, contenido de sólidos, volumen de filtrado, espesor de revoque, pH, alcalinidad, cloruro y dureza; con el objetivo principal de establecer el efecto de la temperatura sobre las propiedades físicas y químicas de las muestras de fluidos seleccionadas. [2]
Bermúdez L., presentó un estudio titulado “Caracterización de las Arcillas Cementantes de las Arenas Productoras Pertenecientes al Campo Guario del Distrito de Producción Gas Anaco”. Dicho estudio tuvo como propósito fundamental caracterizar las arcillas cementantes en las arenas productoras del
Campo
Guario.
Tras
la
culminación
del
trabajo
se
hicieron
recomendaciones entre las cuales se estudió la aplicabilidad de utilizar fluidos base agua en las formaciones productoras del Campo Guario cumpliendo con un diseño riguroso y tomando en cuenta los minerales de arcillas presentes en dichas formaciones, con la finalidad de minimizar los daños causados por la interacción roca/fluido que pudiesen ocurrir por un mal diseño del fluido durante las operaciones de campo, además de revisar nuevas tecnologías que permitan aumentar la productividad y la vida efectiva de los pozos de manera rentable. [3]
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2.2. 2.2.1.
Bases Teóricas Perforación de Pozos
Una vez que se ha determinado que existe probablemente un yacimiento petrolífero, la única manera de averiguarlo es perforando. La perforación en busca de recursos naturales no es un concepto nuevo. En el año 1100 dC ya se perforaban pozos de salmuera en China con profundidades de hasta 3500 pies, usando métodos similares a la perforación por percusión
Perforación por percusión. Éste es el método que usaron los primeros exploradores de petróleo (“wildcatters”) en el siglo XIX y a principios del siglo XX, y aún se usa hoy para algunos pozos someros. El método emplea una tubería de perforación pesada de acero con una mecha en la parte inferior, suspendida de un cable. El método consiste en levantar y soltar la herramienta repetidamente. La masa metálica que cae sobre la mecha proporciona la energía requerida para romper la roca, abriendo un agujero a través de ésta. El agujero permanece vacío, excepto una pequeña cantidad de agua en el fondo. Después de perforar unos cuantos pies, se sube la tubería de perforación (con su mecha) y se retira los recortes con un achicador (un tubo abierto con una válvula en el fondo). El método de perforación por percusión es simple, pero sólo es eficaz en los pozos someros. El avance de la obra es muy lento debido a la ineficiencia de las mechas y a la necesidad de retirar las herramientas con frecuencia para extraer los recortes.
Perforación rotatoria. Los equipos de perforación rotatoria se usan para distintos propósitos - perforación de pozos de petróleo, gas, agua, geotérmicos y de almacenamiento de petróleo; extracción de núcleos para análisis de minerales; y proyectos de minería y construcción. Sin embargo, la aplicación más importante es la perforación de pozos de petróleo y gas.
35
Según el método rotatorio (introducido en la industria de perforación de pozos de petróleo y gas alrededor de 1900), la mecha queda suspendida de la extremidad de una columna o sarta de perforación tubular (tubería de perforación) sostenida por un sistema de cable/bloques que, a su vez, está sostenido por una torre de perforación (ver la Figura 2.1). La perforación ocurre cuando se hace girar la sarta de perforación y la mecha, mientras que la tubería de perforación y la mecha imponen peso sobre la roca.
Para enfriar y lubricar continuamente la mecha y retirar los recortes del hoyo, se bombea un fluido de perforación (lodo) dentro de la columna de perforación. Al alcanzar la mecha, este lodo pasa a través de las toberas de la mecha, choca contra el fondo del hoyo y luego sube en el espacio anular (el espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo), acarreando los recortes que están suspendidos en él. En la superficie, se filtra el lodo con zarandas y otros dispositivos que eliminan los recortes, y luego se bombea de nuevo dentro del pozo. La circulación del lodo de perforación le proporciona a la perforación rotatoria la eficacia que no se podía conseguir con la perforación por percusión - la capacidad de retirar los recortes del pozo sin sacar la tubería a la superficie. Los equipos usados en la perforación rotatoria están ilustrados en la Figura 2.1. [4]
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Figura 2.1 Perspectiva esquemática de un equipo de perforación rotatoria.[4] 37
2.2.2. Fluidos de Perforación El Lodo de perforación es un fluido circulante generalmente a base de agua o aceite cuyas propiedades has sido modificada y controladas por sólidos y líquidos disueltos o mantenidos en suspensión y que es utilizado principalmente para extraer los recortes de la mecha hacia superficie durante las actividades de perforación de pozos. Existe una amplia gama de fluidos de perforación. El fluido apropiado para un pozo es aquel que es más económico en la perspectiva total de seguridad. Un bajo costo inicial del fluido de perforación puede resultar a la larga muy costoso si genera problemas posteriores en la perforación o producción del pozo. [5]
2.2.3. Funciones de los fluidos de Perforación 2.2.3.1. Conducir los cortes desde el fondo del hoyo a la superficie Los cortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la mecha por lo que se hace circulares el fluido de perforación dentro la sarta y a través de la mecha, arrastrando o acarreando los cortes o recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remoción de los recortes (limpieza del hoyo) depende del tamaño, forma y densidad de los cortes, de la velocidad o rata de Penetración (ROP), de la rotación de la sarta de perforación, de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación. De igual manera se debe cumplir que la velocidad del fluido de perforación debe ser mayor que la velocidad de asentamiento de cortes para así poder garantizar una mejor eficiencia en la velocidad de acarreo y transporte de los cortes y una mayor eficiencia en la limpieza del hoyo. De no
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garantizar una limpieza adecuada del hoyo se podrán tener problemas de incremento de torque, arrastre, disminución de la tasa de penetración Y pega de tubería. [5] 2.2.3.2. Controlar las Presiones de la Formación Una función básica del fluido de perforación es controlar las presiones de la formación para garantizar una operación de perforación segura. Por lo general a medida que la presión de la formación aumenta, se debe incrementar la densidad del fluido de perforación agregando material densificante como barita o carbonato de calcio, con la finalidad de equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del hoyo, impidiendo que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y puedan causar una arremetida. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación mientras está estática (no circulando) se llama presión hidrostática y depende de la densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) del pozo. Si la presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es igual o superior a la presión de la formación, los fluidos de la formación no fluirán dentro del pozo.
La densidad del fluido de perforación usado en un pozo está limitada por el valor de la densidad mínima necesaria para controlar las presiones de la formación y la densidad máxima del fluido que no fracturará la formación. [5]
2.2.3.3.
Dar soportes a las paredes del hoyo
Al penetrar una formación se suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del pozo. El fluido de perforación debe servir de sostén de las mismas hasta que se introduzca la sarta de revestimiento en el hoyo, de lo contrario, la formación caerá en el interior del pozo (derrumbes). Dependerá entonces del tipo de formación a atravesar para poder saber cuáles 39
condiciones del lodo deben ser tratadas con la única finalidad de proporcionar un buen sostén por parte del fluido. En formaciones muy firmes se necesita poco sostén; si la formación es moderadamente firme, la densidad del lodo puede brindar un apoyo suficiente. En formaciones no consolidadas y débiles, el fluido puede ser suficientemente denso pero además debe tener la capacidad de formar una capa delgada pero consistente de partículas llamada Revoque sobre las paredes del hoyo. [5] 2.2.3.4.
Suspender los cortes cuando se interrumpe la circulación
Durante los viajes de tubería bien sea para cambios del ensamblaje de la sarta de perforación, cambios de mecha, viajes de calibración, bajada de revestidores entre otros, la circulación del fluido de perforación a través del hoyo se ve interrumpida por cortos o largos periodos de tiempo dependiendo de la operación a realizar. Los ripios o cortes deben permanecer en suspensión dentro del fluido de perforación por lo que debe existir un equilibrio entre las propiedades del fluido de perforación que suspenden los recortes y las propiedades que facilitan la remoción de los recortes por los equipo de control de sólidos. La tasa de asentamiento de los ripios dependerá de la densidad de las partículas o cortes, densidad del lodo, Viscosidad del lodo y de la Resistencia de gel del lodo (Tixotropía). 2.2.3.5.
[5]
Suspensión de la tubería de perforación y revestimiento
El equipo de perforación está constantemente sometido a grandes esfuerzos por efecto principalmente del peso de la tubería de perforación y del revestimiento. En la mayoría de los casos, este proceso puede exceder las 300 Toneladas. El peso de estas tuberías está parcialmente sostenido por el empuje ascendente del fluido de perforación (Principio de Arquímedes). Esta presión ascendente depende de la presión ejercida por el fluido sobre la sección transversal. El peso de la sarta de perforación y de la tubería de
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revestimiento en el fluido, es igual al peso de la misma en el aire multiplicado por un factor de flotación. [5] 2.2.3.6.
Transmitir potencia hidráulica y limpieza de la mecha
La potencia hidráulica es usada para maximizar la velocidad o tasa de penetración (ROP) a través de una eficiente remoción de los recortes hasta superficie evitando que se adhieran a la mecha y puedan causar obstrucción de sus componentes, o sean reperforados.
Entre los factores que afectan los valores de las fuerzas hidráulicas que actúan sobre la Tasa de Penetración y Limpieza de la Mecha están la densidad y propiedades reológicas del fluido de perforación, el tamaño de los Jets o boquillas de la mecha, la tasa o rata de Flujo y la velocidad o caudal de circulación. [5] 2.2.3.7.
Enfriamiento de la mecha y sarta de perforación
La mecha en su o con la formación genera calor por efecto de la fricción. Este calor debe ser absorbido por el fluido de perforación y ser llevado hasta la superficie a través del espacio anular. Además, es sabido que tanto la mecha, la sarta de perforación y el revestimiento, están sometidos constantemente a rotación y o. Algunas partículas contenidas en el lodo por su disposición sobre las paredes del pozo disminuyen la fricción y la abrasión. En algunos casos se añaden materiales especiales para mejorar sus propiedades lubricantes (Gasoil, petróleo), los cuales prolongarán la vida de la mecha, de la tubería de perforación por reducción de la torsión y arrastre, menor presión de bombeo y menor desgaste a la tubería de revestimiento. [5]
41
2.2.3.8.
Transmitir información desde el pozo (muestras de cortes y
registros de cortes) Durante la perforación la unidad de Mud logging controla la circulación del lodo y realizan un constante monitoreo y análisis de los cortes que son transportados a superficie por el fluido de perforación para determinar su composición mineral, la litología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta información se obtiene en un registro geológico (master log) que indica la litología, la velocidad de penetración (ROP), la detección de gas y los recortes impregnados de petróleo, además de otros parámetros geológicos y de perforación importantes. [5] 2.2.4. Fases de los fluidos de perforación El lodo está compuesto de una fase continua que puede ser: agua, petróleo y/o gas. La fase dispersa la constituye sólidos, líquidos y/o gases. Una emulsión es una mezcla en la que el líquido se encuentra suspendido dentro de otro, en forma de glóbulos pequeños. En un lodo base petróleo, su fase continua es el petróleo o una emulsión de agua en petróleo (emulsión inversa). Y en un lodo base agua, se trata de una emulsión de petróleo en agua. [6] 2.2.4.1. Fase Continúa La fase continua de un lodo de perforación puede ser agua, aceite o gas. Las sales disueltas en el agua son también parte de esta fase. La importancia de los cationes Na+ (sodio) y Ca++ (calcio) y el anión OH- (oxidrilo) radica en el comportamiento de los lodos base agua. [6] 2.2.4.2. Fase Dispersa Los glóbulos de petróleo emulsionados en un lodo de base agua viscosifican el lodo y reducen su densidad. El petróleo en el lodo puede originarse de las formaciones perforadas. El agua emulsionada en un lodo base petróleo lo hace más viscoso, pero si es suficientemente abundante lo desestabiliza. El 42
aire o el gas que penetra y se distribuye en un lodo, provocan su espesamiento y una disminución de su densidad.
El aire penetra inevitablemente en el lodo como consecuencia de las operaciones de superficie, también las formaciones perforadas pueden liberar gas en el lodo. [6] 2.2.4.3.
Fracción Coloidal
Los sólidos activos, se caracterizan por hidratarse y poseen numerosas cargas eléctricas de las superficies expuestas y son los que forman la fracción coloidal de los lodos. Generalmente son arcillas, y por sus cargas eléctricas reaccionan con el tratamiento químico adicionado al lodo, permitiendo controlar sus propiedades. En lodos base agua, el agua retenida en las arcillas pasa a ser parte de la fase dispersa y de ella depende la efectividad de las arcillas como agente viscosificante. [6] 2.2.4.4.
Fracción Inerte (fase sólida)
Todos los sólidos ya sean reactivos o inertes pertenecen a la fase dispersa del lodo, éstos desempeñan un papel muy importante en el comportamiento de los mismos. La velocidad de penetración de la mecha disminuye sí la concentración de partículas sólidas es alta, los otros sólidos en el lodo son relativamente inertes o no reactivos, la barita, aren y otros sólidos de formación inertes son los ejemplos principales. Es importante recalcar que la mayoría de los sólidos en los lodos base aceite son inertes, con la excepción de algunos aditivos especiales (activador polar) para lodos de aceite. [6] 2.2.5. Propiedades básicas de los fluidos de perforación Los fluidos de Perforación para que cumplan sus funciones necesitan contar con una serie de propiedades, las cuales son controladas según los tipos y las concentraciones de los aditivos que se incluyan en la formulación del lodo. [7] 43
2.2.5.1.
Densidad
Está definida como el peso por unidad de volumen, conociéndose como peso del lodo, expresado en libras por galón (Lpg). Esta depende del tipo de líquido usado y del material densificante.
El peso del lodo debe ser suficiente para contener el fluido de la formación, pero no demasiado alto como para fracturar la formación. También es importarte mantener el peso del lodo para proporcionar soporte de las formaciones expuestas en el hoyo abierto. Esta se determina empleando una balanza de lodos, balanza presurizada y el densitómetro. [7] 2.2.5.2.
Viscosidad del Lodo
Se define como la resistencia interna de un fluido a fluir (deformarse).se emplea el embudo de Marsh que mide la viscosidad del fluido en un tiempo medido. Es el número de segundos requeridos para que un cuarto (946 mL) de lodo pase a través de un tubo de 3/16 pulgadas, colocado a continuación de un embudo de 12 pulgadas de largo. [7] 2.2.5.3. Viscosidad Aparente Es la viscosidad correspondiente a la mitad de la lectura obtenida a 600 RPM en un viscosímetro rotatorio de lectura directa. Está en función de la viscosidad plástica y del punto cedente y se relaciona con la máxima concentración de sólidos arcillosos que acepta una mezcla de agua y sin alcanzar el estado de floculación. [7] 𝑉𝐴 =
𝐿600 2
Donde: VA: Viscosidad Aparente, s L600: Lectura de 600 RPM en el viscosímetro FANN
44
(𝐸𝑐. 2.1)
2.2.5.4.
Viscosidad Plástica
Resistencia del fluido a fluir, causada por la fricción mecánica entre las partículas suspendidas y por la viscosidad de la fase fluida, se ve afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo. El control de la viscosidad plástica en los fluidos de baja y alta densidad es necesario para mejorar el comportamiento reólogico y sobre todo alcanzar altas tasas de penetración. Existen tres formas de controlar la concentración de los sólidos perforados: dilución, sedimentación y control mecánico de los mismos. [7] 𝑉𝑃 = 𝐿600 – 𝐿300
(𝐸𝑐. 2.2)
Donde: VP: Viscosidad plástica, s L600: Lectura de 600 RPM en el viscosímetro FANN L300: Lectura de 300 RPM en el viscosímetro FANN
2.2.5.5.
Punto cedente
El punto de cedencia se define como la parte de la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción entre partículas. Esta fuerza de atracción es una consecuencia de las cargas sobre la superficie de las partículas dispersas en la fase fluida. Valores altos de punto cedente pueden tener varias causas, entre otras, presencia de contaminantes como sal, cemento o anhidrita, pueden provocar la floculación de la arcilla. Un aumento en la concentración de sólidos aumenta el número de cargas de superficie y disminuye la distancia entre ellas. Para su tratamiento se pueden añadir sustancias químicas que anulen el efecto de las cargas eléctricas sobre las arcillas (fosfatos, taninos, lignosulfonatos). Todo aquello que produzca floculación en un lodo, determinara un incremento en el punto cedente. Se mide igual que la viscosidad plástica en un viscosímetro rotacional, regida por la ecuación 2.3. [7] 45
𝑃𝐶 = 𝐿300 – 𝑉𝑃
𝑙𝑏 100 ∗ 𝑝𝑖𝑒 2
(𝐸𝑐. 2.3)
Donde: PC: Punto Cedente, s ; VP: Viscosidad plástica, s L300: Lectura de 300 RPM en el viscosímetro FANN 2.2.5.6.
Fuerza Gel
La resistencia de gel es una medida de las fuerzas de atracción en un sistema de lodo. Esta mide la fuerza de atracción estática. Cuando un lodo ha sido sometido a velocidades de corte cero (0) o cercanas a cero (0), durante cierto tiempo el fluido tiende a desarrollar una estructura de gel rígida o semirrígida, esto es lo que se conoce como tixotropía.
La probable aparición de dificultades en un sistema de lodo se refleja habitualmente en la ocurrencia de geles progresivos o de geles instantáneos. Altas lecturas del gel progresivo (10 minutos) es un indicativo de acumulación de sólidos. Pero si la lectura inicial (10 segundos) y la de los 10 minutos son ambas elevadas, con pequeñas diferencias entre las dos, se está en presencia de un gel instantáneo que significa floculación.
La magnitud de la gelificación, así como el tipo de resistencia de gel, son importantes para la suspensión de recortes y de material densificante en condiciones estáticas. Las funciones de resistencias de gel excesivas pueden causar complicaciones tales como:
a) Retención de aire o gas en el lodo. b) Presiones excesivas cuando se rompe la circulación después de un viaje. c) Reducción de la velocidad a la que se sedimentan la arena y los recortes en el tanque de sedimentación, de lo que resulta una acumulación de sólidos.
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d) Excesiva sobrepresión al introducir la tubería. e) Efecto de succión a sacar la tubería. f)
Imposibilidad de hacer llegar las herramientas de perfilaje hasta el fondo.
Para calcular la fuerza de gel se hacen dos mediciones en el viscosímetro rotacional a la lectura de 3 rpm: después de 10 segundos (gel inicial) y a los 10 minutos (gel final). [7] 2.2.5.7.
Filtración
El objetivo principal de un buen control de pérdida de filtrado, es formar un revoque delgado y resistente sobre la superficie del hoyo perforado, el filtrado debe ser compatible con la formación y con los fluidos de la misma, mientras se está perforando las formaciones logran comportarse como una malla o tamiz. Los sólidos se depositan sobre las paredes del pozo y el filtrado invade la formación, este proceso de filtración debe ser controlado adecuadamente para asegurar el funcionamiento exitoso del lodo, esto implica: control de la tasa o velocidad de filtración, control del espesor y textura del revoque y control de las propiedades químicas del filtrado. [7] 2.2.6. Arcillas y tipos de arcillas Las arcillas son materiales plásticos, de grano fino, que se presentan naturalmente en el suelo. Cuando se habla de arcilla se refiere comúnmente a un silicato de aluminio hidratado, formado por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio.
Las arcillas presentan en su estructura, por lo general, átomos de silicio, aluminio, magnesio, hidrógeno y oxígeno. El diferente ordenamiento de estos átomos en las moléculas, acompañado por la presencia de pequeñas cantidades de sodio, calcio u otros cationes, justifica la existencia de una gran variedad de arcillas.
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Existen arcillas que absorben fácilmente el agua, es decir, que atraen y retienen moléculas de agua, llamadas hidrofílicas. Por otro lado existen arcillas que no absorben o atraen el agua, llamadas hidrofóbicas. Los diferentes tipos de arcillas son:
Montmorillonita: Son arcillas que absorben fácilmente el agua, es decir
son arcillas hidrofílicas. Esta arcilla está compuesta de láminas planas y delgadas y a su vez, cada lámina tiene tres capas: una laminilla de alúmina con dos laminillas de sílice ordenadas como un emparedado. La montmorillonita a su vez se subdivide en: o
Montmorillonita cálcica: También conocida como sub-bentonita. Este tipo
de arcilla tiende hincharse de dos a cuatro veces su volumen original en seco al entrar en o con el agua dulce. Ocasionalmente es utilizada con el fin de mejorar la distribución del tamaño de las partículas en los lodos con el propósito de reducir la pérdida de filtrado. o
Montmorillonita sódica: Arcilla plástica, coloidal, comúnmente llamada
bentonita. Esta arcilla es el viscosificante más importante para los lodos base agua dulce y también constituye el agente más importante para el control de pérdida de filtrado.
Atapulguita: Arcilla coloidal que aumenta la viscosidad, empleada
principalmente en lodos de agua salada. Es un excelente viscosificante, pero a diferencia de la bentonita, la atapulguita no contribuye al control del filtrado.
Sepiolita: Esta arcilla se considera como un pariente de las atapulguitas
dentro de la familia de las arcillas, esto debido a su comportamiento similar al
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de la atapulguita diferenciándose de ésta por su buen desempeño cuando es sometida a altas temperaturas.
Clorita: Las cloritas están estructuralmente relacionadas con las arcillas
de tres capas. Las cloritas no se hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que hinchen ligeramente al ser modificadas. Las cloritas se encuentran frecuentemente en antiguos sedimentos marinos enterrados a grandes profundidades, y normalmente no causan ningún problema importante a menos que estén presentes en grandes cantidades.
lita: Es una arcilla de tres capas, no expansiva, micácea. La ilita es un
filosilicato o silicato laminar. Las ilitas tienen la misma estructura básica que las montmorillonitas, pero no muestran la capacidad de hinchamiento entre capas.
Caolinita: es una arcilla de dos capas, no hinchable cuyas capas
unitarias están fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar en las capas.
Hectorita: Es una arcilla del grupo de las esmectitas. Suelen presentarse
en agregados laminares o en masas suaves y blandas. Estos minerales suelen precipitar en cuencas sedimentarias endorreicas con pH alcalino y gran concentración iónica. [6] 2.2.7. Estados de asociación de las partículas de arcillas Floculación: Asociación incoherente de partículas en grupos ligeramente enlazados, asociación no paralela de laminillas de arcilla. En suspensiones concentradas, como los fluidos de perforación, la floculación produce gelificación. En algunos fluidos de perforación, después de la floculación 49
puede producirse una precipitación irreversible de coloides y otras sustancias del fluido. Agregación: antes de ser hidratada, la arcilla consta de un gran número de capas agrupadas. Al entrar en o con el agua, las capas de hidratan hasta que la fuerza que las mantiene juntas, se debilitan. En los fluidos de perforación, la agregación resulta en el apilamiento cara a cara de laminillas de arcilla. La viscosidad y el esfuerzo de gel disminuyen a consecuencia de esto. Estas partículas que se encuentran agrupadas cara a cara pueden ser separadas por agitación mecánica, por hidratación y por dispersión. Dispersión: es la subdivisión de agregados. Al entrar en o con el agua, se debilitan las fuerzas de atracción entre las partículas, tendiendo entonces a separarse individualmente. Las partículas cargadas se atraen. Las caras con carga negativa atraen a los bordes con cargas positivas. La dispersión aumenta la superficie específica de la partícula, resultando en un aumento de la viscosidad y del esfuerzo de gel. Desfloculacion: cuando las cargas eléctricas de las arcillas se neutralizan por efecto de los lignosulfonatos y lignitos, estas tienden a separarse individualmente o en grupo de 2 o 3 unidades. La desfloculación mejora o restaura las propiedades coloidales de la suspensión de arcillas y reduce el asentamiento, la gelatinización excesiva y la filtración. [5] 2.2.8.
Fluidos de Perforación base agua
Los fluidos base agua son aquellos cuya fase líquida o continua es agua. Estos sistemas son muy versátiles y se utilizan por lo general para perforar formaciones no reactivas, productoras o no productoras de hidrocarburos.
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Los fluidos de perforación de base acuosa se clasifican en dispersos y no dispersos, de acuerdo al efecto que tienen sobre los sólidos perforados y sobre las arcillas agregadas.
Fluidos dispersos: Estos fluidos contienen adelgazantes químicos.
Fluidos no dispersos: Al contrario de los fluidos dispersos, estos no contienen adelgazantes químicos. En este caso, las arcillas agregadas o incorporadas encuentran su propia condición de equilibrio de una forma natural. [8]
2.2.8.1.
Fluidos inhibidos y no inhibidos
Los fluidos dispersos y los no dispersos pueden estar o no inhibidos. El término no inhibido se refiere a la ausencia total de iones inhibidores de lutitas, como: potasio, calcio o sodio. En cambio un fluido tiene propiedades inhibitorias cuando contiene cationes o agentes encapsulantes en cantidades suficientes, por tal razón los fluidos inhibitorios de base acuosa reducen o inhiben la interacción entre el fluido y las arcillas de formación. Este tipo de fluido es utilizado para perforar formaciones reactivas o formaciones lutíticas sensibles al agua. [8] 2.2.8.1.1. Fluidos no dispersos no inhibidos Estos fluidos no contienen adelgazantes químicos ni iones inhibidores de lutitas. En este caso, el volumen de los sólidos de baja gravedad es menor del 6 % en peso. Dentro de esta clasificación se encuentran los siguientes tipos de fluidos:
Nativo o de iniciación (CBM).
Ligeramente tratado.
Bentonita / Polímeros.
Bentonita extendida. [8] 51
2.2.8.1.1.1.
Fluidos nativos o de iniciación (CBM)
Son fluidos de iniciación que se formulan con agua y Bentonita; y por razones económicas es costumbre de campo reemplazar parte de la Bentonita por cal, lográndose de esta manera una lechada espesa de Bentonita y cal. Además durante la perforación se aprovechan las arcillas de la formación, las cuales ayudan a mejorar la capacidad de limpieza y suspensión del fluido. Estos fluidos se utilizan principalmente para perforar el hoyo superficial. Durante esta etapa se genera una gran cantidad de sólidos no reactivos que contribuyen en parte a incrementar la densidad del fluido. Para mantener esta densidad en el valor requerido, es necesario que los equipos de control de sólidos funcionen con la máxima eficiencia desde el inicio de la perforación y también, es necesario mantener una alta dilución con agua. La capacidad de limpieza del hoyo se logra básicamente con altas velocidades anulares que se obtienen a máximas tasas de circulación. [8] 2.2.8.1.1.2.
Fluidos ligeramente tratados
Es un fluido de iniciación al cual se le agregan pequeñas cantidades de aditivos químicos para mejorar su calidad. Sin embargo, a medida que avanza la perforación aparecen formaciones problemáticas que requieren densidades mayores a 12 lb/gal, así como también contaminaciones severas y altas temperatura que limitan su uso. [8] 2.2.8.1.1.3.
Fluidos poliméricos
Estos sistemas están formulados con polímeros se caracterizan por contener un porcentaje de sólidos arcillosos no mayor del 6% en peso, razón por la cual son conocidos como fluidos de bajo contenido de sólidos. Se utilizan por lo general para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla.
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Estos fluidos se caracterizan por dar reología invertida, es decir, punto cedente mayor a la viscosidad plástica. Esta particularidad permite obtener altas tasas de penetración y alta capacidad de limpieza y suspensión.
Entre las desventajas que ofrecen estos sistemas está en que no controlan en forma efectiva la pérdida de agua, por no utilizar controladores de filtrado y porque su contenido de sólidos coloidales es bajo, además de atrapan aire fácilmente por tener alto punto cedente. [8] 2.2.8.1.1.4.
Fluidos de bentonita extendida
Estos sistemas son a base de Bentonita a los cuales se le agrega un extendedor, para incrementar su rendimiento y en consecuencia, lograr mayor capacidad de limpieza y suspensión.
El extendedor enlaza entre sí las partículas hidratadas de Bentonita, forma cadenas y duplica prácticamente su rendimiento, originando un fluido con la viscosidad requerida a concentraciones relativamente bajas de sólidos Estos sistemas, al igual que los sistemas a base de Polímeros – Bentonita, son de bajos contenidos de sólidos (6 % en peso), por tal motivo, es importante mantener un control efectivo de sólidos para evitar el incremento de la viscosidad y tener que utilizar adelgazantes químicos, lo que ocasionaría el cambio de un sistema no disperso a disperso. [8] 2.2.8.1.1.5.
Fluidos no dispersos inhibidos
Estos fluidos no contienen adelgazantes químicos, pero si contienen iones inhibidores de lutitas, como: potasio (K), sodio (Na), calcio (Ca) o magnesio (Mg).
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Como ejemplo de estos fluidos se tienen los siguientes:
Agua salada.
MMH con KCL.
Poliglicoles con KCL.
Salinos. [8]
2.2.8.1.2. Fluidos dispersos no inhibidos Estos fluidos contienen adelgazantes químicos, pero no utilizan iones inhibidores de lutitas. En este caso, los adelgazantes van actuar sobre los sólidos arcillosos perforados, minimizando su dispersión. Dentro de esta clasificación se encuentran los fluidos lignosulfonato / lignito. Estos fluidos se formulan a base de agua, soda cáustica, Bentonita, lignosulfonato, lignito y material densificante. Se preparan y mantienen con facilidad, pero son afectados fácilmente por cualquier contaminante común; en consecuencia, cuando se perfora con este tipo de fluido, se debe verificar constantemente los valores de alcalinidad (Pf / Mf), para detectar la presencia de cualquier contaminante que pueda efectuar adversamente las condiciones del fluido. La conversión a un fluido lignosulfonato es simple y se hace en la medida, que las condiciones del hoyo lo requieran. Se puede lograr a partir de un fluido de iniciación en una o varias circulaciones, o se puede preparar totalmente nuevo en los tanques de superficie, haciéndose el cambio de fluidos a hoyo desnudo o revestido. Las características de los fluidos de lignosulfonato son las siguientes:
Estos fluidos son muy versátiles y se utilizan frecuentemente para perforar formaciones no productoras y no reactivas.
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Los lignosulfonatos / lignitos son poderosos adelgazantes químicos que imparten propiedades inhibitorias al sistema, sin embargo, hay que tener cuidado con un sobre tratamiento para evitar la pérdida de viscosidad y la formación de espuma, sobre todo cuando el fluido tiene baja densidad.
Estos sistemas sufren degradación termal, cuando permanecen bajo períodos de exposición prolongada a temperaturas mayores a 300 ºF. Además, requieren de un control efectivo de sólidos y del agregado continuo de soda cáustica diluida, para mantener el pH en el rango de 9.5 –11.5.
En condiciones normales de perforación, estos sistemas funcionan bien en una relación de dos libras de lignosulfonato por cada libra de lignito.
Sin embargo, es conveniente en la medida que la temperatura aumenta ir cambiando la relación, puesto que los lignitos son más efectivos como controladores de filtrado a altas temperatura que los lignosulfonatos.
La lubricidad de estos fluidos se incrementa con aceites de bajo contenido aromático, teniendo el cuidado de no adicionar aceite, al mismo tiempo que se esté agregando el material densificante, para evitar su precipitación. [8]
2.2.8.1.3. Fluidos Dispersos Los fluidos dispersos inhibidos utilizan adelgazantes químicos para dispersar los sólidos arcillosos perforados y también, iones inhibidores para evitar la hidratación y debilitamiento de las lutitas. Dentro de esta clasificación, se encuentran los fluidos de base calcio.
Estos fluidos se utilizan en áreas donde la hidratación y el hinchamiento de las lutitas causan una significativa inestabilidad del hoyo. En estos fluidos se mantienen mayores niveles de calcio solubles, para lograr un ambiente
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inhibidor y minimizar el hinchamiento de las arcillas. Existen dos tipos básicos de fluidos de calcio, los fluidos de cal y fluidos de yeso. [8] 2.2.8.1.3.1.
Fluidos de cal
Los fluidos de cal se preparan a partir de cualquier fluido base agua ligeramente tratado, con bajo contenido de sólido y baja viscosidad (+ 40 seg.).
Es recomendable
efectuar
el cambio
dentro
del revestidor,
inmediatamente después de regresar al fondo con mecha nueva.
El control de pH es muy importante para mantener el nivel apropiado de calcio libre: la solubilidad de la cal y el contenido de calcio soluble en el filtrado disminuyen a medida que el pH aumenta. En consecuencia la adición de soda cáustica limita, por consiguiente, la solubilidad de la cal y sirve para dar mínimas viscosidades y resistencias de gel.
El contenido de calcio en estos fluidos debe estar en un rango de 100 a 300 mg/L y es controlado por medio de la alcalinidad del filtrado (Pf). [8] 2.2.8.1.3.2.
Fluidos de yeso
Estos fluidos, al igual que los fluidos de cal, se pueden preparar a partir de cualquier fluido base agua y particularmente de los nativos o de los de bajo pH ligeramente tratados.
En relación con los fluidos encalados (base cal), estos fluidos muestran mayores niveles de calcio (600 a 1200 mg/L) y menores valores de alcalinidad (0.2 a 0.7 cc). Normalmente presentan una pérdida de filtrado mayor, la cual se controla con Carboxi-Metil-Celulosa (CMC). En este caso, la estabilidad térmica del fluido se ve limitada por el rango térmico del CMC. [8]
56
2.2.9.
Aditivos Utilizados en la perforación
En la formulación de los fluidos base agua o aceite se usan aditivos químicos en
diferentes
concentraciones
para
cumplir
funciones
específicas,
establecidas en los programas de perforación.
Para la preparación del fluido hay que tomar en cuenta muchos factores con el fin de seleccionar el material a mezclar. Deben considerarse entre otros:
La densidad necesaria.
La presencia de hoyo desnudo o revestido.
La presencia de gas.
Los tipos de bomba, tanques, equipos de mezcla.
La calidad del agua (dura o blanda), etc. También es muy importante tomar en consideración el ciclo del fluido y
la manera como se mezcla el material. [8] 2.2.9.1.
Tratamiento químico
En el tratamiento químico se usan materiales que son parte integral de casi todos los fluidos de base acuosa. Los materiales químicos se agrupan en diferentes categorías y se usan para:
Densificar.
Viscosificar.
Controlar filtrado o pérdida de agua.
Controlar reología.
Controlar pH.
Controlar pérdida de circulación.
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Lubricar.
Modificar la tensión interfacial.
Remover sólidos.
Estabilizar lutitas.
Evitar la corrosión.
Controlar bacterias y hongos.
Precipitar contaminantes. [8]
2.2.9.1.1. Materiales densificantes Son materiales no tóxicos ni peligrosos de manejar, que se utilizan para incrementar la densidad del fluido y en consecuencia, controlar la presión de la formación y los derrumbes que ocurren en aquellas áreas que fueron tectónicamente activas. De los siguientes minerales, algunos de ellos se usan con frecuencia como densificantes en los fluidos de perforación. Tabla 2.1. Materiales densificados utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] MATERIAL Galena Hematita Magnetita Baritina Siderita Dolomita Calcita
FÓRMULA QUÍMICA SPb Fe2O3 Fe3O4 SO4Ba CO3Fe CO3CaCO3Mg CO3Ca
DENSIDAD RELATIVA 7.4 – 7.7 4.9 – 5.3 5.0 – 5.2 4.2 – 4.5 3.7 – 3.9 2.8 – 2.9 2.6 – 2.8
Existen materiales que se explotan como minerales y se utilizan prácticamente sin modificación, sin otro procedimiento que su clasificación, secado y molienda. Ej. Barita.
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La Barita es Sulfato de Bario (BaSO4) natural, que contiene generalmente 65.7 % de BaO y 34.3 % de SO3; su color varía de gris claro a marrón. Es un material inerte, molido en diferentes granulometrías y está clasificada como sedimento. Con la Barita es posible alcanzar densidades de 20 lbs/ gal; sin embargo, cuando sea necesario utilizar densidades mayores, se recurre a minerales con mayores gravedades específicas.
La Barita es usada en zonas productoras cuando se requieren densidades mayores a 12 lbs/gal, en caso contrario se usa Carbonato de Calcio o cualquier tipo de sal inorgánica, seleccionada de acuerdo a la densidad requerida por las condiciones de la formación.
La cantidad y tipo de contaminante limita el uso de la Barita, como material densificante en la formulación de los fluidos de perforación. La Barita se utiliza para lograr densidades de hasta 20 lbs/gal en todo tipo de fluido. Al lograr una densidad de ± 19 lbs/gal, los valores reológicos resultan muy elevados, debido al alto contenido de sólidos. Por ello, resulta bastante difícil controlar la viscosidad del lodo. En este caso es recomendable utilizar hematita en lugar de barita, por su mayor gravedad específica. El carbonato de calcio o la calcita es un sólido inerte, de baja gravedad específica, utilizado como material densificante en zonas productoras de hidrocarburos. Es totalmente soluble en HCI al 15 % y se dispersa con mayor facilidad que la Barita en los fluidos base aceite. La Galena es Sulfuro de Plomo, se utiliza solamente para preparar píldoras de alta densidad con el fin de controlar pozos con arremetidas que no pueden ser controladas con otros materiales densificantes. [8]
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2.2.9.1.2. Materiales viscosificantes Estos productos son agregados a los fluidos para mejorar la habilidad de los mismos de remover los sólidos perforados y suspender el material densificante, durante la perforación de un pozo. Sin embargo, no todos los viscosificantes potenciales van a brindar una limpieza efectiva y económica del hoyo, y tampoco se hallan totalmente a salvo de las interferencias mecánicas y químicas del medio ambiente. Entre los materiales más utilizados para viscosificar los fluidos están: [9]
Tabla 2.2. Materiales viscosificantes utilizados en la formulación de fluidos de perforación. Material Arcilla
Polímeros
2.2.9.1.3.
[8]
Componente principal
Bentonita
Silicato de Aluminio y sodio / calcio
Atapulguita
Silicato de aluminio y magnesio
CMC
Derivado de celulosa
Goma Xantica
Derivado de goma xantica
HEC
Derivado de celulosa
Goma Guar
Derivado de polisacárido
Materiales para controlar el filtrado.
El filtrado o perdida de agua es el pase de la fase líquida del fluido hacia la formación permeable, cuando el fluido es cometido a una presión diferencial. Los materiales más utilizados para controlar filtrado son: bentonita, polímeros manufacturados,
almidones,
adelgazantes
orgánicos
(Lignitos,
lignosulfanatos) y Carbonato de calcio (acción de puenteo). Entre los mecanismos de control de filtrado se encuentran:
Desarrollando un revoque impermeable y altamente compresible.
60
Incrementando la viscosidad de la fase líquida.
Disminuyendo la permeabilidad mediante una acción de puenteo. El revoque se forma por la deposición de partículas sólidas presentes
en el fluido sobre la pared del hoyo. Su espesor depende del filtrado y de la cantidad y tipo de sólidos que contiene el fluido. Los sólidos arcillosos son los que realmente forman revoques de calidad. Entre los factores que garantizan la formación de un revoque de calidad se tienen:
Diseño del agente sellante.
Control de calidad de los aditivos usados.
Eficiencia de los equipos de control de sólidos.
Control y seguimiento sobre la distribución del tamaño de partículas. La goma xántica reduce el filtrado por incremento de la viscosidad de la
fase líquida, mientras que los almidones, poliacrilatos y las celulusas polianionicas (PAC) controlan filtrado por disminución de la permeabilidad del revoque. [8] 2.2.9.1.4. Materiales para controlar la reología. La reología está relacionada con la capacidad de limpieza y suspensión de los fluidos de perforación. Esta se incrementa con agentes viscosificantes y se disminuye con adelgazantes químicos o mediante un proceso de dilución. Como controladores reológicos se utilizan básicamente: lignosulfonatos, lignitos y adelgazantes poliméricos. Los lignosulfonatos son compuestos complejos libre de cromo que:
Ofrecen mayor estabilidad de temperatura que cualquier otro producto químico.
Son más versátiles, los cuales trabajan bien en todos los fluidos de base acuosa y a todos los niveles de pH.
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La función principal de los lignosulfonatos es actuar como adelgazantes químicos cuando hay exceso de sólidos reactivos en el fluido y su función secundaria es controlar filtrado y ayudar a estabilizar las condiciones del fluido a altas temperaturas. Los lignosulfonatos desfloculan a los fluidos base agua al neutralizar las cargas eléctricas de las arcillas, o sea, se adhieren a las partículas de bentonita incrementándola carga superficial de las mismas a niveles de pH entre 9 y 10, lo cual causa una repulsión entre esas partículas y por lo tanto, una desfloculación del fluido. Los lignosulfonatos de bajo peso molecular tienen mayor acción adelgazante que los de alto peso molecular, pero son menos efectivos en el control del filtrado y viceversa. Sin embargo, ambos resultan solubles cuando contienen un mínimo de 3.5 % de sulfonato. [8] 2.2.9.1.5. Materiales para controlar el pH. Para mantener un rango de pH en el sistema que asegure el máximo desempeño de los otros aditivos empleados en la formulación del fluido se utilizan aditivos alcalinos en concentración que varía de acuerdo al pH deseado. El pH puede variar entre 7.5 y 9.5 para un fluido de bajo pH, y entre 9.5 y 11.5 para un fluido de alto pH, de acuerdo a la exigencia de la perforación. Entre los materiales suplidores de iones OH- están los siguientes:
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Tabla 2.3. Materiales controladores de pH utilizados en la formulación de fluidos de perforación. [8] Material
Formula
Soda Caustica
NaOH
Hidróxido de Potasio
KOH
Cal
Ca(OH)2
La detección de algunos contaminantes, como el cemento, depende del control y conocimiento de los valores de alcalinidad y del pH del fluido. Los contaminantes afectan la solubilidad y causan la precipitación de materiales tales como polímeros, lignosulfonatos, etc. El calcio es otro contaminante que se hace menos soluble en un ambiente altamente alcalino, por consiguiente resulta menos dañino. [8] 2.2.9.1.6. Materiales para controlar la pérdida de circulación. Estos materiales son utilizados para controlar parcial o totalmente las pérdidas de fluido que pueden producirse durante la perforación del pozo (formaciones no productoras y productoras). La fibra celulósica es muy efectiva para controlar perdida de circulación en formaciones no productoras, cuando se perfora con fluidos base agua o base aceite El uso del Grafito silicoizado con fibra celulosica micronizada recubierta con gilsonita es muy efectivo para sellar microfracturas en formaciones no productoras. [9] 2.2.9.1.7. Materiales para dar lubricidad. Los problemas de torque y arrastre que se presentan usualmente durante la perforación de un pozo, afectan la rotación de la sarta y los viajes de tubería.
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Por ello, es conveniente incrementar la lubricidad a los fluidos base agua con lubricantes especiales desarrollados para tal fin. Hay una gama amplia de lubricantes que se utilizan con el propósito de reducir el torque y el arrastre en las operaciones de perforación. La mayoría de ellos están constituidos por:
Aceites, minerales.
Surfactantes.
Grafito.
Gilsonita.
Bolillas de vidrio. Estos productos se incorporan en el revoque o cubre las superficies
metálicas de la sarta de tubería con una película protectora, lo cual reduce de una manera efectiva la fricción mecánica entre la sarta y la pared del hoyo. [8] 2.2.9.1.8. Materiales para estabilizar lutitas Las formaciones reactivas se derrumban con facilidad cuando entran en o con la fase líquida de los fluidos base agua, por tal razón es conveniente perforar este tipo de formación con fluidos cien por ciento aceites o fluidos a base de agua con alta concentración de iones inhibidores de lutitas. Las arcillas de las lutitas se hidratan y dispersan cuando toman agua, incrementando considerablemente su volumen y en consecuencia causando el derrumbe de la formación. Para evitar esto se utilizan aditivos especiales que inhiben la hidratación y dispersión de las arcillas.
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Hay un variado número de productos químicos que se pueden utilizar, dependiendo de la naturaleza de cada formación para estabilizar formaciones lutiticas. Entre estos materiales se incluyen los siguientes:
Polímeros sintéticos de alto peso molecular (PHPA).
Asfaltos.
Sales inorgánicas.
Cal /yeso. [8]
2.2.9.1.9. Materiales para controlar la corrosión Durante el proceso de perforación las sartas de tubería están sujetas a ser afectadas por agentes corrosivos y sustancias químicas que pueden crear un potencial eléctrico espontáneo. Entre los agentes oxidantes tenemos el oxígeno y los gases ácidos (CO2 y H2S). El oxígeno siempre está presente, introduciéndose en el sistema a través del embudo cuando se mezclan productos químicos y durante las conexiones de tubería. Una concentración mínima de oxigeno puede causar una severa corrosión si no se toman las precauciones necesarias. Hay áreas donde el oxígeno se concentra formando cavidades de corrosión conocidas como pitting. El mejor método para combatir la corrosión por oxígeno es minimizar la entrada de aire en la superficie. Si hay problemas de oxígeno se deben usar secuestradores para poder removerlo de una manera efectiva. Los agentes más utilizados son sales solubles de sulfito y de cromato. Si no es posible el uso de los secuestradores se pueden utilizar agentes que forman una película fina sobre la superficie del acero evitando un o directo entre el acero y el
65
oxígeno. La remoción del H2S Se logra con materiales de zinc los cuales forman sulfuros insolubles. [8] 2.2.10.
Corrosión.
La corrosión es el deterioro de una substancia (generalmente un metal) o de sus propiedades, causada por una reacción con su ambiente. Aunque parezca que la corrosión ocurre sin distinción, en realidad cuatro componentes deben estar presentes para que el proceso de corrosión pueda ocurrir. Los cuatro componentes necesarios para la corrosión son: (1) un ánodo, (2) un cátodo, (3) un electrolito y (4) un medio conductivo. Para entender mejor estos cuatro componentes, compárelos a una linterna común. La pila seca de la linterna utiliza la corrosión “galvánica” interna (corrosión causada por la conexión de materiales conductivos que tienen diferentes potenciales eléctricos) para generar una energía eléctrica externa. La pila seca tiene una envoltura de cinc (ánodo) que está aislada de un centro de grafito o carbón (cátodo) por un electrólito corrosivo. Cuando la envoltura de Zinc está eléctricamente conectada al centro de carbón (grafito) a través de la bombilla mediante un circuito eléctrico externo, la corriente fluye, encendiendo la bombilla. Cuando se cierra el circuito, la corriente fluye del cátodo al ánodo a través del circuito de conexión y la bombilla. Dentro de la pila, la corriente fluye del ánodo al cátodo a través del electrolito. En cualquier celda de corrosión, la corrosión (pérdida de metal) siempre ocurre en el ánodo y la corriente fluye desde el ánodo a través del electrólito hacia el cátodo. En la pila seca, el Zinc constituye el ánodo, el carbón el cátodo y el electrólito se compone de cloruro de amonio y cloruro de cinc. Se mezcla una pequeña cantidad de dióxido de manganeso dentro de este electrólito para despolarizar el cátodo (eliminar el hidrógeno), permitiendo que la corriente
66
siga fluyendo cuando se hace la conexión. El ánodo de Zinc se disuelve e ioniza en Zn2+, liberando dos electrones (2e-), lo cual causa el flujo de corriente.
1.
Reacción en el ánodo: Zn0 → Zn2+ + 2e– oxidación
2.
Reacción en el cátodo: 2 H+ + 2e– → H2 ↑ reducción
Una reacción de oxidación similar ocurre con el hierro (Fe): 3.
Reacción en el ánodo: Fe0 → Fe2+ + 2e–
Durante la corrosión de los metales, otras reacciones catódicas pueden suceder. Las siguientes deben ser consideradas:
4.
Reducción de oxígeno: O2 + 4 H+ + 4e– → 2 H2O (Soluciones ácidas)
5.
Reducción de oxígeno: O2 + 2 H2O + 4e– → 4 OH – (Soluciones naturales y alcalinas)
6.
Evolución de hidrógeno: H+ + 2e– → H2↑
7.
Reducción de iones metálicos: Fe+3 + e– → Fe+2
67
8.
Deposición de metal: Cu2+ + 2e– → Cu0 (Cobre metálico) Para parar la corrosión en el ejemplo de la pila, se debe parar el flujo de
corriente. Una manera de parar la reacción es desconectando la bombilla, pero también se puede parar la corrosión interrumpiendo la reacción anódica o la reacción catódica y aislando el electrólito o el circuito metálico. [4] 2.2.10.1. Corrosión en la perforación de pozos En las situaciones de fluidos de perforación y completación, los procesos de corrosión de tipo “húmedo” constituyen el mayor problema. La corrosión húmeda se caracteriza por dos reacciones que ocurren simultáneamente, una en el ánodo y la otra en el cátodo. Estas reacciones dependen totalmente la una de la otra. El proceso de corrosión puede ser controlado interrumpiendo cualquiera de estas reacciones. Con la tubería de perforación, tubería de revestimiento, tubería de producción, etc., la corrosión puede ocurrir de una manera similar a la de una pila. Ánodos y cátodos existen en la misma sección de tubería y están conectados a través del metal. Cuando se coloca la tubería dentro de un medio conductivo (fluido de perforación), puede producirse corrosión. La corrosión no puede ser totalmente parada en los fluidos base agua de perforación, rehabilitación y empaque, pero puede ser reducida a un nivel aceptable. Para parar completamente la corrosión, el fluido de perforación debería ser totalmente no conductivo o la tubería debería estar totalmente aislada por una película o un revestimiento protector (inhibidor de corrosión). Estas opciones no son prácticas en un ambiente hostil de perforación. La velocidad de corrosión también puede ser reducida cambiando la metalurgia a una aleación más resistente a la corrosión u otra que no sea tan propensa al tipo de corrosión en particular que están ocurriendo. 68
La reacción de corrosión en los fluidos de perforación se puede entender analizando y visualizando las dos reacciones que ocurren, tal como están ilustradas en la Figura 2.2. En el ánodo, el hierro (Fe0) reacciona con el electrólito (se disuelve), se ioniza en Fe2+ y libera dos electrones (2e-):
Figura 2.2. Corrosión en la superficie de la tubería. [4]
1. Reacción anódica: Fe0 → Fe2+ + 2e– (El hierro se disuelve) Fe2+ + 2(OH)– → Fe(OH)2 (El hierro disuelto forma hidróxido de hierro) Los electrones fluyen a través del metal hacia el cátodo, donde se producen dos reacciones, la primera de las cuales produce gas de hidrógeno: a) 1ra reacción catódica: 2H+ + 2e– → H2↑ (gas de hidrógeno) La segunda reacción catódica involucra el oxígeno disuelto y se produce fácilmente en los fluidos de perforación: 69
b) 2da reacción catódica: O2 + 2 H2O + 4e– → 4 OH– La evolución del hidrógeno y la reducción del oxígeno son las reacciones catódicas más comunes. Al eliminar o reducir la velocidad (controlar) de cualquiera de estas reacciones, se reducirá la velocidad de corrosión.
Diferentes materiales tienen diferentes potenciales eléctricos. Su unión crea el potencial para el flujo de la corriente. Este potencial eléctrico o voltaje existe entre el ánodo y el cátodo. En un líquido conductivo (electrólito), el circuito metálico completa el circuito eléctrico y permite que la corriente vuelva a fluir hacia el ánodo. El potencial eléctrico se refiere a la energía potencial almacenada en el metal. Durante la refinación de los minerales metálicos, la energía está almacenada en el metal. Esta energía es liberada durante el proceso de corrosión. La corrosión de los metales refinados es un proceso natural en el que los metales reaccionan para formar estados más estables de nivel energía más bajo, hasta que vuelvan finalmente a su estado natural original (mineral).
La cantidad de energía almacenada en el metal se llama potencial del metal. Diferentes metales requieren diferentes cantidades de energía para refinarse, y por lo tanto tienen diferentes tendencias de corrosión. Cuanto mayor sea la cantidad de energía requerida para refinar un metal, mayor será su tendencia a corroerse. Por ejemplo, el hierro tiene mucho más tendencia a corroerse que el oro. El oro se encuentra en la naturaleza como material casi puro y es fácil de refinar, requiriendo muy poca energía.
70
La tubería de perforación tiene ciertas impurezas y tensiones que sirven como sitios donde los ánodos pueden desarrollarse. Además, cualquier modificación de la superficie de la tubería, tal como las mellas, abolladuras (causadas por los martillos) o muescas (causadas por las tenazas o las cuñas), puede crear áreas sometidas a esfuerzos para las celdas de corrosión que hacen que estas áreas sean más propensas al agrietamiento. Incluso las pequeñas diferencias en el electrólito que está en o con la tubería puede fomentar el desarrollo de celdas. [4] 2.2.10.2.
Factores que afectan la corrosión.
Ph: La corrosión es acelerada en los ambientes ácidos (pH < 7) y retardada en condiciones alcalinas (pH > 7) (Figura 2.3). A medida que el pH (pH = - log[H+]) aumenta, la concentración de H+ disminuye, lo cual puede reducir la velocidad de corrosión. En cambio, cuando el pH disminuye, la concentración de iones H+ aumenta, lo cual puede intensificar la reacción catódica y aumentar la velocidad de corrosión (los ácidos tienden a disolver los metales más rápidamente).
Los aceros de alta resistencia son propensos a la ruptura por absorción de hidrógeno y a la rotura catastrófica en los ambientes ácidos. No hace falta que sulfuros estén presentes para que esto ocurra. Normalmente, un pH de 9.5 a 10.5 es adecuado para reducir la mayoría de los casos de corrosión. En algunos casos, un pH tan alto como 12 puede ser necesario. Altos valores de pH (>10,5) neutralizan los gases ácidos y reducen la solubilidad de los productos de la corrosión. [4]
71
Figura 2.3. Efecto del pH sobre la corrosión. [4]
Componentes de aluminio. Un pH alto es perjudicial para las aleaciones de aluminio que pueden sufrir una corrosión extrema en los ambientes alcalinos. La tubería de perforación de aluminio nunca debe ser expuesta a un pH más alto que el valor recomendado por el fabricante. Si no se conoce el rango de pH máximo, el pH debe ser mantenido por debajo de 9. Nunca usar sistemas de lodo de alto pH, tal como el lodo de cal o silicato, con tuberías de aluminio. Si la tubería de aluminio comienza a volverse negra, eso se debe probablemente a que el ataque alcalino está exponiendo el silicato en la aleación de aluminio; reducir el pH a 8. El aluminio no debe ser usado en ambientes que contienen H2S. [4]
Sales disueltas. Las sales disueltas en agua afectan las velocidades de corrosión, aumentando la conductividad del agua y la posibilidad de velocidades de corrosión altas. Esto contribuye a que las salmueras y los fluidos de completación del campo petrolífero sean corrosivos. 72
Figura 2.4. Efecto de la salinidad sobre la velocidad de corrosión. [4] Aunque no sea ampliamente conocido, los fluidos que contienen 3% en peso de sal de cloruro pueden ser más corrosivos que los fluidos de salinidad más alta (ver la Figura 2.4). Cuando la concentración de sal aumenta, la cantidad de oxígeno disuelto disminuye (ver la Figura 2.5). Las velocidades de corrosión son más altas a aproximadamente 3 % de NaCl o KCl que al punto de saturación. Los sistemas de agua salada o inhibidos de potasio (KCl) suelen tener concentraciones de sal cerca de este nivel y deben ser protegidos contra la corrosión. [4]
Figura 2.5. Efecto de la salinidad sobre la solubilidad del oxígeno. [4]
73
Presión. La presión afecta la corrosión aumentando la solubilidad del oxígeno y otros gases corrosivos (Figura 2.6). A 100 ºF y 100 lpc, la solubilidad del oxígeno en agua dulce es de aproximadamente 230 ppm (partes por millón). Sin embargo, a 100 ºF y 500 lpc, la solubilidad del oxígeno aumenta a 1270 ppm. Se puede suponer sin temor a equivocarse que cualquier oxígeno retenido o entrampado en los sistemas de lodo base agua se disolverá totalmente a las presiones de circulación. [4]
Figura 2.6. Efecto de la presión (y la temperatura) sobre la solubilidad del oxígeno. [4]
Temperatura. La temperatura tiene un doble efecto sobre la corrosión. La corrosión aumenta generalmente con la temperatura. La velocidad de la mayoría de las reacciones químicas aumenta con la temperatura, y la corrosión es simplemente una reacción química. La
solubilidad
del
oxígeno
disminuye
rápidamente
cuando
la
temperatura aumenta, a la presión atmosférica. En agua dulce, el oxígeno tiene una solubilidad de 14.6 ppm a 32 ºF y a la presión atmosférica. Esta solubilidad disminuye en 44%, hasta aproximadamente 8 ppm, cuando la temperatura aumenta solamente hasta 85 ºF, y se considera que es nula al
74
punto de ebullición. Como lo muestra la Figura 2.7, la solubilidad del oxígeno es relativamente baja a temperaturas moderadas.
Figura 2.7. Efecto de la temperatura (y la presión) sobre la solubilidad del oxígeno. [4]
Aunque las temperaturas altas puedan limitar la solubilidad del oxígeno del aire que hace o directo con el sistema superficial, no tienen casi ningún efecto sobre la cantidad de aire retenida o entrampada en el lodo que se hace circular dentro del pozo. [4]
Incrustaciones.
Las
incrustaciones
minerales
resultan
de
la
precipitación y deposición de compuestos insolubles, generalmente compuestos de calcio, magnesio o bario (CaCO3, CaSO4, etc.). Los iones de metales solubles tales como Ca2+ y CO32– pueden combinarse para precipitarse en los materiales tubulares de fondo, formando incrustaciones de CaCO3. Cuando las incrustaciones se forman en la tubería de perforación, el área protegida o aislada por debajo de la incrustación es vulnerable a la corrosión crateriforme o puede sufrir una corrosión del tipo “celda de concentración”.
75
La incrustación que viene de la fábrica es una capa de óxidos de hierro formada durante el proceso de fabricación. Se trata de un material eléctricamente conductivo y frágil. Cuando se dobla o flexiona la tubería nueva, la incrustación que viene de la fábrica se agrieta. La corrosión por oxígeno estará concentrada y formará picaduras en la base de estas grietas. La tubería de perforación nueva no debería usarse en ambientes corrosivos sin tomar medidas especiales y prever una protección adecuada contra la corrosión. La incrustación que viene de la fábrica se desgastará rápidamente por el manejo y el o con el pozo. [4]
Gases disueltos. El oxígeno, el dióxido de carbono (gas carbónico) y el sulfuro de hidrógeno constituyen generalmente la causa química de la corrosión en los fluidos de perforación. Éstos se pueden calificar de agentes corrosivos. La corrosión es rara en los fluidos de perforación, a menos que uno o varios de estos gases esté presente en la solución. [4]
Oxígeno disuelto (O2). Esto constituye la causa principal de la corrosión en fluidos de perforación base agua. El oxígeno entra continuamente en el sistema de lodo a través de la zaranda, la tolva mezcladora, los agitadores de los tanques, los empaques de las bombas centrífugas que tienen fugas y los hidrociclones; además, siempre está presente en el agua de preparación. Los fluidos base agua tienden a tener un alto contenido de oxígeno disuelto en las condiciones del sistema de superficie.
Incluso las trazas de oxígeno pueden causar picaduras y altas velocidades de corrosión. Cuanto más fría sea la temperatura del lodo de superficie, más alto será el contenido de oxígeno disuelto. Debido al entrampamiento del aire, el contenido total de oxígeno en un sistema de lodo puede exceder la solubilidad anticipada del oxígeno basada en la temperatura, la presión y la salinidad. El aire entrampado se disolverá 76
rápidamente bajo presión (Figura 2.7). Durante la circulación de este fluido hacia el fondo del pozo, las velocidades de corrosión pueden aumentar considerablemente, resultando en un ataque de corrosión crateriforme.
Una reacción que suele producirse en el cátodo es que los iones hidrógeno adquieran electrones y formen hidrógeno atómico. Si no se elimina, este hidrógeno “cubrirá” o polarizará el cátodo y aminorará o parará el proceso de corrosión. Cuando está disponible, el oxígeno reacciona con el hidrógeno para eliminarlo del cátodo o despolarizar el cátodo. El oxígeno intensifica la reacción catódica, la cual, a su vez, aumenta la reacción anódica (velocidad de corrosión). La corrosión por oxígeno suele causar picaduras, y está caracterizada por éstas. El oxígeno, un despolarizador catódico, también aumenta la severidad de la corrosión causada por otros gases disueltos, como H2S y CO2. Varios sistemas de lodo contienen niveles considerablemente diferentes de oxígeno disuelto, y algunos aditivos reaccionan con este oxígeno, reduciendo su concentración. Por ejemplo, los ácidos orgánicos como el lignosulfonato, el tanino y el lignito, reaccionan rápidamente con el oxígeno disuelto y entrampado para reducirlo.
Estos productos químicos son excelentes secuestrantes de oxígeno, aunque ésta no sea su función principal. Los sistemas desfloculados (con bajos esfuerzos de gel) permiten que el aire entrampado (oxígeno) se escape más fácilmente que los sistemas de lodo no dispersos. Los sistemas de polímeros, los sistemas de agua salada y los sistemas saturados de sal tienden a entrampar más aire, aumentando la cantidad de
77
oxígeno disuelto. Muchos lodos de polímeros también contienen bajas concentraciones de sales para la estabilidad del pozo. Como se mencionó anteriormente, este bajo nivel de sal acelerará las velocidades de corrosión, pudiendo resultar en un ataque grave. En estos sistemas, se puede usar Conqor 404 para inhibir la corrosión y minimizar el efecto del oxígeno disuelto y de las sales corrosivas. [4]
Dióxido de carbono (CO2). El dióxido de carbono se disuelve en agua para formar ácido carbónico (H2CO3), reduciendo el pH. Por este motivo, se considera generalmente como un “gas ácido”. El dióxido de carbono causará la corrosión (como otros ácidos) por desprendimiento de hidrógeno. A diferencia del oxígeno, el dióxido de carbono/ácido carbónico ataca el
hierro directamente, formando carbonato de hierro en el ánodo de la celda de corrosión. El hidrógeno polarizará el cátodo en este proceso. Si hay oxígeno presente, éste despolarizará el cátodo. Cuando el ácido carbónico está reaccionando con el hierro en el ánodo y el oxígeno está despolarizando el cátodo, el ataque combinado de los dos gases será mayor que la suma de los daños causados por cada gas individualmente. El tratamiento principal para la corrosión por dióxido de carbono consiste en aumentar el pH a más de 6 y/o precipitar el CO 32- con una fuente de calcio (como la cal o el yeso). Cuando se aumenta el pH a más de 6, el ácido carbónico (H2CO3) se transformará en bicarbonato (HCO3-) al pH medio y en carbonato (CO3 2- ) al pH alto. [4]
Sulfuro de hidrógeno (H2S). Éste es un gas venenoso que tiene una toxicidad más o menos igual al cianuro de hidrógeno. Se trata de un gas extremadamente peligroso de olor fétido característico a huevos podridos que atenúa rápidamente el olfato.
78
El H2S es un gas ácido reactivo y corrosivo que puede causar daños graves a los equipos. El gas puede entrar en un sistema de lodo de por lo menos cuatro maneras: o
Durante la perforación de formaciones que contienen H2S.
o
Cuando está presente en el agua o los líquidos de preparación.
o
Mediante la reducción bacteriana de los sulfatos en sulfuros en los lodos base agua.
o
Mediante la degradación térmica de los aditivos del lodo. El gas se disuelve en la fase acuosa para formar ácido hidrosulfúrico.
Este ácido es menos corrosivo que el ácido carbónico pero es muy destructivo y puede causar la fisuración por acción del sulfuro de hidrógeno bajo tensión de los aceros vulnerables. La reacción química simplificada de la corrosión por H2S se puede escribir de la siguiente manera: H2O Fe0 + H2S → FeXSY + 2H0 (hidrógeno atómico) El sulfuro de hierro formado por esta reacción se adhiere fuertemente a las superficies de acero en forma de incrustación negra. Picaduras también pueden formarse por debajo de la incrustación y reducir la vida útil de la tubería de perforación, formando la base para la fisuración inicial y la rotura por fatiga. [4]
79
2.2.10.3. Productos para el control de la corrosión. Se recomienda el uso de los siguientes productos y métodos de aplicación para combatir la corrosión:
CONQOR® 404. Este producto es un producto químico organofosforoso diseñado para reemplazar los inhibidores de cromato. Se puede clasificar como inhibidor de oxígeno, pero no como secuestrante, y actúa por pasivación. Se trata de un inhibidor de uso general para los fluidos de perforación base agua. Es aplicable en agua fluidos de agua dulce y agua salada, y es eficaz en fluidos que están en circulación. No se recomienda para fluidos de empaque.
El tratamiento sugerido para los fluidos de perforación es de 2 a 5 galones de CONQOR 404 por 100 bbl de fluido. Es esencial que se mantenga una concentración mínima del producto, y hay disponible un estuche de prueba de campo para monitorear el nivel de concentración. Para las aplicaciones de lodo aireado, el nivel de tratamiento inicial es de 12 gal/100 bbl, pero mayores concentraciones pueden ser requeridas. En general no es necesario añadir un secuestrante de oxígeno con este inhibidor en particular, pero se ha hecho con éxito. No se requiere ninguna bomba especial para añadir CONQOR 404. [4]
Secuestrante de oxígeno. La reducción del oxígeno en los fluidos de perforación es un método eficaz para reducir la corrosión. Se usan secuestrantes de oxígeno como el bisulfito de amonio y el sulfito de sodio. El bisulfito de amonio está disponible como producto activo no catalizado de 45 a 55 %. El anión sulfito neutralizado reacciona químicamente con el oxígeno disuelto para formar un anión sulfato, reduciendo de ese modo el contenido de oxígeno disuelto. La reacción es la siguiente: 80
2NH4HSO3 + O2 + 2OH– → 2NH4 + + 2SO42– + 2H2O Los lodos de agua dulce contienen generalmente de 1 a 5 o más ppm de oxígeno disuelto, y los lodos saturados de sal suelen contener menos. La cantidad de oxígeno disponible para el proceso de corrosión es determinada por el contenido total de oxígeno (disuelto y aire entrampado) del lodo y la velocidad de circulación. Si el contenido total de oxígeno del lodo es de 3 ppm, la tubería de perforación está expuesta al doble de oxígeno cuando el caudal es de 800 gpm que cuando el caudal es de 400 gpm. El contenido de oxígeno de un lodo puede oscilar considerablemente cuando se enciende y se apaga el equipo de procesamiento. Estas oscilaciones hacen que no sea práctico tratarlo estequiométricamente con un secuestrante. Para lograr una protección
adecuada
con
un
secuestrante
de
oxígeno,
suficientes
tratamientos deben ser agregados en la succión de la bomba para asegurar que el residuo o exceso de sulfito regrese a la línea de flujo, después de reaccionar con todo el oxígeno bombeado dentro del pozo.
Los lodos de agua salada y de cloruro de potasio requieren concentraciones de sulfito más altas. Pudiera requerirse una concentración de sulfito tan alta como 200 a 500 mg/l. El calcio libre elimina parte del sulfito, lo cual, por supuesto, reduce la eficiencia del secuestrante. Se recomienda mantener una concentración de Ca 2+ por debajo de 200 mg/l. El agua salada de “preparación” debería ser tratada con 1.5 lb/bbl de soda cáustica antes de ser agregada al sistema. Este tratamiento eliminará la mayor parte del magnesio y calcio, reduciéndolos a niveles muy bajos, mediante el aumento del pH. El método de aplicación más conveniente es la adición directa dentro de la succión de la bomba, a través de una válvula de cierre automático con una
81
bomba de inyección química (dosificadora). Este dispositivo de medición ha sido usado por muchos años y ha demostrado ser el método de aplicación preferido, ya que la exposición del aire a través de una tolva mezcladora reduciría su eficiencia. La bomba química siempre debe estar apagada durante los viajes. Si una bomba dosificadora no está disponible, la solución de secuestrante de oxígeno puede ser añadida directamente desde un bidón, a través de una manguera que se extiende por debajo de la superficie del lodo. Siempre debe añadirse lo más cerca posible de la succión de la bomba, no en la zaranda. Evitar el o con el aire porque esto podría reducir su eficiencia. [4]
Secuestrante de H2S con óxido de zinc. Éste es un compuesto de óxido de cinc especialmente molido, de área superficial grande, que se usa como secuestrante de sulfuro de hidrógeno en los fluidos de perforación. El óxido de cinc debería ser sometido a una prueba piloto antes de ser añadido a los lodos base aceite o base sintético, porque puede exigir mayores cantidades de emulsificantes y agentes de humectación. El gas de sulfuro de hidrógeno que se disuelve en la fase acuosa de un lodo constituye la causa principal de la fisuración por acción del sulfuro de hidrógeno bajo tensión (SSC) y de la ruptura por absorción de hidrógeno en los aceros vulnerables.
El óxido de cinc secuestra los sulfuros para formar sulfuro de cinc, un producto insoluble a un pH de aproximadamente 3 o más alto. Esto asegura una eliminación permanente. La única excepción sería el caso muy improbable en que el pH del lodo cayera por debajo de 3 (durante la acidificación). Zn2+ + S2- → ZnS ↓
82
Con el gas ácido neutralizado y precipitado, el riesgo de corrosión por sulfuro es más bajo. Los niveles de pretratamiento recomendados son de 1 a 2 lb/bbl. Los compuestos de cinc como el óxido de cinc puede causar la floculación y el aumento de la viscosidad; el cinc es más soluble a niveles de pH mayores que 11.5, posiblemente causando la floculación. Esto es especialmente problemático en los lodos no dispersos. Pruebas piloto deberían ser realizadas para evitar problemas en todos los casos. Los lodos no dispersos que no toleran satisfactoriamente un pH 10,5 o mayor deberían ser dispersos antes de perforar zonas que contienen sulfuro de hidrógeno. Debido a su molienda fina, el óxido de cinc puede aumentar la viscosidad de los lodos que tienen altas concentraciones de sólidos de baja gravedad específica. Si se usa una centrífuga sobre un lodo que contiene óxido de cinc, ésta desechará el óxido de cinc. Adiciones de óxido de cinc serán requeridas para compensar este efecto. [4]
Inhibidor de incrustación SI- 1000TM. Los inhibidores de incrustación son usados para limitar la precipitación y deposición de incrustaciones minerales sobre las superficies metálicas. El SI-1000TM es un inhibidor de incrustación de fosfato orgánico que ha resultado eficaz para reducir los problemas de incrustaciones en las aplicaciones de perforación. El tratamiento inicial en el lodo de perforación es de 1 galón por 200 bbl de lodo. En general, los tratamientos de mantenimiento de 5 galones por turno son adecuados para controlar las incrustaciones. [4]
Bactericidas. La reducción de sulfatos a sulfuros por la bacteria Desulfovibrio desulfuricans puede producirse en los fluidos de perforación, y especialmente en los lodos y fluidos de empaque almacenados, resultando en una fuente de sulfuro de hidrógeno. Estas
83
bacterias son activas en ambientes de bajo contenido de oxígeno como el agua dulce de preparación mal aireada, el agua salobre o las aguas de mar dentro del rango de pH de 5.5 a 8.5. Como las posibilidades de daños causados por las bacterias reductoras de sulfato son más altas en los fluidos de empaque o lodos almacenados, se recomienda con insistencia el uso de un microbiocida para controlar estas bacterias. [4]
Aminas. Las aminas formadoras de película son inhibidores de corrosión eficaces en los ambientes de fluidos de perforación. Tienen la capacidad de desplazar el agua en los tanques y las fisuraciones por fatiga en las superficies metálicas. Su estructura química les permite absorberse físicamente sobre las superficies metálicas, formando una película protectora humectada por aceite. Son más eficaces cuando son aplicadas directamente a la tubería de perforación, pero también pueden ser eficaces cuando son aplicadas mediante un tratamiento por baches o uniforme. La tubería debe mantenerse sin incrustaciones y estar provista de un revestimiento superficial. La película orgánica tiende a “impermeabilizar” el acero. Habrá situaciones en que se requerirá un “hidrochorro abrasivo” (chorro de agua a gran presión) para eliminar la herrumbre y las incrustaciones antes de aplicar el producto. Las aminas no pueden proteger por debajo de las incrustaciones y los cauchos protectores de las tuberías. Si las celdas de concentración por debajo de las extremidades de los cauchos protectores de las tuberías presentan problemas, el sistema debería ser tratado continuamente con secuestrantes de oxígeno. [4]
2.2.11.
Producto A
El fluido endulzante o producto A, es un residuo industrial de una empresa ferrominera del estado Bolívar en Venezuela, encargada de la extracción, 84
transformación y comercialización de bauxita y alúmina, compuestos que representan la principal materia prima del aluminio primario. Este residuo es una mezcla de agua y sólidos rico en óxidos metálicos como hierro, aluminio y sodio, es un lodo de color ladrillo con una densidad desconocida y una alta basicidad
(pH
=
13.96)
con
una
concentración
de
sólidos
de
aproximadamente 50 %.
El lodo generado por la empresa no contiene mercurio (Hg), hace aproximadamente unos 15 años se observó en el proceso presencia de mercurio proveniente de la soda cáustica contaminada en los buques durante el transporte de la misma, lo cual fue solventado en su momento. Tampoco este lodo se le ha detectado presencia de Arsénico ni cromo, sin embargo, si contiene galio.
En el trabajo de investigación presentado por el ingeniero Carlos Álvarez llamado “Estudio experimental de un fluido para el endulzamiento del gas natural en la estación de flujo el carito, estado Monagas”, demostró que el producto A, o como él lo llamo en su trabajo, pasivo 1, con concentraciones de sólidos superiores al 20 % tiene un comportamiento pseudoplastico y para concentraciones muy diluidas se comporta como un fluido newtoniano.
Adicionalmente en el trabajo de investigación se demostró que la mayoría de los compuestos presentes en el residuo industrial son capaces de reaccionar con las fracciones de H2S y CO2 presentes en el gas natural de la estación de flujo teniendo una eficiencia de las remociones químicas por parte del fluido endulzante de 100 % para el H 2S y 97 % para el CO2. [1]
85
2.2.12.
Producto B
El Producto B, (figura 2.8), es una arcilla no hinchable cuyas capas unitarias están fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar en las capas. El producto B tiene una capacidad de intercambio catiónico relativamente baja (de 5 a 15 meq / 100 g). Esta arcilla se encuentra comúnmente como componente menor a moderado (5 a 20 %) de las rocas sedimentarias tales como las lutitas y las areniscas. Entre sus propiedades físicas se conocen que esta arcilla es de grano fino de color blanco con una densidad relativa o gravedad especifica de 2.6. Tiene una excelente plasticidad y contiene 23.8 % de cuarzo y feldespato. En Venezuela todos los depósitos comerciales del producto B se ubican a lo largo de una extensa zona de Bolívar nororiental, asociados con rocas precámbricas intensamente meteorizadas y lateritizadas. Tres grandes áreas poseen las reservas más importantes del producto B: Depósitos ubicados al Oeste del Río Caroní: Se ubican cuatro yacimientos de la arcilla de calidad comercial, La Margarita, San Rafael, Santa Rita y Nuevo Mundo. Todos los yacimientos son de tipo residual, producto de la alteración del génesis feldespáticos del Complejo Imataca. Región del Kilómetro 88: Guarda posiblemente, las mayores reservas de producto B del Estado Bolívar. Todos los depósitos se asocian con niveles de intensa meteorización de secuencias dioríticas y graníticas del Complejo de Supamo, el cual cubre una considerable extensión de Bolívar nororiental. Estudios geológicos detallados realizados a lo largo de la zona, indican que los depósitos constituyen extensos mantos residuales en o con rocas metamórficas laterizadas y en muchos casos cubiertos por sedimentos jóvenes del Río Cuyuní. El espesor de los mantos puede superar los 30
86
metros, y por lo general, la mena está constituida exclusivamente por moscovita, cuarzo anatasa y clorita. Región de Upata: Los depósitos de la región son pequeños si se les compara con otros distritos del
Estado Bolívar, y se encuentran
estrechamente asociados con gneises félsicos granulíticos del Complejo de Imataca. En parte son productos de alteración de los gneises feldespáticos y en otros se han producido por silicificación de bauxita. Algunos depósitos se presentan asociados con capas residuales de óxido de Manganeso. En este caso es posible que la roca madre haya sido en parte, una gondite granatífera, tal y como se identifica en la localidad de Santa Rosa. El producto B de Upata es explotado extensamente y usado en la industria de la cerámica y refractarios de la zona de Puerto Ordaz. Los principales depósitos se ubican en el Cerro Copeyal y San Lorenzo, aun cuando existen otros pequeños de menor importancia en Cerro Toro, Monte Cristo, Cerro Once y Cerro Santa Rosa.
[10]
Figura 2.8. Producto B. [Fuente Propia]
87
CAPÍTULO III METODOLOGÍA Viloria, L. (2012) explica que en la estructura de una tesis de grado de tipo experimental, el Capítulo 3 comprende el desarrollo del trabajo, cuyas partes debe contener: El procedimiento experimental, la descripción de los materiales y equipos, datos obtenidos en forma de tablas y las muestras de cálculo; todo esto utilizando una redacción técnica, sencilla, clara y concreta que permita al lector comprender los resultados obtenidos.
En este sentido el desarrollo de la presente investigación se basa en los procedimientos realizados para el cumplimiento de cada objetivo planteado, de la siguiente manera:
3.1. CARACTERIZAR LOS SÓLIDOS DE LA MEZCLA DE UN FLUIDO ENDULZANTE
DESHIDRATADO
DEFINIENDO
SU
DENSIDAD
Y
GRAVEDAD ESPECÍFICA O DENSIDAD RELATIVA El fluido endulzante en su estado original se encuentra como una mezcla de agua y sólidos (Figura 3.1), por lo que para el desarrollo de este objetivo se procedió a su deshidratación para así obtener los sólidos necesarios para la realización de las diferentes pruebas así como para la formulación de los fluidos de perforación, estos sólidos resultante se conocerán a lo largo de este trabajo como producto A.
Figura 3.1. Fluido endulzante. [Fuente Propia] El proceso de deshidratación se llevó a cabo mediante la utilización de un horno BAROID (Figura 3.2), en el cual se introdujo la muestra del fluido endulzante durante un período de 12 horas a una temperatura de 450 °F. Una vez deshidratada la muestra de fluido se procedió a la pulverización del solido resultante mediante la utilización de un mortero.
Figura 3.2. Horno BAROID.
89
[Fuente Propia]
Para el cálculo de la gravedad especifica o densidad relativa del producto A, se utilizó el principio de Arquímedes, el cual establece que “Un cuerpo total o parcialmente sumergido en un fluido en reposo, recibe un empuje de abajo hacia arriba igual al peso del volumen del fluido que desaloja”.
Partiendo
de este
principio se
realizó
el
procedimiento
experimental mostrado en el apéndice A para el cálculo de la gravedad específica y densidad del producto A.
Todo lo descrito anteriormente se realizó con el fin de conocer la gravedad específica o densidad relativa del producto A, necesario para la realización de los respectivos balances de masa para la formulación de los fluidos de perforación.
3.2. ESTUDIAR
LA
APLICABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA Los compuestos utilizados son seleccionados debido a su abundancia en la naturaleza y con el fin de reducir el uso de los diferentes aditivos comerciables (bentonita, barita y carbonato de calcio) y que las operaciones de perforación sean cada vez más rentable. Entre los compuestos seleccionados se encuentra:
Sólidos del fluido endulzante o producto A, este representa un contaminante industrial de alta basicidad rica en óxidos metálicos como hierro, aluminio y sodio.
Producto B, una arcilla blanca no hidratable cuyas capas unitarias están fuertemente ligadas con enlaces de hidrogeno. Esta arcilla se encuentra en componente de las rocas sedimentarias, es muy utilizada en la industria de la cerámica y posee con una gravedad específica o densidad relativa de 2.6.
90
Debido a que se desconoce el comportamiento de los diferentes compuestos en los fluidos de perforación, se procedió a realizar diferentes estudios para así poder conocer su aplicabilidad en los mismos.
3.2.1.
Estudio
del
producto
A y Producto
B como
aditivo
viscosificante Para evaluar el funcionamiento de los compuestos en estudio como aditivo viscosificante y posible sustituto de la bentonita, es necesario conocer su rendimiento, así como también las propiedades reológicas que pueda o no presentar los mismos, ya que esto permitirá definir la capacidad de suspensión que podrá tener cada uno de ellos.
Para poder determinar el uso adecuado de los sólidos fluido endulzante o producto A, se procedió inicialmente a estudiar su rendimiento como posible sustituto de la Bentonita Sódica, la cual es usada normalmente como viscosificante en la formulación de fluidos de perforación base agua. Para el estudio del rendimiento se prepararon fluidos con porcentajes en peso del producto A de 3, 5, 7 y 9 %, para posteriormente medirle la viscosidad aparente mediante la utilización del viscosímetro rotatorio FANN. Una vez obtenido estos valores se procedió a la realización de la gráfica de rendimiento, en la cual se pudo observar que el producto A no aportaba valores adecuados de viscosidad aparente, por lo que se procedió a la realización de relaciones de Bentonita / Producto A en base a 7 % en sólidos para así obtener las propiedades reológicas deseadas y de esta manera disminuir el uso de bentonita en la formulación de fluidos nativos. Este fluido resultante se conocerá en el resto del trabajo como fluido nativo A.
91
Sabiendo que los fluidos nativos convencionales se formulan con un 7 % en peso de bentonita y que esto representa el 100% de sólidos que se encuentra en este tipo de fluido, se buscaron relaciones de Bentonita y Producto A que proporcionen las propiedades reológicas adecuadas para la suspensión y acarreo de sólidos en condiciones operacionales disminuyendo así el uso de la bentonita. En la tabla 3.1 se muestran las relaciones de porcentaje en peso de bentonita y producto A usados para la formulación del fluido nativo A en base a 7 % en peso de sólidos. Tabla 3.1. Porcentaje en peso de bentonita y producto A en base a 7 % en peso de sólidos.
% Bentonita
Bentonita (gr)
% Producto A
Producto A (gr)
50
12.7414
50
12.6772
60
15.2897
40
10.1417
70
17.8379
30
7.6063
40
10.193
60
15.212
Para el caso del producto B como se conoce que posee poca capacidad de hidratación o hinchamiento debido a que las capas unitarias están fuertemente ligadas con enlaces de hidrogeno no se le determinó rendimiento, sin embargo, se determinó la reología realizando el mismo procedimiento que se realizó para el producto A con las relaciones de bentonita, pero en este caso con el producto B. Este fluido resultante se conocerá como fluido nativo B.
Finalmente se prepara un fluido nativo convencional en base a 7 % en peso de bentonita, con la finalidad de realizar una comparación de las propiedades reológicas obtenidas con los aditivos no convencionales y el convencional.
92
3.2.2.
Estudio
del
producto
A y Producto
B como
aditivo
densificante Para evaluar el funcionamiento de los aditivos en estudio como densificante, es necesario conocer la mayor concentración de sólidos que un fluido en base a 7% en peso de bentonita es capaz de soportar para así obtener el valor máximo de densidad que el aditivo en estudio puede aportar sin flocular el fluido de perforación.
Para el caso del producto A como densificante se pudo observar que al alcanzar una densidad de 9.2 lpg el fluido se floculo, por lo tanto su aplicabilidad como densificante se descartó.
Para el desarrollo de este objetivo se prepararon siete fluidos nativos con un 7 % en peso de bentonita, para posteriormente densificar con el producto B en estudio hasta alcanzar las densidades de 8.9, 9, 9.2, 9.3, 9.5, 9.7 y 10 lpg. A cada uno de estos fluidos densificados se le midieron las propiedades reológicas y tixotrópicas con la finalidad observar cualquier cambio en ellas ante el aumento de la densidad.
Además se prepararon 14 fluidos nativos con 7 % en peso de bentonita y se densificaron siete con barita y siete con carbonato de calcio, con el objetivo de realizar una comparación de las propiedades reológicas y tixotrópicas obtenida con estos fluidos y los fluidos densificados con el producto B.
Las propiedades reológicas y tixotrópicas se midieron siguiendo el procedimiento experimental explicado en el apéndice A, así como también la medición de la densidad.
93
3.3. EXPERIMENTAR CON LOS SÓLIDOS DEL FLUIDO ENDULZANTE COMO
ADITIVO
INHIBIDOR
DE
CORROSIÓN
EN
FLUIDOS
DE
PERFORACIÓN BASE AGUA Para el desarrollo de este experimento se utilizó un reactor de alta presión y alta temperatura que se encuentra disponible en el Centro de Investigaciones y Tecnología de Oriente (CITO) esquematizado en la figura 3.3. Debido a que el producto A es altamente caustico se preparó una mezcla de aguaproducto A con un 40 % en sólidos, con el fin de neutralizarla para luego separar los sólidos de esta mezcla y evaluar su uso como aditivo en fluidos de perforación y determinar si existe variación en sus propiedades fisicoquímicas.
Figura 3.3. Diagrama del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR).[Fuente Propia] La neutralización de las muestras de sólidos de producto A se llevó a cabo siguiendo experimental señalado en el apéndice A, inicialmente se preparó un fluido con un 40 %
en peso del producto A; este fluido se
introdujo en el cilindro del reactor y se hizo pasar una corriente de CO2 a una presión de 100 lpc y a una temperatura de 70 °F durante un periodo de 1 hora con una agitación de 200 RPM hasta alcanzar un pH de 7 generando una concentración final de 124 ppm de CO 2 presentes en el fluido. Al finalizar el periodo de neutralización, se extrajo el fluido del reactor y se llevó al horno 94
Baroid con la finalidad de deshidratar la muestra y obtener los sólidos del producto A ya neutralizados; luego con un mortero se procedió a su pulverización para así poder formular fluidos de perforación y observar si hay algún cambio en las propiedades reológicas, tixotrópicas y de filtrado entre estos fluidos y los formulados con el producto A sin neutralizar; además se analizó si existe un cambio en la alta basicidad que muestra originalmente el producto A en su estado original. Posteriormente se experimentó con el fluido nativo A con la finalidad de evaluar el comportamiento del mismo ante un agente contaminante y corrosivo como lo es el CO2, y así poder observar si el producto A aún mantiene su capacidad como secuestrante anticorrosivo cuando se encuentra en la formulación de un fluido de perforación y así comprobar la resistencia de este ante la contaminación por CO2. Todo el proceso de contaminación del fluido nativo A con CO2 se llevó a cabo en el reactor de alta presión y alta temperatura, con una presión de CO2 de 100 lpc durante un periodo de 15 min con una agitación de 200 RPM y una temperatura de 70 °F generando una concentración final de 29 ppm de CO2; para el cálculo de los ppm de gas presente en el lodo se aplico la ley de los gases ideales siguiendo el procedimiento experimental explicado en el apéndice B. Al finalizar este proceso se extrajo el fluido del reactor y se llevó hasta el laboratorio de perforación para así poder realizar el estudio de las propiedades reológicas, tixotrópicas y de filtrado. Todas estas propiedades se compararon con los resultados obtenidos en el objetivo 2 donde se realizó el estudio de las propiedades reológicas y tixotrópicas de fluido nativo A sin contaminar y así poder observar la variación de las propiedades en el fluido contaminado. También se experimentó con tres muestras de fluido nativo A densificado a 9.5 lb/gal con producto B, carbonato de calcio y barita
95
respectivamente las cuales se contaminaron en el reactor con el mismo procedimiento explicado anteriormente pero con una concentración de CO2 de 27 ppm y luego se realizó el estudio de las propiedades reológicas, tixotrópicas y de filtrado en el laboratorio de perforación. Adicionalmente se prepararon tres fluidos nativos A densificados a 9.5 lb/gal sin contaminar, para así realizar una comparación con de las propiedades del fluido contaminado y poder observar la variación de las propiedades reológicas, tixotrópicas y de filtrado. 3.4. FORMULAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN A PARTIR DE LOS DIFERENTES ADITIVOS NO CONVENCIONALES ESTABLECIENDO UNA COMPARACIÓN CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES Luego de conocer el funcionamiento de cada uno de los aditivos en el objetivo 2, se procedió a formular fluidos de perforación teniendo como aditivos cada uno de los compuestos de acuerdo a su aplicación, definiendo además sus propiedades , reológicas, tixotrópicas, químicas y los espesores de revoque que presentarían en condiciones normales de perforación. Para el caso del producto A, se formuló un fluido nativo A con la finalidad de realizar el estudio de las propiedades reológicas, tixotrópicas, química y de filtrado. De igual forma se formuló un fluido nativo en base a 7 % en peso de bentonita para poder realizar una comparación de las propiedades aportada por ambos fluidos. Durante el estudio del producto B en el objetivo 2 se pudo observar que su principal función es como aditivo densificante, por lo tanto en esta etapa se seleccionaron cuatro densidades (9, 9.5, 9.7 y 10 lpg) para de esta manera formular 12 fluidos nativos en base a 7 % en peso de bentonita y densificar cuatro con barita, cuatro con carbonato de calcio y cuatro con el producto B con la finalidad de realizar el estudio de las pérdidas de filtrado y
96
espesor de revoque; y así complementar los resultados reológicos obtenidos en el objetivo 2. Finalmente el producto B se utilizó para densificar fluidos viscoelásticos, poliméricos
y
lignosulfonato
para
de
esta
manera
comprobar
su
compatibilidad con este tipo de fluidos. También se densificaron estos fluidos con carbonato de calcio con el fin de realizar una comparación de las propiedades fisicoquímicas y revoque. Para la formulación de los fluidos de perforación de tipo viscoelástico, poliméricos y de lignosulfonato se utilizaron los aditivos presentados en las tablas 3.2, 3.3 y 3.4 respectivamente.
Tabla 3.2. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas viscoelástico y su respectivo tiempo de agitación. Aditivos
Concentración
Agua Fresca Barazan PAC LV KOH Aldacide CaCO3 Producto B
331 cc/bbl 1.5 lb/bbl 5 lb/bbl 0.15 lb/bbl 0.5 cc/bbl 50 lb/bbl 50 lb/bbl
Tiempo de agitación (min) 0 30 25 10 15 10 10
Tabla 3.3. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas polimérico y su respectivo tiempo de agitación. Aditivos
Concentración
Agua fresca KCl Duo-Vis KOH Pac-UL CaCO3 Producto B
310 cc/bbl 15 Lb/bbl 1.3 lb/bbl 0.15 lb/bbl 3 lb/bbl 80 lb/bbl 80 lb/bbl
97
Tiempo de agitación (mín) 0 15 30 15 25 10 10
Tabla 3.4. Aditivos utilizados en la formulación de los sistemas lignosulfonato y su respectivo tiempo de agitación. Aditivos
Concentración
Agua M-I GEL NaOH Spercene CF Tanathin Pac-R Producto B CaCO3
186 cc/bbl 136 cc/bbl 0.75 lb/bbl 8 lb/bbl 4 lb/bbl 1 lb/bbl 75 lb/bbl 75 Lb/bbl
Tiempo de agitación (mín) 0 20 15 20 20 25 10 10
Adicionalmente durante esta etapa a los fluidos formulados de tipo poliméricos, viscoelásticos y de lignosulfonato densificados se le realizaron los respectivos análisis reológicos a 120 °F, debido a que a esta temperatura normalmente se empieza a notar la degradación de los aditivos por efecto de la misma.
3.5. EVALUAR
LA
VIABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES ANTE CONTAMINACIONES, COMPARÁNDOLOS CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES. La contaminación en fluidos de perforación es uno de los factores que se toman en cuenta en la escogencia de los fluidos de perforación. Los contaminantes más comunes en la perforación de pozos son el cemento y la sal presente en agua o domos salinos. Estos contaminantes traen en el fluido de perforación problemas relacionados con la floculación que a su vez produce la pérdida de filtrado, pega de tuberías, atascamiento de la mecha además de geles excesivos
Durante esta etapa los fluidos formulados en la entapa anterior con los aditivos no convencionales se contaminaron con 5 gr/bbl de cemento y sal. Adicionalmente también se contaminaron fluidos convencionales con el fin de
98
realizar un análisis comparativo y así determinar si los aditivos en estudios ofrecen resistencia ante estos contaminantes.
A estos fluidos contaminados se le realizaron análisis reológicos y pruebas de filtración API, con el fin de estudiar la viabilidad de la aplicación de estos aditivos en la formulación de fluidos de perforación. Adicionalmente se realizo un análisis económico con el fin de evaluar la viabilidad en la utilización de los aditivos en estudio en comparación con aditivos comerciales.
99
CAPÍTULO IV ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS La optimización de los fluidos de perforación, dependiendo de las características de cada formación donde estos serán aplicados, han generado innumerables estudios y avances en esta área. En este caso se procedió a estudiar el producto A y Producto B como aditivos en la formulación de fluidos de perforación. Durante este trabajo se analizaron las propiedades reológicas que requiere el fluido bajo distintas condiciones comparando con los fluidos de perforación formulados con aditivos convencionales con el fin de buscar la reducción de costos.
4.1. CARACTERIZAR LOS SÓLIDOS DE LA MEZCLA DE UN FLUIDO ENDULZANTE
DESHIDRATADO
DEFINIENDO
SU
DENSIDAD
Y
GRAVEDAD ESPECÍFICA O DENSIDAD RELATIVA Inicialmente el producto A en sus condiciones originales se encuentra como una mezcla de agua con un porcentaje de sólidos sin definir. Este fluido representa un residuo de una empresa, lo que conlleva a un daño muy grande al ambiente y al ecosistema.
El ingeniero Carlos Álvarez
[1]
demostró en su trabajo de grado en la
Universidad de Oriente que este fluido es capaz de neutralizar gases corrosivos como por ejemplo: gas natural con contenido de H 2S y CO2. La problemática era el residuo resultante, y su uso posterior en la industria. Por esta razón en este trabajo de investigación se ha propuesto el uso de los sólidos del producto A como aditivo de fluidos de perforación.
Inicialmente el fluido endulzante se introdujo en el horno Baroid con el fin de deshidratar la muestra y obtener las fracciones sólidas. Una vez
alcanzado los 415°F a 3 horas de ser encendido el horno, la muestra empezó a secarse y se dejó aproximadamente 24 horas de reposo. Una vez finalizado este tiempo se retiro el recipiente del horno, ya con la muestra totalmente seca (Figura 4.1), se procedió a ser triturada con un mortero con el fin de eliminar los trozos conglomerados e irregulares. El sólido resultante es de color rojo muy fuerte con una alta basicidad y de grano fino. Este procedimiento se repitió hasta obtener aproximadamente 2 kilogramos de sólidos pertenecientes al fluido endulzante; a estos sólidos se le llamó a lo largo del desarrollo del trabajo de investigación como producto A.
Figura 4.1. Muestra sacada del horno totalmente seca.
[Fuente Propia]
El producto A es de características desconocidas, y para la formulación de fluidos de perforación se requiere conocer la gravedad específica o densidad relativa de los sólidos a utilizar para mantener un control de la densidad del fluido.
101
Para determinar la gravedad específica de los sólidos del producto A se partió del principio de Arquímedes que afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta un empuje vertical y hacia arriba igual al peso de fluido desalojado. Por lo tanto se realizaron diez pruebas con volúmenes iniciales de agua diferentes para cada una de las muestras. Posteriormente se pesó una cantidad arbitraria de sólidos y por último se colocó la muestra en el cilindro con agua y se tomó la lectura del volumen desplazado. Esta diferencia de lecturas, representó el volumen del sólido. Estos resultados se observa en la tabla 4.1.
Tabla 4.1. Datos obtenidos para el cálculo de la densidad del producto A. Volumen del Nº cilindro lleno (ml) 1 12.4 2 8.4 3 21.2 4 12.6 5 17.8 6 15.6 7 19.4 8 19.2 9 17.2 10 17
Volumen del cilindro con grano (ml) 12.6 8.6 21.4 12.8 18.2 16 20.4 19.6 17.4 17.2
Volumen desplazado (ml) 0.2 0.2 0.2 0.2 0.4 0.4 1 0.4 0.2 0.2
Peso del grano (gr) 0.292 0.373 0.34 0.343 0.616 0.947 2.165 1.185 0.368 0.372
Densidad (g/ml) 1.462 1.866 1.70 1.715 1.541 2.369 2.165 2.963 1.84 1.684
Luego a través de un simple promedio ponderado se procedió a obtener la densidad aproximada del producto A el cual es 1.949 gr/cc. Posteriormente se calculo la gravedad especifica o densidad relativa del producto A (ver Apéndice B) la cual fue de 1.949 ya que el fluido patrón es el agua (densidad igual a 1 gr/cc) y este representa un valor cercano a la densidad relativa de la bentonita comercial 2.2, por lo cual resulta ser un valor ventajoso, ya que desde el punto de vista de peso el fluido formulado tendrá una densidad muy
102
cercana a la de un lodo nativo de iniciación, y esto supondría una reducción de costos asociados al uso de la bentonita comercial.
Este procedimiento no se realizó para el caso del producto B, ya que su gravedad específica es conocida, como se estableció en los fundamentos teóricos su gravedad específica o densidad relativa 2.6.
4.2. ESTUDIAR
LA
APLICABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES EN LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA 4.2.1.
Producto A como aditivo viscosificante
Durante el estudio del rendimientodel producto A, se pudo observar que las propiedades reológicas que este aporta son muy bajas (tabla 4.2) en comparación con las propiedades proporcionadas por la bentonita sódica (tabla 4.3) así como se observa en la figura 4.2, por lo que estos sólidos no podrían sustituir a la bentonita como viscosificante, ya que al mostrar valores reológicos tan bajos, no tendrá la capacidad de suspensión necesaria para la limpieza del hoyo, así como también para la suspensión de aditivos necesarios en la formulación de fluidos más complejos.
Tabla 4.2. Propiedades reológicas de fluidos con el producto A como viscosificante.
Porcentaje en peso 3 5 7 9
Lectura de 600 rpm 3 2 3.5 4
Lectura de 300 rpm 2 3.5 2 2
Viscosidad aparente (S) 1,5 1.75 1.75 2
103
Viscosidad plástica (S) 1 1.5 1.5 2
Punto cedente (lb/100pie2) 1 0 0.5 0
Tabla 4.3. Propiedades reológicas del fluido nativo convencional. Porcentaje en peso 3 5 7 9
Lectura Lectura Viscosidad Viscosidad de 600 de 300 aparente plástica rpm rpm (S) (S) 6 4 3 2 11 6 5.5 5 26 16 13 10 73 48 36 25
Punto cedente (lb/100pie2) 2 1 6 23
Por otro lado para 5 % y 9 % en peso de los sólidos del fluido endulzante el punto cedente fue de 0 lb/100Pie 2, lo cual indica que el fluido no posee la capacidad de limpieza del hoyo en condiciones dinámicas y confirma su incapacidad para la sustitución de la bentonita.
40
Viscosidad Aparente (S)
35 30 25 20
Fluido con del Rendimiento Producto A Producto A
15
Fluido con Rendimiento de la Bentonita Bentonita
10 5 0 0
2
4 6 Porcentaje en peso (%)
8
10
Figura 4.2. Rendimiento del fluido nativo en peso de bentonita y del fluido de producto A. Ya que se busca la disminución de costos de las operaciones de perforación y al ver la incapacidad del producto A para la sustitución de la bentonita como viscosificante, se realizaron relaciones de Bentonita / 104
producto A en base a 7 % en sólidos, para así buscar una relación que permita disminuir el uso de bentonita y que a su vez aporte las propiedades reológicas necesarias, a este fluido se le conocerá como fluido nativo A.
En la tabla 4.4 se observan las diferentes proporciones analizadas y se puede observar que las propiedades reológicas aumentan muy poco con concentraciones de bentonita menores al 70 %, a partir de este punto se observa un aumento considerable en comparación a los porcentajes anteriores.
Tabla 4.4. Propiedades reológicas de muestras de fluido con porcentaje en sólidos de bentonita / producto A en base al 7%.
Bentonita / Producto A (%) 50/50 40/60 60/40 70/30 Peso de Bentonita (gr) Peso del producto A (gr) Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
12.741 12.677
10.193 15.212
15.2897 10.142
17.835 7.606
7,5 4 3.5 3.75
7 3 4 3.5
11 6.5 4.5 5.5
13 7 6 6.5
0.5
1
2
1
Aun con estas concentraciones no se obtienen las propiedades reológicas necesarias, por lo que se seleccionó el lodo con concentraciones 70 % de bentonita y 30 % del producto A y se le procedió a agregar un 10 % en peso de bentonita adicional para observar el comportamiento de las propiedades reológicas incrementando el porcentaje de sólidos del lodo a más del 7 %; y se pudo notar un aumento considerable pero aun en este punto la reología no es exactamente igual a la obtenida solo usando bentonita (tabla 4.3), por lo que se agrega otro 10 % en peso de bentonita, y
105
así se pudo alcanzar las propiedades reológicas deseadas, como se observa en la tabla 4.5, es importante destacar que el 20 % agregado repercute en el porcentaje de sólidos final con 90 % el peso de bentonita y un 30 % en pesor del producto A. Al agregar estos porcentajes adicionales de bentonita, el porcentaje en peso de sólidos agregados al fluido fue 8.38 %.
Tabla 4.5. Propiedades reológicas de muestras de fluido nativo A con porcentaje adicional de bentonita. Bentonita Adicional (%) 10 10 Peso Adicional de bentonita (gr) Peso total de Bentonita (gr) Peso de Producto A (gr) Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
2.5498
2.5498
20.3862 7.6063 20 11 9 10 2
22.9346 7.6063 26 15 11 13 4
Como se observa en la tabla 4.5, fue necesario el uso de un 20 % en peso de bentonita adicional para obtener parámetros reológicos necesarios para un fluido nativo de iniciación, este 20 % adicional de bentonita repercutió en un aumento en la concentración de sólidos de 7 % a 8.3 % aproximadamente.
Con esta relación se pudo disminuir el uso de bentonita debido que para la formulación de un barril de laboratorio de un fluido nativo de iniciación de 7 % en peso de bentonita son necesarios gastar 25.4828 lb y para el fluido nativo A se requiere el uso de 22.9346 lb, esto representa un reducción del 10.0582 % del uso de la bentonita comercial y lo que se traduce en una
106
disminución del uso de bentonita en fluidos nativos o de iniciación y a su vez disminución de costos en las operaciones de perforación. 4.2.2.
Producto B como aditivo viscosificante
Como se establecen en los fundamentos teóricos el producto B (figura 4.3) es una arcilla de dos capas no hidratable por lo que su uso como viscosificante no proporciona la reología necesaria para mantener las condiciones óptimas del pozo en condiciones dinámicas, por lo que se realizó un estudio con diferentes proporciones de Bentonita / Producto B en base a 7% en peso, al igual que se realizó con el producto A, esto con la finalidad de disminuir el uso de bentonita.
Figura 4.3. Producto B. Se inició en este caso con una proporción de bentonita y producto B del 70 y 30 % respectivamente, ya que este fue la proporción encontrada para el caso del fluido nativo A. En la tabla 4.6, se puede observar los valores de las propiedades reológicas con la presencia de la bentonita, a su vez se observa que con esta concentración de Bentonita / producto B no se obtuvieron las propiedades reológicas deseadas generadas solo por el fluido nativo de 7 % en peso de bentonita observadas en la tabla 4.3.
107
Tabla 4.6. Propiedades reológicas de muestras de fluido nativo B en base al 7% en sólidos. Bentonita / producto B (%) 70 / 30 Peso de Bentonita (gr) 17.8350 Peso de producto B (gr) 7.6779 Lectura - Fann 600 RPM 14 Lectura - Fann 300 RPM 8 Viscosidad plástica (s) 6 Viscosidad aparente (s) 7 2 Punto cedente (lb/100pies ) 2 Debido a que se observó que el fluido nativo B no alcanzaba la propiedades reológicas de un fluido de iniciación se procedió a añadirle un 20% adicional de bentonita como se realizó con el fluido nativo A, hasta alcanzar valores reológicos aceptables dentro de la formulación de un fluido de perforación, los resultados obtenidos se observa en la tabla 4.7.
Tabla 4.7. Propiedades reológicas de muestra de fluido nativo B con porcentaje adicional de bentonita. Porcentaje adicional de Bentonita (%) 20 Peso Adicional de bentonita (gr) Peso total de Bentonita (gr) Peso producto B (gr) Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
108
5.0996
22.9346 7.6779 26 15 11 13 5
Debido a que el sólido del producto B es una arcilla de dos capas y tiene una nula capacidad de hinchamiento o hidratación y además de poseer una gravedad especifica igual al carbonato de calcio, se procederá al estudio como aditivo densificante y se descartó su aplicación como aditivo viscosificante.
4.2.3. Producto A como aditivo densificante Cuando se procedió a estudiar los sólidos del producto A como aditivo densificante se observó que al densificar a 9.2 lpg el lodo se flocula como se observa en la figura 4.4, por lo tanto el producto A no puede ser aplicado para dar peso al lodo, ya que grandes cantidades de este compuesto en el sistema, trae problemas relacionados con la floculación del fluido de perforación.
Figura 4.4. Fluido nativo densificado a 9.2 lpg con el producto A.
109
4.2.4.
Producto B como aditivo densificante
Retomando lo que establecen los fundamentos teóricos, el Producto B es una arcilla no hinchable cuyas capas unitarias están fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar entre las capas. El producto B no contiene cationes entre capas ni tiene cargas superficiales porque no se produce casi ninguna sustitución en las hojas tetraédricas u octaédricas.
Debido a lo anteriormente explicado, ya que esta arcilla no reacciona ni se hincha, se propuso como un agente densificante, ya que su gravedad especifica o densidad relativa es de 2.6 siendo igual que el carbonato de calcio, por lo que se le realizaron estudios del comportamiento reológico de fluidos nativos de 7 % en peso de bentonita densificados con producto B y se comparó con fluidos nativos densificados con carbonato de calcio y barita. En la tabla 4.8 se observa la variación de las propiedades reológicas con el aumento de la densidad utilizando como aditivo densificante el producto B.
Tabla 4.8. Propiedades reológicas y tixotrópicas de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con producto B. Densidad (lb / gal) 8.9
9
9.2
9.3
9.5
9.7
10
Lectura - Fann 600 RPM
34
39
40
47
55
59
76
Lectura - Fann 300 RPM
22
26
26
31
36
39
52
Viscosidad plástica (s)
12
13
14
16
19
20
24
Viscosidad aparente (s)
17
19.5
20
2
10
13
12
15
17
19
28
Gel 10’’ (lb/100pies )
8
8
10
17
20
26
41
Gel 10’ (lb/100pies2)
20
22
24
33
37
44
61
Punto cedente (lb/100pies ) 2
110
23.5 27.5
29.5 38
Adicionalmente en la tabla 4.9 y 4.10 se observa los valores reológicos y tixotrópicos de los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita, con el fin de realizar un análisis comparativo del producto B con respectos a los densificantes actualmente más usados en la industria.
Tabla 4.9. Propiedades reológicas y tixotrópicas de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con carbonato de calcio. Densidad (lb / gal) 8.9 9 9.2 9.3 9.5 Lectura - Fann 600 RPM 32 35 39 41 44 Lectura - Fann 300 RPM 20 23 24 26 27 Viscosidad plástica (s) 12 12 15 15 17 Viscosidad aparente (s) 16 17.5 19.5 20.5 22 Punto cedente (lb/100pies2) 8 11 9 11 10 2 3 4 4 4 5 Gel 10’’ (lb/100pies ) 15 16 18 19 20 Gel 10’ (lb/100pies2)
9.7 48 30 18 24 12 6 26
10 60 39 21 30 18 8 30
Tabla 4.10. Propiedades reológicas y tixotrópica de fluidos de perforación a base 7 % en peso de bentonita densificado con barita.
8.9 9 Lectura - Fann 600 RPM 30 35 Lectura - Fann 300 RPM 18 21 Viscosidad plástica (s) 12 14 Viscosidad aparente (s) 15 17.5 Punto cedente (lb/100pies2) 6 7 Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
3
3
10
18
111
Densidad (lb / gal) 9.2 9.3 9.5 9.7 10 37 40 41 43 45 23 26 25 26 28 14 16 16 17 17 18.5 20 20.5 21.5 22.5 9 10 9 9 11 4 6 7 8 11 20 23 20 21 24
Durante el estudio del producto B como aditivo densificante, se observó que para densidades igual a 10 Lpg el fluido ha alcanzado el estado de floculación debido al cambio abrupto que se observa en las propiedades reológicas y tixotrópicas entre la densidad de 9.7
y 10 lpg. Además se
observa un aumento brusco de las propiedades tixotrópicas con respecto a los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita (tablas 4.9 y 4.10) lo que traería complicaciones relacionadas a pérdidas de filtración excesivas y revoques gruesos. Debido a esto se determinó que el valor máximo a la cual un fluido nativo puede ser densificado con este aditivo es hasta densidades menores a 10 Lpg.
En la figura 4.5 se observa que a medida que la densidad aumenta la viscosidad aparente aumenta, por lo tanto se sabe que la densidad es directamente proporcional a la viscosidad aparente. La viscosidad aparente está relacionada a la máxima cantidad de sólidos arcillosos que puede aceptar una mezcla de agua bentonita sin alcanzar el estado de la floculación. Por lo que al observar los valores de la viscosidad aparente aportados por los fluidos densificados con producto B en la tabla 4.8, se puede apreciar que los mismos se encuentran un poco por encima de los observados en los fluidos densificados con los aditivos convencionales y esto se debe a que el producto B es una arcilla y aunque no tenga capacidad de hidratación es capaz de aumentar la viscosidad aparente. Este aumento se puede observar en mayor proporción al agregar mayor cantidad del producto B como se puede observar en la tabla 4.8 donde el fluido densificado a 10 lpg tiene una viscosidad aparente de 38 s muy por encima de los valores de viscosidad aportados por el fluido densificado con carbonato de calcio y barita los cuales presentaron una viscosidad aparente de 30 y 22.5 s respectivamente.
112
40
Viscosidad Aparente (s)
35 30 25
20 Producto B
15
CaCO3 10 Barita 5 0 8.8
9
9.2
9.4
9.6
9.8
10
Densidad (Lb/gal)
Figura 4.5. Viscosidad aparente de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita.
En la figura 4.6, se observa el mismo comportamiento que en el caso de la viscosidad aparente, es decir, a medida que aumenta la densidad del fluido aumenta la viscosidad plástica. En la figura se observa que para densidades mayores de 9.3 lb/gal la resistencia al flujo causado por la fricción mecánica de las partículas sólidas es mayor en el fluido densificado con producto B en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita.
113
30
Viscosidad Plastica (s)
25
20
15
Producto B CaCO3
10
Barita 5
0 8.8
9
9.2
9.4 9.6 Densidad (Lb/gal)
9.8
10
Figura 4.6. Viscosidad plástica de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita. Un aumento de la viscosidad plástica supondría un aumento del contenido de sólidos y esto realmente no ocurre en el estudio ya que tratándose de dos fluidos de una misma densidad con igual contenido de sólidos como es el caso de los fluidos densificados con el producto B y carbonato de calcio deberían presentar viscosidades plásticas similares. Un aumento de la viscosidad plástica también está relacionado con una reducción del tamaño de las partículas de los sólidos, un cambio de la forma de las partículas o una combinación de estos efectos. Cualquier aumento del área superficial total de los sólidos expuestos se reflejará en un aumento de la viscosidad plástica. Por lo tanto ya que no se le agregan sólidos adicionales al fluido y ambos densificantes poseen la misma gravedad específica
o
densidad
relativa
tendrán
114
un
porcentaje
de
sólidos
aproximadamente igual, la pequeña variación observada en la viscosidad plástica está relacionada con el tamaño de los granos.
Ahora en el caso del fluido densificado con barita, se comporta con una viscosidad plástica menor en comparación con los fluidos densificados con producto B y carbonato de calcio, debido a que la gravedad especifica o densidad relativa de la barita es de cuatro y por lo tanto para densificar a una cierta densidad se requerirá una menor cantidad de sólidos por lo tanto la fricción mecánica de las partículas sólidas asociada a la viscosidad plástica será menor en comparación a fluidos densificados con sólidos de gravedad especifica menores.
30
Punto Cedente (Lb/100 pies2)
25
20
Producto B
15
CaCO3
Barita
10
5
0 8.8
9
9.2
9.4
9.6
9.8
10
Densidad (Lb/gal)
Figura 4.7. Punto cedente de los fluidos densificados con producto B, carbonato de calcio y barita.
115
Como se observa en la figura 4.7, el punto cedente aumenta considerablemente para el fluido densificado con el producto B en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita. Como se sabe a medida que se incorporan sólidos inertes al sistema el punto cedente aumenta, debido a que las partículas sólidas se acercan más entre si y la atracción entre las moléculas aumenta, debido a esto entonces es lógico pensar que a medida que aumenta la densidad mayor será el punto cedente para cada fluido.
Debido a que el producto B es una arcilla, su incorporación en el fluido de iniciación, es decir agua / bentonita, como agente densificante puede ser desfavorable en esta propiedad, ya que aumenta las fuerzas de atracción y por lo tanto reduce el espacio entre las partículas trayendo como consecuencia aumento en el número de cargas dentro del sistema. Cuando se densifica a 10 lb/gal con producto B, se observan valores de punto cedente muy altos y por lo tanto ya se podría inferir que el sistema se encuentra floculado debido a la gran cantidad de arcilla presente en el sistema. En conclusión no se recomienda el uso del producto B como densificante para densidades por encima de 10 lb/gal.
También es importante acotar que si de igual forma se requiere utilizar el fluido de 10 lb/gal con el producto B, las propiedades reológicas son controlables con el tratamiento químico apropiado. Las valencias de las partículas de arcilla pueden ser neutralizadas mediante la adsorción de ciertos materiales aniónicos en el borde de las partículas de arcilla. Estas valencias residuales son casi totalmente satisfechas por productos químicos tales
como
los
taninos,
las
ligninas,
los
fosfatos
complejos,
los
lignosulfonatos y los poliacrilatos de bajo peso molecular. La carga negativa básica de la partícula de arcilla predomina, de manera que los sólidos ahora se repelen unos a otros.
116
Debido a lo explicado anteriormente el fluido densificado con el producto B tiene mayores propiedades reológicas en comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio, ya que es que posee una similar gravedad específica o densidad relativa y por lo tanto la cantidad de sólidos agregados al sistema es la misma. El fluido densificado con barita posee menores valores de punto cedente debido a que la cantidad de sólidos en el sistema es menor debido a su alta densidad, por lo tanto el espacio entre las partículas es mucho mayor en comparación con los fluidos densificados con el producto B y carbonato de calcio. La tixotropía es la propiedad demostrada por algunos fluidos que forman una estructura de gel cuando están estáticos, regresando luego al flujo cuando se aplica un esfuerzo de corte. En la figura 4.8, se muestra el comportamiento de los fluidos densificados a los 10 segundos en condiciones estáticas. Se observa además que los fluidos densificados con el producto B muestran que la fuerza requerida para romper la gelificación es mucho mayor en comparación a los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita.
La resistencia gel depende de la cantidad y del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico. Es decir que cualquier cosa que fomente o impida el enlace de las partículas, aumentará o reducirá la tendencia a gelificación de un fluido. El producto B es una arcilla y su incorporación en el fluido aumenta las fuerzas de atracción y por lo tanto reduce el espacio entre las partículas sólidas aumentando las cargas dentro del sistema, es decir fomenta el enlace de las moléculas con la bentonita y por lo tanto aumenta la gelificación del fluido densificado con el producto B, como se observa en las figuras 4.8 y 4.9.
117
45
Fuerza Gel 10'' (lb/100pies2)
40 35 30 25
Producto B
20
CaCO3
15
Barita
10 5 0 8.8
9
9.2
9.4
9.6
9.8
10
Densidad (lb/gal)
Figura 4.8. Resistencia gel a los 10 segundos de los fluidos densificados. El carbonato de calcio es un sólido inerte por lo tanto su incorporación dentro del fluido como agente densificante no afectara considerablemente sus propiedades reológicas debido a que no fomenta ni impide la formación de enlaces con las partículas sólidas. Este mismo comportamiento se muestra en la figura 4.9, se observa que la tixotropía del fluido a los 10 minutos aumenta considerablemente en fluido de perforación densificado con producto B.
La magnitud de la gelificación, así como el tipo de esfuerzo de gel, es importante en la suspensión de los recortes y del material densificante. No se debe permitir que la gelificación alcance un nivel más alto del necesario para cumplir estas funciones. Analizando el comportamiento de las curvas de la figuras 4.8 y 4.9, se observa que la diferencia entre los geles de 10 segundos y 10 minutos, es relativamente alta, por lo tanto se puede concluir que los fluidos densificados con el producto B presenta geles progresivos, esto puede ser desfavorable o no, depende de las condiciones de perforación. 118
70
Fuerza Gel 10' (lb/100pies2)
60 50 40 Producto B 30
CaCO3 Barita
20 10 0 8.8
9
9.2
9.4
9.6
9.8
10
Densidad (lb/gal)
Figura 4.9. Resistencia gel a los 10 minutos de los fluidos densificados. Es importante acotar que el esfuerzo de gel y el punto cedente son medidas de las fuerzas de atracción en un sistema de fluido. El esfuerzo gel inicial mide las fuerzas de atracción estáticas, mientras que el punto cedente mide las fuerzas de atracción dinámicas. Por lo tanto, el tratamiento que se usa para el esfuerzo de gel inicial excesivo es el mismo que para el punto cedente excesivo. Entonces si se requiere densidades altas con el producto B sus propiedades reológicas pueden ser controladas con el uso de aditivos ya propuestos anteriormente.
Debido a los valores mostrados de punto cedente (figura 4.7), resistencia gel (figura 4.8 y 4.9) fluido densificado con el producto B para una densidad de 10 lb/gal son excesivos, se puede indicar que para esta densidad el fluido se encuentra iniciando el estado de floculación, por lo tanto no se recomienda su uso para densidades mayores o igual de 10 lb/gal.
119
4.3. EXPERIMENTAR CON LOS SÓLIDOS DEL FLUIDO ENDULZANTE COMO
ADITIVO
INHIBIDOR
DE
CORROSIÓN
EN
FLUIDOS
DE
PERFORACIÓN BASE AGUA El dióxido de carbono (CO2) y sulfuro de hidrógeno (H2S) están frecuentemente presentes en el gas natural. Ambos forman una solución ácida en el agua, la cual causa floculación en las arcillas. Formaciones que contengan H2S y CO2 pueden ser perforadas fácilmente con fluidos base agua siempre que la presión de formación sea contenida por una presión hidrostática mayor que la presión de poro. contaminados
con
CO2
pueden
ser
Aún fluidos de alta densidad controlados
satisfactoriamente
proporcionando fluidos que contengan bajas concentraciones de bentonita y sólidos de perforación reactivos. Los problemas que causa la presencia de estos gases ácidos están relacionados con aumento de la corrosión, aumento la viscosidad, reducción de la densidad, reducción del pH y aumento de las pérdidas de filtrado. En trabajos de investigación anteriores se demostró que el residuo industrial en o con gases ácidos, actúa como un secuestrante y es capaz de mitigar la corrosión. Debido a estos resultados se definió al residuo industrial como fluido endulzante. Por esta razón se propuso el uso de los sólidos pertenecientes al fluido endulzante (conocidos también como producto A) como aditivo en fluidos de perforación para de esta forma poder observar si este mantiene su propiedad de secuestrante anticorrosivo sin afectar las propiedades físicas del fluido de perforación ante formaciones con contenido de CO2. En esta etapa se trabajó con CO2 a una presión de 100 psi y 70 °F, los cálculos de la concentración en ppm de este gas presente en el fluido de perforación se muestra en el apéndice B. Es importante destacar que estas condiciones son muy diferentes a las que se puede encontrar durante la 120
perforación, pero el reactor no permite aumentar la temperatura por lo que se realizo a la temperatura ambiente. Por otro lado se trabajo con CO 2 puro, esto no se encuentra durante la perforación ya que solo se podrían encontrar formaciones de gas natural con pequeñas concentraciones del mismo. Por lo que se pudo analizar el comportamiento del fluido afectado directamente con este gas acido. 4.3.1.
Neutralización del producto A a través de una corriente de CO 2.
En los fluidos de perforación no es recomendable un pH mayor a 12 para mejorar la solubilidad y el rendimiento de los productos químicos, por lo tanto se realizara este estudio con el fin de reducir la alta basicidad del producto A y si trae consigo un aporte adicional a las propiedades físicas del lodo.
En esta etapa se procedió a experimentar con un fluido de 40 % en peso de sólidos del producto A, estos se pusieron en o por 1 hora con una corriente de CO2 a una presión de 100 lpc y una temperatura de 70 °F generando con una concentración final de 124 ppm CO2 (apéndice B). Se observa en la tabla 4.11 que el pH de la muestra decreció de 13.96 a 7.20.
Tabla 4.11 Valores de pH antes y después de ser contaminados con CO2 pH Original
pH Final
PPM de CO2
Producto A (gr)
13.96
7.20
124
400
Posteriormente la muestra neutralizadas se introdujo en el horno Baroid con el fin de separar los sólidos del producto A y así observar si existía un cambio en las propiedades del lodo de perforación formulado con el producto A ya con un pH neutro (pH = 7) o neutralizado. Una vez separado el producto A del agua se midió el pH de la muestra neutralizada y se observó que el pH
121
volvía a incrementar hasta sus valores iniciales. Esto se debe a la gran cantidad de iones de sodio que se encuentran presentes en el producto A.
El CO2 en o con el agua reacciona y se transforma en acido carbónico (H2CO3) lo que a su vez reduce el pH de la muestra cuando el producto A son separados del agua que formo parte de la neutralización altera el equilibrio químico del fluido. En esta etapa una pequeña fracción del producto A neutralizado se mezcló con agua nuevamente y se observó un aumento brusco del pH lo que demuestra la gran cantidad de iones de sodio presentes en el producto A. Los iones de sodio presentes en el producto A al mezclase con el agua originan las siguientes reacciones:
Óxido de sodio + agua----------- Hidróxido de sodio. Na2O + H2O---------------2NaOH Altas concentraciones de soda caustica (NaOH) en agua pura generan valores de pH y alcalinidades de filtrado relativamente altos.
Con el producto A neutralizados de igual manera se procedió a formular un fluido de perforación con las mismas características de los fluidos que se realizaron en el objetivo anterior, es decir con un 8.38 % en peso de sólidos de bentonita y el producto A. Las propiedades reológicas de los fluidos formulados se observan en la tabla 4.12, y al
compararla con las
propiedades reológicas del lodo nativo A sin neutralizar (tabla 4.5), se puede observar que estas son muy similares, la variación que hay entre ambas es prácticamente insignificante tal como se puede ver en los valores de la viscosidad plástica; 11 s para el fluido con el producto A sin neutralizar y de 8 s para el fluido con el producto A neutralizado.
122
Tabla 4.12. Propiedades reológicas y tixotrópicas de muestra de fluido nativo A formulados con los sólidos neutralizados y sin neutralizar. Fluido nativo A neutralizado
Fluido nativo A sin neutralizar
23 15 8
26 15 11
11.5
13
7
3
7 19
5 17
10.10
11.20
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2) pH
De igual forma en el volumen filtrado se pudo evidenciar una similitud con respecto al fluido nativo A sin neutralizar, así como también en el espesor del revoque que fue para ambos casos de 2 mm como se puede observar en la figura 4.10. Tabla 4.13. Volumen de filtrado de muestra de fluido nativo A formulados con los sólidos neutralizados y sin neutralizar.
Tiempo de Filtrado API (mín)
Volumen de Filtrado (cc) Fluido Nativo A Fluido Nativo A sin neutralizado neutralizado
5 755 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm)
7.7 9 10 12.5 14.5 16.4 17.9 2
123
7.7 9 10 12.5 14.5 16.4 17.9 2
1
2
Figura 4.10. (1) Revoque de fluido con el producto A sin neutralizar; (2) Revoque del fluido con el producto A neutralizado. 4.3.2.
El producto A como inhibidor de corrosión en fluidos de
perforación Durante esta experiencia se procedió a simular el comportamiento reólogico que tendría el lodo nativo A, ya definido en el objetivo dos, ante una problemática presente en la perforación de pozos como es la presencia de gas natural con contenido de gases ácidos específicamente CO2, como se observa en la figura 4.11. Esta experiencia se realiza con el fin de determinar si los sólidos del producto A mantiene las características de inhibidor de corrosión ya estudiadas en trabajos de investigación anteriores, esta vez como aditivo en la formulación de fluidos de perforación. Uno de los tratamientos principales ante la contaminación por gases ácidos es aumentar el pH a valores mayores de 9, por lo que el pH de 11.20 demostrado por el lodo nativo A lo haría resistente a este tipo de contaminaciones que traen como consecuencia problemas operacionales referentes a la corrosión de equipos, perdidas de circulación o arremetidas.
124
Figura 4.11. Sarta de Perforación atravesando una formación con contenido de CO2 con un lodo nativo A. En la figura 4.9, se observa cómo sería la circunstancia operacional en la vida real, esta simulación se logró gracias al equipo de alta presión y alta temperatura PARR, diagramado en la figura 3.3. Inicialmente se colocó la muestra de lodo nativo A en el recipiente del equipo, simulando el hoyo posteriormente se colocó la tapa del recipiente que está constituido por un rotor (Figura A.4) que simula la sarta de perforación, una vez cerrado el recipiente se hace pasar a través de una válvula que se encuentra en la tapa del cilindro una corriente de 100 lpc de CO2 a una temperatura de 70 °F simulando esto la formación con contenido de este que atravesaría la sarta.
Es importante destacar que estas condiciones son muy diferentes a las que se puede encontrar durante la perforación, pero el reactor no permite aumentar la temperatura por lo que se realizo a la temperatura ambiente. Por 125
otro lado se trabajo con CO2 puro, esto no se encuentra durante la perforación ya que solo se podrían encontrar formaciones de gas natural con pequeñas concentraciones del mismo. Por lo que se pudo analizar el comportamiento del fluido afectado directamente con este gas acido.
Esta simulación se hizo por 20 minutos y se observó un cambio drástico en el pH del fluido de perforación, esto se debe a que el dióxido de carbono se disuelve en agua formando acido carbónico (H 2CO3). Una de las propiedades más afectadas por este tipo de contaminación es la densidad, pero este caso se mantuvo constante. La densidad es una de las variables más importante de los fluidos de perforación y se ve considerablemente afectada con la presencia de gases trayendo como consecuencia una disminución de la misma, por lo que es satisfactorio que el efecto del CO 2 sobre el lodo nativo A no varió esta propiedad física.
En la tabla 4.14, se observan los valores reológicos arrojados después de la contaminación por CO2. Se observa que comparando estos valores con los valores del fluido antes de la contaminación (tabla 4.5) se observa un aumento en las propiedades reológicas del fluido. Analizando las propiedades reológicas, es decir, viscosidad aparente, plástica y punto cedente se observa que el aumento que sufren estas no es significativo e inclusive se mantiene entre los valores reológicos óptimos para un lodo de inicio.
126
Tabla 4.14. Propiedades reológicas y tixotrópicas de la muestra de fluido nativo A contaminada con CO2 y sin contaminar. Fluido nativo A (contaminado)
Fluido Nativo A (Sin Contaminar)
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
34 22 12 17 10
26 15 11 13 3
Gel 10’’ (lb/100pies2)
25
5
Gel 10’ (lb/100pies )
50
17
Densidad (lb/gal)
8.8
8.8
pH PPM de CO2
7.01 29
11.20 0
2
Analizando las propiedades tixotrópicas demostradas por el fluido después de la contaminación por CO2, tabla 4.14, se observa un aumento considerable del esfuerzo gel del lodo, con respecto a los valores antes de la contaminación (tabla 4.5), estos valores de geles progresivos son bastante altos y esto se debe a que uno de los efecto que trae el gas acido sobre lodo es un aumento de los geles, también es importante acotar que esta propiedad es controlable con el uso de aditivos químicos o el uso de los equipos del sistema de circulación del lodo de perforación. Una vez analizadas las propiedades fisicoquímicas del fluido nativo A, se pudo determinar la concentración en PPM de CO2 presente en este fluido el cual fue de 29; la muestra de cálculo se puede observar en el apéndice B.
En la tabla 4.15, se observa el volumen de filtrado del lodo contaminado con CO2, y a simple vista no se observa variaciones considerables en el volumen de filtrado en comparación con el lodo nativo A antes de la contaminación. Normalmente a los fluidos de perforación contaminados con CO2 tienen un aumento en la tixotropía y disminución de la densidad y
127
aumento en el filtrado ya que este gas induce la floculación del fluido, pero en el fluido nativo A no todos estos efectos se observan ya que la densidad permanece constante y no hay considerables aumentos de filtrado. En la figura 4.12 se observa que el comportamiento del filtrado es sumamente similar por lo que el uso de este lodo ante formaciones con CO2, es bastante ventajoso ya que no solo no trae cambios en la densidad del fluido (tabla 4.14) tampoco repercute en las perdidas de filtrado (tabla 4.15).
Tabla 4.15. Volumen de filtrado de la muestra de fluido nativo A contaminada con CO2 y sin contaminar. Volumen de Filtrado (cc) Nativo A Nativo A contaminado 6.1 7.7 8.7 9 9.8 10 12.2 12.5 14.7 14.5 16.7 16.4 18.2 17.9 4 2
Tiempo de Filtrado API (min)
Volumen de Filtrado (cc)
5 7.5 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm) 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0
Antes de la contaminacion Despues de la contaminacion
0
5
10
15 20 Tiempo (min)
25
30
Figura 4.12. Volúmenes de filtrado del lodo nativo A antes y después de ser contaminadas con CO2. 128
Unos de las funciones básicas de los fluidos de perforación es sellar las formaciones permeables para así controlar la filtración, en la tabla 4.15, se observa que el espesor de revoque del fluido contaminado es de 4 mm, esto representa el doble del valor presentado por el lodo antes de la contaminación (tabla 4.15), esta diferencia en el espesor de revoque puede traer diferentes problemas operacionales como disminución del espacio anular, aumento del torque y de arrastre o pegas de tubería. El cambio brusco del espesor de revoque representa una limitante para el lodo nativo A pero esta propiedad es también controlable con aditivos que mejoren la perdida de filtrado, como por ejemplo agentes ponteantes que bloqueen las aberturas de las formaciones permeables, estos agentes pueden ser el carbonato de calcio, la celulosa molida, etc. En la figura 4.13, se observa el espesor de revoque de los lodos nativo A antes y después de la contaminación por CO2.
1
2
Figura 4.13. (1) Revoque del fluido nativo A sin contaminar; (2) Revoque del fluido nativo A contaminado.
129
Posteriormente se procedió a experimentar con tres muestras de lodo nativo A cada una de ellas densificadas a 9.5 lb / gal con producto B, carbonato de calcio y barita respectivamente. Esto se realizó para observar si los sólidos del fluido endulzante además de ahorrar en un 10 % el uso de la bentonita comercial, sirven como aditivo inhibidor de corrosión.
Inicialmente los fluidos después de ser contaminados no sufrieron cambios en la densidad pero si una reducción del pH de los valores iniciales a valores casi neutro, por lo que la capacidad de secuestrante anticorrosivo ofrecida por los sólidos del producto A se mantiene.
En las tablas 4.16 y 4.17 se observan los resultados obtenidos antes y después de la contaminación por CO2 respectivamente. Se observó que los valores reológicos y tixotrópicos para los tres fluidos densificados sufrieron cambios al ser contaminados con CO2. Tabla 4.16. Propiedades reológicas y tixotrópicas de las muestras de fluido nativo A densificada a 9.5 lb/ gal sin contaminar.
Fluido densificados Producto B CaCO3 Barita Lectura - Fann 600 RPM 50 48 24 Lectura - Fann 300 RPM 32 29 14 Viscosidad plástica (s) 17 19 10 Viscosidad aparente (s) 24.5 24 12 2 Punto cedente (lb/100pies ) 15 10 4 2 14 5 6 Gel 10’’ (lb/100pies ) 2 34 17 19 Gel 10’ (lb/100pies ) 10.25 10.85 11 pH
130
Tabla 4.17. Propiedades reológicas y tixotropías de las muestras de fluido nativo A densificadas a 9.5 Lb/gal después de la contaminación con CO2.
Fluido densificado Producto B CaCO3 Barita Lectura - Fann 600 RPM 38 39 37 Lectura - Fann 300 RPM 25 26 24 Viscosidad plástica (s) 13 13 13 Viscosidad aparente (s) 19 18.5 18.5 2 Punto cedente (lb/100pies ) 12 13 11 2 25 15 23 Gel 10’’ (lb/100pies ) 2 40 42 63 Gel 10’ (lb/100pies ) 6.27 7.30 7.10 pH 27 27 27 PPM de CO2
La viscosidad aparente, la viscosidad plástica y el punto cedente para los fluidos densificados con producto B y carbonato de calcio sufrieron una disminución con respecto a sus valores iniciales al ser contaminados con CO2. La viscosidad aparente del fluido densificado con producto B antes de ser contaminado fue de 24.5 s y posteriormente a la contaminación este valor disminuyo a 19 s; en el caso del carbonato de calcio el valor de la viscosidad aparente antes de la contaminación fue de 24 s y luego de la contaminación de 18.5 s. Esta disminución se debe a que la presencia del gas favorece en la movilidad de los fluidos trayendo disminución en la viscosidad en condiciones dinámica.
131
Esta misma analogía ocurre cuando se analiza la disminución que existe en la viscosidad plástica y el punto cedente. Para el fluido densificado con producto B, la viscosidad plástica y el punto cedente antes de la contaminación fue de 17 s y 15 lb / 100 pie2 respectivamente, y luego de la contaminación los valores fueron de 13 s y 12 lb / 100 pie2. Con el fluido densificado con carbonato de calcio la viscosidad plástica y punto cedente antes de la contaminación 19 s y 14 lb / 100 pie2 y después de la contaminación fueron de 13 s y 13 lb / 100 pie2.
Como se sabe el gas favorece en la movilidad de las moléculas por lo tanto disminuye la viscosidad de un fluido, en los fluidos de perforación una reducción en la viscosidad puede no ser bueno debido a que esto puede afectar directamente en la capacidad de suspensión de ripios o de aditivos.
Ante el escenario de perforar una formación con contenido de CO2 con el lodo nativo A densificado con producto B o carbonato de calcio se observarán reducciones en las propiedades reológicas como son, viscosidad aparente, viscosidad plástica y punto cedente pero aun así estas se mantienen dentro de los parámetros óptimos operacionales. Es importante acotar que durante la recirculación del lodo a través de los equipos de control de sólidos presentes en todos los taladros de perforación se puede extraer el gas presente en el fluido y recuperar las propiedades reológicas iniciales.
La fuerza o resistencia gel, también conocida como geles, representa la propiedad en estado estático, debido a que esta es la fuerza necesaria para que el fluido pueda estar de nuevo en movimiento. Los geles son de vital importancia ya que mientras se hacen viajes de tubería o cualquier otra operación que requiera parar la circulación del lodo, permite la suspensión de aditivos y ripios en el fluido. Para ambos lodos densificados con producto B y carbonato de calcio, la tixotropía presento un aumento considerable pero
132
esta propiedad es controlable con el uso de aditivos químicos o con los equipos de circulación presentes en los taladros de perforación.
Analizando al fluido densificado con barita, se observa un aumento en las propiedades dinámicas del fluido como viscosidad aparente, plástica y punto cedente, esto se debe a que quizás este fluido alcanzó el estado de floculación los valores observados antes de contaminación fueron 12 s para la viscosidad aparente, 10 s para la viscosidad plástica y 4 lb / 100 pie2 para el punto cedente, posteriormente a la contaminación estos valores aumentaron a 18.5 s, 13 s y 11 lb / 100 pie2 respectivamente. Una vez analizadas las propiedades fisicoquímicas del fluido nativo A, se pudo determinar la concentración en PPM de CO2 presente en este fluido el cual fue de 27; la muestra de cálculo se puede observar en el apéndice B.
Uno de los efectos que tiene el CO2 sobre un fluido de perforación comercial es la floculación, por lo que el aumento en las propiedades reológicas y tixotrópicas como se observa tabla 4.17 sobre el fluido densificado con barita así como los valores de filtrados observados en la tabla 4.18 confirman que el fluido se encuentra floculado y por lo tanto no es recomendable el uso de la barita como densificante del lodo nativo A ante formaciones con contenido de CO2. En la realización de esta investigación solo se evaluó el uso del producto A en la formulación de un fluido de perforación ante la contaminación de CO2, por la peligrosidad, poca disponibilidad y la precaria medidas de seguridad en el Centro de Investigaciones y Tecnología de Oriente (CITO) se descartó el uso de H2S para este trabajo.
133
Tabla 4.18. Volumen de filtrado de las muestras de fluidos nativos A densificadas y contaminada con CO2. Volumen de Filtrado (cc) Fluidos densificados Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 Barita 5 6.6 5.8 7.3 7.5 8.5 7.7 9.3 10 8.7 8.7 11 15 12.4 11 13.5 20 14.3 12.8 16 25 16.2 14.4 17.9 30 17.9 16 19.6 Espesor del revoque (mm) 4 4 4
4.4. FORMULAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN A PARTIR DE LOS DIFERENTES
COMPUESTOS
DEFINIENDO
ADEMÁS,
SUS
PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS Y REOLÓGICAS Ya determinado el uso de los diferentes aditivos propuestos en este trabajo de investigación, se procedió a definir sus propiedades fisicoquímicas haciendo además una comparación con los fluidos formulados con aditivos comerciales aplicados normalmente en la industria.
Ya que el producto B se ha propuesto como aditivo densificante se utilizó y se estudió su comportamiento en fluidos de lignosulfonato, viscoelástico y poliméricos, y se compararon los valores arrojados con los fluidos densificados con carbonato de calcio. A diferencia del producto A que su función es estrictamente como aditivo inhibidor de corrosión solo se procederá a estudiar las propiedades fisicoquímicas de un fluido nativo A.
134
4.4.1.
Propiedades fisicoquímicas del fluido Nativo A. En
esta
experiencia
se
procedió
a
definir
las
propiedades
fisicoquímicas del lodo nativo A comparándolas con un fluido nativo de bentonita en 7 % en peso de bentonita. En la tabla 4.19 se observa los datos para la formulación de un barril de fluido, se aprecia que el lodo nativo A tiene aproximadamente un 1.3 % más de sólidos en comparación con el lodo nativo de bentonita comercial. Además de tener un peso adicional en sólidos se logra un ahorro de 10 % del uso de bentonita.
Tabla 4.19. Datos para la formulación de un fluido nativo A con respecto a un lodo nativo convencional.
Fluido Nativo Nativo Nativo A Convencional 8.38 7
Sólidos (%) Bentonita (%)
6.29
7
Peso de Bentonita (gr)
22.9346
25.4991
Peso del producto A (gr)
7.6063
0
Densidad (lb / gal)
8.8
8.7
Las propiedades reológicas desarrolladas por ambos fluidos se observa en la tabla 4.20. La reología de ambos fluidos son muy similares, por lo que el uso del lodo nativo A es bastante favorable ya que permite además del ahorro del 10 % del uso del aditivo comercial, obtener propiedades similares para un fluido nativo.
135
Tabla 4.20. Propiedades fisicoquímicas del fluido nativo A y nativo convencional.
Viscosificante
Lectura - Fann 600 RPM
26
Nativo Convencional 26
Lectura - Fann 300 RPM
15
16
Viscosidad plástica (s)
11
10
Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2)
13
13
3
6
5
3
Gel 10’ (lb/100pies2)
17
13
pH
11.20
7.24
Cloruros (ppm)
1000
1000
Dureza (ppm)
120
120
Nativo A
El fluido nativo A tiene además un pH de 11.20 considerablemente más alto que el fluido nativo de bentonita con un pH 7.24, como se observa en la tabla 4.20. Este pH del lodo de nativo A lo hace resistente a la contaminación por gases ácidos así como se demostró en la sección 4.3.2.
Además se observa, que el lodo nativo A no contiene contaminantes dañinos en la formulación de lodos de perforación, ya que tan solo 1000 ppm de iones de sal aportados por el agua presente en el fluido así como de 120 ppm de iones de calcio y magnesio. No existe variación en las propiedades químicas del lodo de perforación para el caso del lodo nativo con bentonita comercial.
136
Parte de las propiedades físicas de un fluido de perforación se encuentra el volumen de filtrado y espesor de revoque, en la tabla 4.21 se observan los resultados obtenidos de la prueba de filtración observados por ambos fluidos.
Tabla 4.21. Volúmenes de filtrado y espesor de revoque de un fluido nativo A y un lodo nativo convencional.
Tiempo de Filtrado API (mín) 5 7.5 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm)
Volumen de filtrado (cc) Nativo Nativo A Convencional 5.1 7.7 6.7 9 7.8 10 9.9 12.5 11.7 14.5 13.2 16.4 14.6 17.9 2 2
En la figura 4.14, se observa que el volumen de filtrado para el fluido nativo A es mayor que para el caso del lodo convencional de bentonita en 7 %, por lo tanto se puede inferir que los sólidos del producto A no contribuyen en el control de filtrado, tal como lo hace la bentonita. En la figura 4.15 se observa que el espesor de revoque para ambos fluidos es de 2 mm, un valor muy bueno ya que mientras menor sea el espesor de revoque se evitan los problemas operacionales asociados a pega de tubería o disminución del espacio anular.
137
20
18 Volumen de Filtrado (cc)
16 14 12 Fluido Bentonita Producto A
10 8
Fluido 7% Bentonita
6 4 2 0 0
5
10
15 Tíempo (min)
20
25
30
Figura 4.14. Volúmenes de filtrado de los fluidos nativo A y nativo convencional.
1
2
Figura 4.15. (1) Revoque del fluido bentonita 7 % en peso; (2) Revoque del fluido nativo A.
138
4.4.2.
Volumen de filtrado en fluidos densificados con el producto B
Para realizar el estudio de la perdida de filtrado en los fluidos densificados con producto B, se seleccionaron 4 densidades (9, 9.5, 9.7 y 10 lb/gal) con la finalidad de observar el comportamiento del filtrado a medida que se aumenta la densidad y compararlos con fluidos densificados a la misma densidad pero con carbonato de calcio y barita. En la tabla 4.22 se observa los valores de pérdidas de filtrados mostrado por los tres fluidos densificados con el producto B, carbonato de calcio y barita respectivamente.
Tabla 4.22. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 9 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B Barita CaCO3 5.5 5.8 5 5.1 7 7.2 7.5 6.6 8.1 8 10 7,7 10 10.8 15 9.6 11.9 12.2 20 11.4 13.4 13.7 25 12.8 14.7 14.8 30 14.2 2 Espesor del revoque (mm) 2 2 En el caso del fluido densificado a 9 lb/gal se pude observar en la figura 4.16, que el fluido densificado con barita genera un volumen de filtrado un poco mayor, esto se debe a que este tipo de densificante no posee capacidades ponteantes que permitan reducir las pérdidas de filtrado.
Por otro lado el fluido densificado con el producto B genera el menor volumen de filtrado como se puede observar en la figura 4.16. Esto se debe a su capacidad de controlador de filtrado que permite reducir el volumen de filtrado en mayor proporción que el carbonato de calcio, aunque este posee
139
características ponteantes el volumen de filtrado a los 30 minutos fue de 14.7 cc mientras que para el fluido densificado con producto B el filtrado fue de 14.2 cc.
16
Volumen de filtrado (cc)
14 12 10
Fluido densificado con Barita
8 6
Fluido densificado con Carbonato de calcio
4
Fluido densificado con Producto B
2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de filtracion (min)
Figura 4.16. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9 lb/gal El espesor del revoque generado por los fluidos fue de 2 mm (figura 4.17) para todos los casos, lo que afirma que el uso del producto B es ventajoso, ya que no solo mejora las propiedades reológicas de un fluido nativo, si no, que es capaz de generar un revoque de baja permeabilidad y permitir una pérdida de filtrado menor que sus pares densificados con aditivos convencionales.
140
2
1
3
Figura 4.17. Revoque de fluido nativo densificado a 9 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B.
Para el fluido densificado a 9.5 lb/gal se observa en la figura 4.18, que el fluido densificado con producto B genera un menor filtrado en comparación a los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita. Esto se debe a que como se demostró anteriormente el producto B además de aportar densidad es capaz de generar revoques de baja permeabilidad, ya que al comparar el filtrado acumulado a los 30 min el producto B genero 14 cc; mientras que el carbonato de calcio fue de 14.5 cc como se observa en la tabla 4.23. Por otro lado el fluido densificado con barita genero el mayor filtrado de los tres fluidos con 14.9 cc, esto tiene sentido ya que la barita no posee capacidad ponteante, por lo que solo aporta densidad con bajo contenido de sólidos debido a su alta gravedad especifica o densidad relativa.
141
Tabla 4.23. Perdidas de filtrado y revoque del fluidos densificado a 9.5 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B Barita CaCO3 5.8 5.5 5 5.2 7.4 7.1 7.5 6.7 8.3 8.5 10 7.6 10,5 10 15 9,5 12.1 11.7 20 11.4 13.6 13.4 25 12.8 14.9 14.5 30 14 2 Espesor del revoque (mm) 2 2
16
Volumen de Filtrado (cc)
14 12 Fluido densificado con Barita
10 8
Fluido densificado con Carbonato de calcio
6
Fluido densificado con Producto B
4 2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de filtracion (min)
Figura 4.18. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9.5 lb/gal. Al comparar los revoques generados por cada uno de estos fluidos se pudo observar que para todos los casos el espesor fue de 2 mm, el cual es un espesor excelente para este tipo de fluidos nativos (Figura 4.19).
142
1
2
3
Figura 4.19. Revoque de fluido nativo densificado a 9.5 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B.
Al realizar el estudio de los fluidos densificados a 9.7 lb/gal se pudo observar que al igual que las densidades anteriores, el fluido densificado con producto B sigue siendo el que genera la menor perdida de filtrado en comparación con los fluidos densificados con aditivos comerciales como se observa en la tabla 4.24 y en la figura 4.21 que muestra el comportamiento del filtrado a lo largo del tiempo de la prueba de los fluidos densificados. De igual forma el espesor del revoque se mantiene en 2 mm para todos los fluidos en esta densidad (figura 4.20), se observa, para el caso del revoque densificado con barita, colores diferentes en la foto, esto se debe que a la hora de repetir este revoque para reproducir la foto el laboratorio cambio el saco de barita.
143
Tabla 4.24. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 9.7 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B Barita CaCO3 5.9 5 5.3 5.5 7.4 7.5 7 7.1 8.5 10 7.8 8 11 15 9,9 10 12.2 20 11.5 11.9 13.5 25 12.9 13.4 15 30 14.1 14.7 2 Espesor del revoque (mm) 2 2
1
3
2
Figura 4.20. Revoque de fluido nativo densificado a 9.7 lb/gal con: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. En general el fluido densificado con producto B aporta un revoque de baja permeabilidad que es capaz de reducir la perdida de filtrado en mayor proporción que los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita.
144
16
Volumen de Filtrado (cc)
14 12 10
Fluido densificado con Barita
8 6
Fluido densificado con Carbonato de Calcio
4
Fluido densificado con Producto B
2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de Filtracion (min)
Figura 4.21. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 9.7 lb/gal
Al densificar a 10 lb/gal con el producto B se pudo observar que había un aumento considerable en el volumen de filtrado en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio y barita. Como se observa en la tabla 4.25, el fluido densificado con el producto B genera 2.6 cc (15.66%) más de volumen de filtrado en comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio; y 1.9 cc (11.45%) por encima del volumen de filtrado aportado por el fluido densificado con barita. En la figura 4.22 se observa que desde el inicio de la prueba de filtración API el fluido densificado con el producto B es el que muestra mayor volumen de filtrado. Este excesivo volumen de filtrado se debe a que el fluido se encuentra floculando, confirmando la afirmación hecha en el objetivo dos, donde al realizar el estudio de las propiedades reológicas se pudo observar que los valores eran excesivamente altos así como también los valores de la tixotropía.
145
Tabla 4.25. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos densificados a 10 Lb/gal con producto B, barita y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tipo de Densificante
Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B Barita CaCO3 5.7 5 7 5.1 7.1 7.5 8.1 6.7 8.2 10 9.2 7.8 10.2 15 11.7 9.8 12 20 13.5 11.5 13.1 25 15.2 13.2 14.7 30 16.6 14.1 2 Espesor del revoque (mm) 2 4 18
Volumen de filtrado (cc)
16 14 12
Fluido densificado con Barita
10 8
Fluido densificado con Carbonato de calcio
6
Fluido densificado con Producto B
4 2 0 0
5
10
15
20
25
30
tiempo de filtracion (min)
Figura 4.22. Volumen de filtrado de fluidos densificados a 10 lb/gal.
Una de los parámetros que permitieron confirmar con gran facilidad la floculación del fluido fue el espesor de revoque generado, que como se observa en la figura 4.23, el revoque del fluido densificado con el producto B
146
es excesivamente grueso, por lo que se puede afirmar que el fluido se encuentra totalmente floculado, lo que permite una gran pérdida de filtrado.
2
1
3
Figura 4.23. Revoque de fluido densificado a 10 lb/gal con Barita: (1) Barita, (2) Carbonato de calcio, (3) producto B. 4.4.3.
Uso
de
producto
B
como
densificante
para
fluidos
viscoelásticos El aditivo densificante comercialmente usado para este tipo de fluidos es el carbonato de calcio, debido a que además de aportar densidad es un agente ponteante que permite disminuir las pérdidas de filtrado.
Como ya se demostró anteriormente en fluidos base bentonita densificados con el producto B, el volumen de filtrado es menor hasta densidades menores a 10 lpg, en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio. Por lo que el producto B además de aportar densidad también es capaz de funcionar como agente ponteante y disminuir el volumen de filtrado en mayor proporción que el carbonato de calcio.
147
Sabiendo lo anterior, se formuló un fluido viscoelástico usando todos los aditivos normalmente usados para este tipo de fluidos a excepción del densificante que para este caso se usó el Producto B. Durante el estudio de las propiedades reológicas se puede observar en la tabla 4.26 que las propiedades generadas por el fluido densificado con el producto B, se encuentran un poco por debajo de las aportadas por el fluido densificado con carbonato de calcio. En el caso del fluido densificado el producto B se puede observar que la viscosidad plástica es de 25 s, mientras que el densificado con carbonato de calcio es de 29 s. De igual forma se pudo notar una viscosidad aparente menor para el fluido densificado con el producto B que para el densificado con carbonato de calcio. Por otro lado la fuerza gel se mantiene casi igual para ambos fluidos, habiendo solo una pequeña diferencia entre ellos. Tabla 4.26. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 86
Fluido densificado con CaCO3 90
Lectura - Fann 300 RPM
61
61
2
8
7
2
Gel 10’ (lb/100pies )
10
8
Viscosidad plástica (s)
25
29
Viscosidad aparente (s)
43
45
2
Punto cedente (lb/100pies )
36
32
pH
9.4
9.5
Agua (%)
74
72
Sólidos (%)
26
28
Cloruros (ppm)
1000
1000
Dureza (ppm)
120
160
Densidad (lpg)
9.2
9.2
Gel 10’’ (lb/100pies )
148
Al realizar el estudio del porcentaje de agua y de sedimentos, se pudo observar la razón de los resultados anteriores, ya que claramente se pudo notar que el fluido densificado con el producto B posee un porcentaje de sólidos menor (26 %) al que posee el fluido densificado con carbonato de calcio que es de 28 %. Lo que se traduce en una menor cantidad de sólidos en los fluidos densificados con el producto B lo que a su vez disminuirá la interacción entre las partículas trayendo consigo menor viscosidad.
Por otro lado el punto cedente es una de las propiedades más importantes para este tipo de fluidos, debido que al ser mayor a la viscosidad plástica genera lo que se conoce como la reología inversa o reología específica, producto de la mayor interacción eléctrica entre la superficie de las partículas presentes en el sistema. En este caso se puede observar que para el fluido densificado con carbonato de calcio el punto cedente es de 32 lb/100pies2, mientras que para el fluido densificado con el producto B es mayor (36 lb/100pies2), lo que indica que este último podría generar una mejor capacidad de acarreo y limpieza del hoyo que el fluido densificado con carbonato de calcio.
Posterior al estudio del fluido a temperatura ambiente, se procedió a evaluar el comportamiento de las propiedades reológicas y tixotrópicas ante un aumento de temperatura a 120 °F mediante el uso de una termo copa acoplada en el viscosímetro rotatorio FANN. Durante este estudio se pudo observar el efecto de la temperatura en las propiedades reológicas, las cuales disminuyeron considerablemente ante el aumento de temperatura. Se destaca principalmente la viscosidad aparente la cual se vio más afectada con una disminución de 8 s para el fluido densificado con el producto B pasando de 43 s a 35 s (tabla 4.27); y de 11.5 s para el fluido densificado con carbonato de calcio pasando de 45 s a 33,5 s. La
149
viscosidad plástica disminuyo en menor proporción, quedando para ambos casos en 23 .
Tabla 4.27. Propiedades reológicas de los sistemas viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio a 120 °F.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 70
Fluido densificado con CaCO3 67
Lectura - Fann 300 RPM
47
44
Gel 10’’ (lb/100pies2)
5
4
Gel 10’ (lb/100pies2)
7
5
Viscosidad plástica (s)
23
33
Viscosidad aparente (s)
35
33.5
Punto cedente (lb/100pies2)
24
11
La fuerza gel al igual que la viscosidad plástica disminuyo muy poco, quedando en 5 lb/100pies2 a los 10 segundos y en 7 lb/100pies2 a los 10 minutos para el fluido densificados con producto B; mientras que para el fluido densificado con carbonato de calcio la fuerza gel a los 10 segundos fue de 4 lb/100pies2 y a los 10 minutos de 5 lb/100pies 2.
Esta disminución en las propiedades reológicas y tixotrópicas se debe a que los biopolímeros presentes en el sistema son susceptibles a las altas temperaturas y a pesar de que presentan estabilidad térmica hasta los 120 °F, su deterioro puede comenzar a temperaturas por debajo de este valor.
También se realizó un análisis de la pérdida del filtrado y revoque para ambos fluidos y como se observa en la tabla 4.28 el volumen de filtrado para
150
el fluido densificado con el producto B es de 8.2 cc y para el fluido densificado con carbonato de calcio es de 9.7 cc, lo que confirma lo anteriormente expuesto que el producto B genera un revoque de baja permeabilidad en comparación al carbonato de calcio trayendo así perdidas de filtrado menores.
Tabla 4.28. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tiempo de Filtrado API (mín) 5 7.5 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm)
Tipo de densificante CaCO3
Producto B 3 3.9 4.5 5.6 6.6 7.4 8.2 1
3,9 4.7 5.4 6.9 7.9 8.8 9.7 1
En la figura 4.24, se observa el comportamiento del volumen de filtrado con respecto al tiempo y se constata que el uso del producto B provee una mejora en la perdida de filtrado con respecto al carbonato de calcio. Para el caso del revoque en ambos casos se mantiene con el mismo espesor de 1 mm como se observa en la figura 4.25, esto provee muchas ventajas ya que se evitan problemas relacionados con la pérdida del espacio anular lo que a su vez disminuye la posibilidad de problemas asociados a pega de tubería.
151
Volumen de Filtrado (cc)
14 12 10
8 Fluido densificado con Producto B
6 4
Fluido densificado con Carbonato de Calcio
2
0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de Filtracion (min)
Figura 4.24. Volumen de filtrado para fluidos viscoelásticos densificados con el producto B y carbonato de calcio.
1
2
Figura 4.25. Revoque del fluido viscoelástico densificado con: (1) Carbonato de calcio, (2) Producto B. 4.4.4.
Uso del producto B como aditivo densificante en fluidos
poliméricos. Al igual que en los fluidos viscoelásticos, los fluidos poliméricos tienen en su formulación como densificante al carbonato de calcio, por lo que para el estudio éste fue reemplazado por el producto B, el cual demostró
152
anteriormente su efectividad como aditivo densificante y además de su capacidad como controlador de filtrado.
Durante el estudio de las propiedades reológicas se pudo observar un comportamiento muy similar del fluido polimérico densificado con el producto B en comparación al fluido densificado con carbonato de calcio. Todo esto se puede evidenciar en la tabla 4.29 donde claramente se puede notar que tanto la viscosidad plástica como punto cedente arrojaron valores de 20 s y 15 lb/100pies2 respectivamente; ambos se encuentran ligeramente por encima de los valores obtenidos para el fluido densificado con carbonato de calcio. Tabla 4.29. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con el producto B y carbonato.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 55
Fluido densificado con CaCO3 54
Lectura - Fann 300 RPM
35
34
Viscosidad plástica (s)
20
20
Viscosidad aparente (s)
27.5
27
Punto cedente (lb/100pies2)
15
14
Gel 10’’ (lb/100pies2)
7
7
Gel 10’ (lb/100pies )
10
8
pH
9.41
12.56
Agua (%)
91
92
Sólidos (%)
9
8
Cloruros (ppm)
1000
1000
Dureza (ppm)
120
160
Densidad (Lpg)
9.8
9.8
2
Al estudiar la fuerza gel se pudo observar que para ambos fluidos a los 10 segundos el resultado fue exactamente igual de 7 lb/100pies2, mientras 153
que a los 10 minutos hubo una ligera variación que favorece al fluido densificado con el producto B. Como se observa en la tabla 4.29 el valor obtenido a los 10 minutos para el fluido densificado con carbonato de calcio fue de 8 lb/100pies2 , mientras que para el fluido densificado con el producto B fue de 10 lb/100pies2.
La pequeña diferencia observada entre las propiedades reológicas y tixotrópicas arrojadas por ambos fluidos se debe a la diferencia en porcentaje de sólidos que presenta cada uno de ellos. Como se puede observar en la tabla 4.29, el fluido densificado con producto B presenta un porcentaje de sólidos de 9, mientras que el fluido densificado con carbonato de calcio tiene un porcentaje de sedimentos de 8; por lo que la diferencia observada en las propiedades reológicas y tixotrópicas se debe a que al haber mayor cantidad de sólidos en un fluido, habrá mayor interacción mecánica y eléctrica entre las partículas sólidas, por lo que la viscosidad plástica y punto cedente se verán afectados en gran parte por la cantidad de sólidos, al igual que la fuerza gel.
Para
observar
el
comportamiento
de
estos
fluidos
en
altas
temperaturas, se procedió a usar una termo copa acoplada al viscosímetro FANN, para así incrementar la temperatura a 120 °F y poder estudiar las propiedades reológicas y tixotrópicas en estas condiciones. En la tabla 4.30 se puede notar el efecto de la temperatura en las propiedades reológicas, las cuales disminuyen en gran proporción ante el aumento de la temperatura. Esta disminución en las propiedades reológicas era de esperarse ya que aunque este tipo de fluidos soporta temperaturas de hasta 300 °F, por debajo de ella, empieza su degradación lo cual afecta considerablemente el desempeño del fluido y sus propiedades.
154
Tabla 4.30. Propiedades reológicas de los sistemas poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio a 120 °F.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 43
Lectura - Fann 300 RPM
Fluido densificado con CaCO3 48
26
30
2
12
10
2
Gel 10’ (lb/100pies )
19
15
Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2)
17
18
21.5
24
9
12
Gel 10’’ (lb/100pies )
Tabla 4.31. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio.
Volumen de filtrado (cc) Tiempo de Filtrado API (mín) 5 7.5 10 15 20 25 30 Espesor del revoque (mm)
Tipo densificante CaCO3
Producto B 4.2 5.4 6.5 7.5 8.7 9.7 11 1
6 6.9 7.5 8.7 9.7 10.9 11.7 1
Al igual que en los fluidos viscoelásticos, se realizó un estudio de la perdida de filtrado y revoque tanto para el fluido densificado con el producto B, como para el densificado con carbonato de calcio. Como se puede notar en la tabla 4.31 el volumen de filtrado para el densificado con producto B es de 11 cc y el revoque generado fue de 1mm (figura 4.26); mientras que para
155
el fluido densificado con carbonato de calcio el volumen filtrado fue de 11.7 cc y el revoque generado fue de 1 mm.
1
2
Figura 4.26. Revoque de fluido polimérico densificado con: (1) carbonato de calcio; (2) Producto B. Además en la figura 4.27, se detalla que a cualquier tiempo durante la prueba de filtración API el fluido densificado con el producto B tendrá mejores valores asociados a pérdidas de filtrado en comparación al carbonato de calcio; por lo que el producto B además de aportar la densidad deseada es capaz de ser un excelente controlador de filtrado que permite reducir la perdida de filtrado en mayor proporción que el fluido densificado con carbonato de calcio.
156
14
Volumen de Filtrado (cc)
12 10 8
Fluido densificado con Producto B
6 4
Fluido densificado con Carbonato de Calcio
2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de Filtracion (min)
Figura 4.27. Volumen de filtrado para fluido poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio.
4.4.5.
Uso del producto B como aditivo densificante en fluidos de
lignosufonato. Los
fluidos
del
sistema
lignosulfonato
se
encuentran
normalmente
densificados con barita, pero para este estudio se decidió densificar al fluido con carbonato de calcio debido a la similitud que posee este densificante en cuanto a gravedad especifica con respeto al producto B. Debido a que en este trabajo se propone al producto B como un nuevo agente densificante se decidió utilizarlo para así constatar su compatibilidad en este tipo de fluido.
Durante el estudio de las propiedades reológicas se pudo evidenciar que el fluido densificado con el producto B aporta valores mayores en comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio. Como se
157
observa en la tabla 4.32, el fluido densificado con producto B presenta una viscosidad plástica y aparente de 28 s y 40.5 s respectivamente; mientras que el fluido densificado con carbonato de calcio aporta una viscosidad plástica de 25 s y aparente de 32.5 s. Una de las diferencias más significativas en estas propiedades fue el punto cedente, el cual fue de 28 lb/100pies2 para el fluido densificado con producto B, mientras que para el densificado con carbonato fue de 15 lb/100pies2.
Al estudiar la tixotropía o la fuerza gel en estos fluidos se pudo observar una marcada diferencia entra ambos. Como se puede evidenciar en la tabla 4.32 el fluido original presenta geles a los 10 segundos y 10 minutos de 5 lb/100pies2 y 21 lb/100pies2 respectivamente, mientras que el fluido densificado con producto B presenta una fuerza gel a los 10 segundos de 10 lb/100pies2 y a los 10 minutos de 31 lb/100pies2. Por lo que se puede observar, el fluido densificado con producto B permite la formación de geles progresivos, los cuales son ideales para ser utilizados en perforaciones direccionales, ya que son geles que se generan con mayor rapidez y ayudan a la suspensión de ripios en condiciones estáticas. De igual forma estos geles son fuertes y de fácil ruptura, por lo que no acarreara ningún problema a la hora de la recircular el fluido en el pozo.
158
Tabla 4.32. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio.
Lectura - Fann 600 RPM
Fluido densificado con Producto B 81
Lectura - Fann 300 RPM
53
40
Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2)
28
25
40.5
32.5
25
15
10
5
Gel 10’ (lb/100pies2)
31
21
pH
9.63
10.13
Agua (%)
94
94
Sólidos (%)
6
6
Cloruros (ppm)
1000
1000
Dureza (ppm)
240
240
Densidad (Lpg)
9.9
9.9
Fluido densificado con CaCO3 65
Estas diferencias tan marcadas en las propiedades reológicas permiten demostrar la eficacia del producto B para mejorar las propiedades reológicas en los fluidos lignosulfonato además de aportar la densidad necesaria para la cual es aplicado.
Uno de los factores fundamentales en los fluidos de perforación es el porcentaje de sólidos, el cual no debe ser excesivo ya que el mismo podría ocasionar problemas operacionales. En la tabla 4.32 se puede observar que
159
el fluido densificado con carbonato de calcio posee un porcentaje de sólidos de 6 % al igual que el producto B.
Analizando las propiedades químicas de ambos fluidos observadas en la tabla 4.32, se detalla que ambos fluidos poseen 1000 ppm de iones de calcio y magnesio y 240 ppm de iones de sal respectivamente, estos valores son valores normales aportados por el agua presente en el fluido, por lo que se infiere así como en los fluidos viscoelásticos y poliméricos, que el producto B no aporta iones adicionales de estos contaminantes.
Para observar el comportamiento de los fluidos en estudio ante el aumento de la temperatura, se aumentó la temperatura de los fluidos hasta 120 °F y así poder estudiar sus propiedades reológicas y tixotrópicas ante la variación de la temperatura como se observa en la tabla 4.33. Durante este estudio se observó el efecto de la temperatura en las propiedades reológicas, las cuales disminuyeron considerablemente ante el aumento de temperatura. Se destaca principalmente la viscosidad aparente la cual se vio más afectada con una disminución de 23.5 s para el fluido densificado con el producto B pasando de 40.5 s a 17 s (tabla 4.33); y de 22.5 s para el fluido densificado con carbonato de calcio pasando de 32.5 s a 10 s. También se observó una disminución en el resto de las propiedades reológicas y tixotrópicas.
160
Tabla 4.33. Propiedades reológicas de los sistemas lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio a 120 °F.
Fluido Fluido densificado densificado con con CaCO3 Producto B 34 20
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM
22
12
Gel 10’’ (lb/100pies2)
6
5
Gel 10’ (lb/100pies2)
15
13
Viscosidad plástica (s)
12
8
Viscosidad aparente (s)
17
10
Punto cedente (lb/100pies2)
11
4
Durante las pruebas de filtración se evidencia como se observa en la figura 4.28, que el fluido de lignosulfonato densificado con carbonato de calcio presenta un menor volumen de filtrado que el de su similar densificado con producto B. Este comportamiento se debe a que una de las características del lignosulfonato es adherirse sobre las partículas de arcilla reduciendo de esta manera la fuerza de atracción de las partículas y trayendo como consecuencia un aumento en las perdidas de filtrado. En la tabla 4.34 se observa que la diferencia entre ambos volúmenes de filtrado al final de la prueba de filtración API, es de 1.1 cc.
161
Tabla 4.34. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio. Volumen de filtrado (cc) Densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 3.5 2.8 7.5 4.7 3.8 10 5.4 4.3 15 6.8 5.6 20 8 6.7 25 8.9 7.6 30 9.9 8.8 1 Espesor del revoque (mm) 1
12
Volumen de Filtrado (cc)
10 8 6
Fluido densificado con Producto B
4 Fluido densificado con Carbonato de Calcio
2 0 0
5
10
15
20
25
30
Tiempo de Filtracion (min)
Figura 4.28. Volúmenes de filtrados de los fluidos lignosulfonato densiificados con producto B y carbonato de calcio.
162
Por otro lado el revoque generado por ambos fluidos fue del mismo espesor de 1 mm (figura 4.29) por lo que se considera un revoque excelente para ambos fluidos, esto permite evitar futuros problemas operacionales.
En general el fluido de lignosulfonato densificado con producto B aporta
mejores
propiedades
tanto
reológicas
como
tixotrópicas
en
comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio aunque el filtrado sea mayor este puede ser controlado con otros aditivos que permitan reducir el volumen del mismo, además ambos fluidos generan espesores de revoque óptimos para las operaciones de perforación.
2
1
Figura 4.29. Revoque de fluido lignosulfonato densificado con: (1) carbonato de calcio; (2) Producto B.
163
4.5. EVALUAR
LA
VIABILIDAD
DE
LOS
ADITIVOS
NO
CONVENCIONALES ANTE CONTAMINACIONES, COMPARÁNDOLOS CON FLUIDOS DE PERFORACIÓN CONVENCIONALES Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas) que tiene un efecto perjudicial sobre las características físicas o químicas de un fluido de perforación. Lo que en un tipo de fluido de perforación constituye un contaminante, en otro no será necesariamente uno de ellos. Los sólidos reactivos de baja densidad son contaminantes comunes en todos los fluidos de perforación. Estos sólidos se componen de sólidos perforados que se han incorporado dentro del sistema o que resultan del tratamiento excesivo con arcillas comerciales. Desde el punto de vista económico, los sólidos perforados y los problemas relacionados con su control tienen un mayor impacto sobre el costo del lodo que los otros tipos de contaminación.
Los contaminantes alteran los fluidos de perforación y esta alteración se evidencia en cambios de las propiedades físicas del lodo, tales como el aumento de la reología y del filtrado debido a la floculación. Estas alteraciones son similares con cualquier contaminante químico que se presente, dichos cambios de las propiedades físicas sólo indican que existe algún contaminante. Será necesario realizar un análisis de los cambios de las propiedades químicas para identificar al contaminante. 4.5.1.
Contaminación por sal en los fluidos de perforación formulados
con los aditivos no convencionales Cuando se perfora una formación salina con lodo base agua, rápidamente se disuelve suficiente sal de la formación hasta llegar a la saturación total. La sal soluble entra a formar parte de la fase continua del lodo resultando en un espesamiento del fluido de perforación e incrementando la pérdida de filtrado.
164
Esto produce un efecto indeseable, por la floculación de las arcillas y por la interacción entre la sal disuelta y las arcillas en el fluido de perforación. El tratamiento para esta contaminación depende de la cantidad de sal que se incorpore al fluido. La operación de perforación puede ser interrumpida al encontrar una formación salina, esto solamente será necesario para tratar el espesamiento del lodo causado por la sal, floculando las arcillas en el sistema de agua. Si la operación de perforación se continua, puede ser necesario convertir a un sistema saturado de sal. 4.5.1.1.
Fluido Nativo A
Se evaluó el comportamiento de las propiedades reológicas y tixotrópicas del fluido nativo A ante la contaminación por sal, por lo que se formuló un fluido nativo A siguiendo las especificaciones establecidas en el objetivo 4 en la tabla 4.19 y otro fluido nativo de 7 % en peso de bentonita con el fin de realizar un análisis comparativo entre ambos. En la tabla 4.35 se observa que las propiedades reológicas y tixotrópicas ofrecidas por ambos fluidos aumenta con respecto al fluido sin contaminar. Para el caso de la viscosidad aparente, plástica y punto cedente del fluido nativo A contaminado se observa un aumento de 7 s, 4 s y 6 lb/100pies2 respectivamente con respecto al fluido sin contaminar, esto se debe a que la sal cambia la distribución de cargas en la superficie de las arcillas, causando un aumento de las propiedades reológicas. Por otro lado, en las propiedades tixotrópicas se observa una amplia variación entre el fluido contaminado y sin contaminar, ya que la sal afectó en mayor medida al fluido nativo A generando geles progresivos altos. Este mismo aumento en las propiedades reológicas y tixotrópicas se observó en el fluido nativo convencional.
165
Por otro lado se observó que para el fluido nativo A contaminado por sal el pH disminuyó de 11.2 a 8; este último se encuentra dentro de los parámetros operacionales de un fluido de perforación. Tabla 4.35. Propiedades reológicas, tixotrópicas y pH del fluido nativo y nativo A contaminados con sal y sin contaminar.
Fluido Fluido sin Variación Contaminado contaminar Nativo Nativo Nativo Nativo Nativo Nativo A A A Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2)
39
40
26
26
-
-
26
26
15
16
-
-
13
14
11
10
2
4
19.5
20
13
13
6.5
7
13
12
3
6
10
6
17
20
5
3
12
17
Gel 10’ (lb/100pies2)
25
40
17
13
8
27
pH
7.94
8.00
11.20
7.24
3.26
0.76
En el estudio de filtración API se observó el volumen de filtrado y espesor de revoque de ambos fluidos. En la tabla 4.36, se observa que durante cualquier momento de la prueba el fluido nativo A posee un volumen de filtrado mucho menor a diferencia del fluido nativo convencional, con una diferencia en el volumen de filtrado final de 9.9 cc. Como se sabe la contaminación con sal genera un aumento en las propiedades reológicas así como también en las perdidas de filtrado, pero en este caso solo se observó un aumento considerable en el volumen de filtrado para el fluido nativo convencional, por lo que se puede inferir que este alcanzó la floculación.
166
Tabla 4.36. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos nativo y nativo A contaminados con sal. Volumen de filtrado (cc) Tipo de fluido Tiempo de Filtrado API (mín) Nativo Nativo A 5 11.8 7.8 7.5 14 9.5 10 17.5 11 15 22.3 13.6 20 24.5 16.4 25 27.2 18.2 30 29.5 19.6 3 Espesor del revoque (mm) 3 El fluido nativo A ofrece una gran ventaja frente al fluido nativo convencional, ya que genera un menor volumen de filtrado durante la contaminación con sal, así como también un espesor de revoque aceptable como se observa en la figura 4.30. Todo esto se traduce en menos daño a la formación perforada así como también en la reducción de problemas operaciones. 2
1
Figura 4.30. (1) Revoque de fluido nativo A contaminado con sal; (2) Revoque de fluido nativo convencional contaminado con sal.
167
4.5.1.2.
Producto B como densificante en fluidos nativos
Se formularon fluidos nativos densificados a 9.5 lb/gal con el producto B y carbonato de calcio y se contaminaron con sal, con el fin de evaluar el producto B ante problemas operacionales frecuente en la perforación de pozos, pero estos al ser fluidos nativos sin ningún aditivo que le permita soportar altas concentraciones de sal, se flocularon inmediatamente como se observa en figura 4.31, lo cual impidió la medición de las propiedades reológicas.
2
1
Figura 4.31. (1) Fluido nativo densificado con carbonato de calcio floculado por la contaminación con Sal; (2) Fluido nativo densificado con producto B floculado por la contaminación con Sal. En la figura 4.31 se puede observar los fluidos nativo densificado con producto B y carbonato de calcio totalmente floculados, en ella el agitador se encuentra encendido y no se aprecia ningún movimiento del fluido.
168
4.5.1.3.
Producto B como densificante en fluidos viscoelásticos
Se formuló nuevamente un fluido viscoelástico densificado con el producto B y carbonato de calcio similar al formulado en el objetivo anterior, con el fin de contaminar ambos fluidos con sal y así estudiar el comportamiento del producto B como densificante en este tipo de fluidos ante la contaminación con sal comparándolo con el carbonato de calcio. En la tabla 4.37 se observa las propiedades fisicoquímicas de ambos fluidos contaminados y sin contaminar.
Tabla 4.37. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelástico densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con sal y sin contaminar. Fluido contaminado
Fluido Sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto Producto Producto CaCO3 CaCO3 CaCO3 B B B Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
125
114
86
90
-
-
87
80
61
61
-
-
38
34
25
29
13
5
62.5
57
43
45
19.5
12
49
46
36
32
13
14
15
22
8
7
7
15
20
27
10
8
10
19
pH
9.35
9.12
9.4
9.5
-0.05
-0.38
Cloruros (ppm)
2000
2000
1000
1000
-
-
En las propiedades reológicas, la viscosidad plástica, aparente y punto cedente, se observa que la sal presente en el fluido afecta negativamente
169
más al fluido densificado con producto B. Para la viscosidad plástica el fluido densificado con carbonato de calcio obtuvo 34 s y el fluido densificado con el producto B 38 s; también para la viscosidad aparente el fluido densificado con el producto B presenta valores mayores (62.5 s) al densificado con carbonato de calcio (57 s) y para punto cedente se observa este mismo comportamiento. Como se mencionó, la sal provoca un espesamiento del fluido de perforación por lo que el aumento de las propiedades reológicas es algo de esperarse, pero se demuestra que el fluido densificado con el carbonato de calcio posee un mejor comportamiento en las propiedades ante este contaminante común en la perforación de pozos, manteniendo la característica principal de los fluidos viscoelástico que es la reología inversa.
Adicionalmente en la tabla 4.37 se observa que la sal presente en el fluido de perforación generó una disminución en las propiedades tixotrópicas. Para los geles, que representa las propiedades tixotrópicas, se detalla que el fluido densificado con el producto B contaminado posee una resistencia gel menor al fluido densificado con carbonato de calcio contaminado, esto representa una ventaja ya que el fluido densificado con el producto B requerirá una menor fuerza para romper el estado estático y volver a la circular a través del anular del pozo, ambos fluidos poseen geles instantáneos.Además
se
realizó
posteriormente
a
ambos
fluidos
contaminados la prueba de filtración API, para observar el volumen de filtrado y el espesor de revoque de ambos fluidos, en la tabla 4.38 se observan los resultados obtenidos.
En el análisis de las pérdidas de filtrado y revoque se observa que en todo momento durante la prueba, el volumen de filtrado para el fluido densificado con el producto B es menor en comparación con el fluido densificado con carbonato de calcio, por lo que el producto B no solo ofrece
170
buena propiedades reológicas, peso y reduce las pérdidas de filtrado sino que ofrece al lodo viscoelástico resistencia a la contaminación por sal evitando el aumento considerable en las propiedades reológicas del fluido en comparación al carbonato de calcio manteniendo un bajo volumen de filtrado y un excelente espesor de revoque (figura 4.32).
Tabla 4.38. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal.
Volumen de filtrado (cc) Densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 1,5 1,9 7.5 2,1 2,5 10 2,5 3 15 3,2 3,8 20 3,8 4,4 25 4,3 5 30 4,8 5,5 1 Espesor del revoque (mm) 1
2
1
Figura 4.32. (1) Revoque de fluido viscoelástico densificado con producto B y contaminado con sal; (2) Revoque de fluido viscoelástico densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal.
171
4.5.1.4.
Producto B como densificante en fluidos polimérico
También se analizó el comportamiento de fluidos poliméricos densificados con el producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. En la tabla 4.39 se observa que las propiedades reológicas y tixotrópicas ofrecidas por el fluido polimérico densificado con el producto B
se ven
afectada en menor proporción que su similar de carbonato de calcio. Para la viscosidad aparente y plástica el fluido polimérico densificado con el producto B contaminado presentan un aumento de 2 y 4 s respectivamente, a diferencia de su similar densificado con carbonato de calcio que presenta un aumento 5.5 y 5 s, este aumento en las propiedades de ambos fluidos era de esperarse ya que la sal en el fluido polimérico aumenta las propiedades reológicas. Una peculiaridad que se observo fue la disminución de 4 lb/pie2 del punto cedente del fluido polimérico densificado con el producto B contaminado, ya que no es de esperarse una reducción en ninguna propiedad reológica cuando el fluido se contamina con sal. Para el caso del fluido polimérico densificado con carbonato de calcio se observa también un aumento en las propiedades tixotrópicas, pero el aumento en comparación con el fluido polimérico densificado con el producto B es mucho mayor. La sal además de afectar en mayor medida las propiedades dinámicas del fluido polimérico densificado con carbonato calcio, también afecta en mayor medida las propiedades tixotrópicas como se observa en la tabla 4.39. Se destaca que a diferencia de los fluidos viscoelásticos, el producto B en fluidos poliméricos ofrece mayor resistencia en mantener las propiedades reológicas y tixotrópicas, por lo que se infiere que tiene una mayor resistencia a la floculación del fluido de perforación.
172
Tabla 4.39. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal y sin contaminar.
Fluido contaminado
Fluido sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto B
CaCO3
Producto B
CaCO3
Producto B
CaCO3
59
61
55
54
-
-
35
43
35
34
-
-
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
24
25
20
20
4
5
29.5
32.5
27.5
27
2
5.5
11
15
15
14
-4
1
8
10
7
7
1
3
11
21
10
8
1
13
pH
8.5
8.43
9.41
12.56
-0.91
-4.13
Cloruros (ppm)
2000
2000
1000
1000
-
-
Adicionalmente se estudió las prueba de filtración API, con el fin de observar el volumen de filtrado y espesor de revoque de ambos fluidos. En la tabla 4.40, se observa que durante cualquier momento de la prueba el fluido polimérico densificado con el producto B posee un menor volumen de filtrado a diferencia del fluido densificado con carbonato de calcio además de poseer un espesor de revoque excelente de 1 mm al igual que el fluido polimérico densificado con carbonato de calcio como se observa en la figura 4.33.
173
Tabla 4.40. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 3,6 3,8 7.5 4,9 5 10 5,5 5,9 15 7,5 7,5 20 8,1 8,8 25 9,5 9,9 30 10,3 10,9 1 Espesor del revoque (mm) 1
El fluido polimérico densificado con el producto B ofrece una mayor resistencia ante la contaminación por sal y por lo tanto tiene una menor tendencia a la floculación, y esto se observa tanto en propiedades reológicas aceptables y sin un cambio considerable, pérdidas de filtrado menores en comparación con el carbonato de calcio y revoque con un espesor ideal, como se observa en la figura 4.33. 2
1
Figura 4.33. (1) Revoque de fluido polimérico densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal; (2) Revoque de fluido polimérico densificado con producto B y contaminado con sal.
174
4.5.1.5.
Producto B como densificante en fluidos de lignosulfonato
Se evalúo además el comportamiento del producto B en fluidos de lignosulfonato contaminados con sal. En la tabla 4.41 se observa que las propiedades reológicas y tixotrópicas ofrecidas por el fluido de lignosulfonato densificado
con
el
producto
B
contaminado
presentan
un
mejor
comportamiento que su similar de carbonato de calcio. Pero es importante destacar que se observa una mayor variación en las propiedades reológicas y tixotrópicas para el caso del fluido de lignosulfonato densificado con el producto B contaminado a diferencia de su similar densificado con carbonato de calcio, esta reducción en ambos fluidos era de esperarse ya que la sal presente en los fluidos de lignosulfonato reduce las propiedades reológicas y tixotrópicas.
Como se puede observar en la tabla 4.41 la reducción de la viscosidad plástica para el fluido densificado con producto B es de 17 s y para el caso del carbonato de calcio es de 15 s; aunque la reducción es mayor para el fluido densificado con el producto B, este sigue estando por encima del valor aportado por el fluido densificado con el carbonato de calcio. Esto mismo ocurre para el caso del punto cedente.
Aun cuando la variación en las propiedades reológicas y tixotrópicas sea predominante para el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B, este posee mejores propiedades reológicas en comparación a su similar de carbonato de calcio, por lo que supondría ventajoso para la suspensión y acarreo de sólidos.
175
Tabla 4.41. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con sal y sin contaminar. Fluido contaminado
Fluido sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto Producto Producto CaCO3 CaCO3 CaCO3 B B B Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
47
35
81
65
-
-
30
23
53
40
-
-
17
12
28
25
-11
-13
23.5
17.5
40.5
32.5
-17
-15
13
11
25
15
-12
-4
16
5
10
5
6
0
23
15
31
21
-8
-6
pH
9.20
9.95
9.63
10.13
-0.43
-0.18
Cloruros (ppm)
2300
2900
1000
1000
-
-
Adicionalmente se estudió las prueba de filtración API, con el fin de observar el volumen de filtrado y espesor de revoque de ambos fluidos. En la tabla 4.42, se observa que durante la prueba el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B posee un mayor volumen de filtrado a diferencia del fluido densificado con carbonato de calcio, pero la diferencia entre ellos es de solo 0.3 cc.
176
Tabla 4.42. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con sal. Volumen de filtrado (cc) Densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 5 4.2 7.5 6.3 5.3 10 7 6.5 15 8.9 8.5 20 10.1 10.4 25 12,4 12 30 13.7 13.4 2.5 Espesor del revoque (mm) 2.5 A diferencia del volumen del filtrado, el espesor de revoque del fluido de lignosulfonato densificado con producto B es igual al fluido densificado con carbonato de calcio como se observa en la figura 4.34 este valor era de esperarse debido a que la diferencia de volumen de filtrado entre ambos fluidos era relativamente baja. 2
1
Figura 4.34. (1) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con producto B y contaminado con sal. (2) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y contaminado con sal. 177
4.5.2.
Contaminación por cemento en los fluidos de perforación
formulados con los aditivos no convencionales Un problema de contaminación causado por iones Ca+2 normalmente ocurre en sistemas de lodo a base de agua dulce, agua de mar y otros sistemas de lodos de baja salinidad y baja dureza. El calcio soluble llega a un lodo desde varias fuentes: estratos con yeso o anhidrita, cemento sin fraguar y los iones de dureza en el agua de reposición o de una afluencia de agua de la formación. El Calcio puede flocular arcillas coloidales y precipitar polímeros aniónicos grandes. Por otra parte, algunos tipos de lodos toleran el calcio, en cuyo caso el calcio no es considerado un contaminante.
4.5.2.1.
Fluido Nativo A
Se evaluó el comportamiento de las propiedades reológicas y tixotrópicas aportadas por el fluido nativo A ante la contaminación por cemento, por lo que se formuló este fluido siguiendo las especificaciones en la tabla 4.19 y otro fluido nativo de 7 % en peso de bentonita pero a diferencia del caso de la contaminación por sal, ambos fluidos se flocularon inmediatamente como se observa en figura 4.35, lo cual impidió la medición de las propiedades reológicas.
178
2
1
Figura 4.35. (1) Fluido nativo contaminado con cemento; (2) fluido nativo A contaminado con cemento. En la figura 4.35 se puede observar que ambos fluidos nativos se encuentran floculados en la figura el agitador se encuentra encendido y no se aprecia ningún movimiento del fluido. Por lo que queda en evidencia que el fluido nativo A al igual que su similar de nativo comercial se ven igual de afectados ante contaminaciones con cemento. 4.5.2.2.
Producto B como densificante en fluidos nativos
Igualmente que en el estudio de fluidos densificados con el producto B en las contaminación por sal, durante esta etapa se estudió el efecto del cemento en fluidos nativos densificado con el producto B y carbonato de calcio. Como ocurrió con los fluidos contaminados con sal, se pudo observar que al contaminar con cemento ambos fluidos se flocularon inmediatamente lo que hizo imposible la medición de propiedades. En la figura 4.36 se puede 179
observar tanto el fluido densificado con producto B como el densificado con carbonato de calcio floculado, y aun cuando el agitador se encuentra encendido, no se aprecia movimiento en el fluido
2
1
. Figura 4.36. (1) Fluido nativo densificado con producto B contaminado con cemento; (2) fluido nativo densificado con carbonato de calcio contaminado con cemento. 4.5.2.3.
Producto B como densificante en fluidos viscoelásticos
Se formuló un fluido de perforación de tipo viscoelástico densificado con el producto B y con carbonato de calcio contaminado con cemento, con el fin de estudiar el efecto de los iones de calcio en fluido de perforación. En la tabla 4.43 se observan las propiedades reológicas desarrolladas por ambos fluidos.
180
Tabla 4.43. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento y sin contaminar.
Fluido contaminado
Fluido sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto Producto Producto CaCO3 CaCO3 CaCO3 B B B Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
106
115
86
90
-
-
74
81
61
61
-
-
32
34
25
29
7
5
53
57.5
43
45
10
12.5
42
47
36
32
6
15
19
20
8
7
11
13
24
24
10
8
14
16
pH
13.44
13.51
9.4
9.5
4.04
4.01
Dureza (ppm)
720
720
120
160
-
-
En tabla 4.43 se observa que el producto B como densificante ofrece al fluido de perforación resistencia a la contaminación en comparación al carbonato de calcio. Las propiedades reológicas y tixotrópicas a diferencia de la viscosidad plástica se ven más afectadas en el fluido densificado con carbonato de calcio sin embargo ambos fluidos tienen altos valores reológicos, por lo que deben ser sometidos a tratamiento, ya que puede ser un indicativo de que se haya alcanzado la floculación del lodo. Una característica importante de este tipo de fluidos es la reología inversa y como se puede observar esta se mantiene aun y cuando este fluido se encuentra contaminado por cemento.
181
La fuerza gel es una de la propiedades del lodo con mayor importancia, ya que esta debe ofrecer al lodo la capacidad de suspensión de sólidos mientras se encuentre la circulación del fluido detenida. Los geles aportados por el fluido viscoelástico densificado con el producto B contaminado son bastante similares a los aportados por el fluido convencional. Es importante marcar que ambos fluidos presentan geles instantáneos.
También se estudiaron las pérdidas de filtrado y el espesor de revoque demostrado por ambos fluidos contaminados, en la tabla 4.44 se observa los resultados obtenidos. Como se observa en la tabla 4.44 el fluido viscoelástico densificado carbonato de calcio, presenta volúmenes de filtrado menores que el producto B, por lo que se concluye que para fluidos viscoelástico densificado con el producto B no se ve tan afectada la reología para el caso de la contaminación por cemento como con el fluido densificado con carbonato de calcio, pero tiene la limitante de tener volúmenes de filtrado mayores pero a su vez esto no afecta el espesor de revoque que sigue encontrándose en sus valores óptimos, figura 4.37.
Tabla 4.44. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos viscoelásticos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 3 2.1 7.5 3.7 2.6 10 4.1 3.5 15 5.3 4.5 20 6.1 5.3 25 6.8 6 30 7.5 6.8 1 Espesor del revoque (mm) 1
182
2
1
Figura 4.37. (1) Revoque de fluido viscoelástico densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido viscoelástico densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. 4.5.2.4.
Producto B como densificante en fluidos poliméricos
Para el caso de fluidos poliméricos
contaminados con cemento
densificados con el producto B y carbonato de calcio, se observa los cambios reológicos en la tabla 4.45. El producto B como se
ha observado
anteriormente no se ve tan afectado con la contaminación por cemento como en el caso del fluido densificado con carbonato de calcio, y esta misma tendencia se mantiene para las propiedades reológicas en el caso de fluidos poliméricos. Para el caso de la tixotropía se puede observar que el fluido densificado con carbonato de calcio genera unos geles progresivos, mientras que el fluido densificado con el producto B se generan geles instantáneos, los cuales son más ventajosos ya que son de fácil ruptura.
183
Tabla 4.45. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento y sin contaminar. Fluido contaminado
Fluido sin contaminar
Variación
Tipo de densificante Producto B
CaCO3
Producto B
CaCO3
56
61
55
54
-
-
34
36
35
34
-
-
22
25
20
20
2
5
28
30.5
27.5
27
0.5
3.5
12
11
15
14
-3
-3
16
10
7
7
11
3
18
21
10
8
8
13
pH
12.80
12.88
9.41
12.56
3.39
0.32
Dureza (ppm)
720
720
120
160
-
-
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
Producto CaCO3 B
Para el caso del pH se observa un mayor aumento para el fluido densificado con el producto B, pero debido a que ambos fluidos se contaminaron con las mismas concentraciones de cemento, ambos presentaran un pH final similar como se muestra en la tabla 4.45.
Cuando se estudió las pérdidas de filtrado y espesor de revoque, tabla 4.46 y figura 4.38 respectivamente, se observó que el fluido polimérico densificado con el producto B contaminado posee un contrastado menor volumen de filtrado en comparación al fluido densificado con carbonato de calcio, durante todo momento de la prueba y que inclusive mantiene un espesor de revoque en sus valores óptimos con 1 mm.
184
Tabla 4.46. Perdidas de filtrado de fluidos poliméricos densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. Volumen de filtrado (cc) Tipo de densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 3.4 3.6 7.5 4.3 4.8 10 5 5.7 15 6.5 7.3 20 7.8 8.6 25 8.9 9.7 30 9.9 10.7 1 Espesor del revoque (mm) 1 2
1
Figura 4.38. (1) Revoque de fluido polimérico densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido polimérico densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento. 4.5.2.5.
Producto B como densificante en fluidos de lignosulfonato
El cemento al igual que con la sal, produce en los fluidos de lignosulfonato una reducción en la propiedades reológicas y tixotrópicas. En esta etapa se evalúo el comportamiento del producto B en fluidos de lignosulfonato contaminados con cemento. En la tabla 4.47 se observa como 185
era de esperarse una disminución de las
propiedades reológicas y
tixotrópicas en ambos fluidos. El producto B presenta mejores propiedades reológicas que su similar de carbonato de calcio al igual que por la contaminación por sal. Para la viscosidad aparente y plástica el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B contaminado presenta una disminución de 24 y 14 s respectivamente, con respecto a su similar sin contaminar, estos resultados eran de esperarse, ya que el cemento disminuye las propiedades reológicas en los fluidos de lignosulfonato. Para el caso del fluido densificado con carbonato de calcio contaminado presentan valores menores en comparación a fluidos nativos de iniciación (tabla 4.19) por lo que resulta problemático ya que traería consecuencias operacionales relacionadas con la suspensión de sólidos. Con respectos a las propiedades tixotrópicas ambos fluidos mantienen valores similares. Aun cuando la variación en las propiedades reológicas y tixotrópicas sea predominante para el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B, este posee mejores propiedades reológicas en comparación a su similar de carbonato de calcio, por lo que supondría ventajoso para la suspensión y acarreo de sólidos.
186
Tabla 4.47. Propiedades fisicoquímicas de los sistemas de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminado con cemento y sin contaminar. Fluidos contaminados
Fluidos sin contaminar
Variación
Tipos de densificante Producto B
CaCO3
Producto B
CaCO3
Producto CaCO3 B
33
23
81
65
-
-
19
12
53
40
-
-
Lectura - Fann 600 RPM Lectura - Fann 300 RPM Viscosidad plástica (s) Viscosidad aparente (s) Punto cedente (lb/100pies2) Gel 10’’ (lb/100pies2) Gel 10’ (lb/100pies2)
14
11
28
25
-14
-14
16.5
11.5
40.5
32.5
-24
-21
5
1
25
15
-20
-14
6
7
10
5
-4
2
15
16
31
21
-16
-5
pH
9.44
9.50
9.63
10.13
-0.19
0.63
Dureza (ppm)
500
510
240
240
-
-
Adicionalmente se estudió las prueba de filtración API, con el fin de observar el volumen de filtrado y espesor de revoque de ambos fluidos. En la tabla 4.48, se observa que durante cualquier momento de la prueba el fluido de lignosulfonato densificado con el producto B posee un mayor volumen de filtrado a diferencia del fluido densificado con carbonato de calcio, pero la diferencia entre ellos en el volumen final es de 0.5 cc.
187
Tabla 4.48. Perdidas de filtrado y revoque de fluidos de lignosulfonato densificados con producto B y carbonato de calcio contaminados con cemento. Volumen de filtrado (cc) Densificante Tiempo de Filtrado API (mín) Producto B CaCO3 5 5,2 4 7,5 6,1 5,1 10 7,5 6,3 15 8,8 8 20 10,7 9,4 25 12 10,5 30 13,3 12,8 1 Espesor del revoque (mm) 2 Así como el volumen del filtrado, el espesor de revoque del fluido de lignosulfonato densificado con producto B es 1 mm mayor al fluido densificado con carbonato de calcio como se observa en la figura 4.39 por lo que el producto B ante la contaminación por cemento en fluidos de lignosulfonato ofrece desventajas con respecto al carbonato de calcio referentes a pérdidas de filtrado y revoque. 2
1
Figura 4.39. (1) Revoque de fluido lignosulfonato densificado con producto B y contaminado con cemento; (2) revoque de fluido lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y contaminado con cemento.
188
4.5.3. Análisis de costo entre los aditivos no convencionales y los aditivos convencionales. Aun cuando la realización de un análisis económico no se encuentra dentro de los objetivos de esta investigación se creyó conveniente realizar una pequeña comparación en costos de los aditivos en estudio con respecto a los aditivos convencionales específicamente bentonita, carbonato de calcio, barita y aminas. Para realizar un análisis económico de los costos de los aditivos no convencionales, se realizó una comparación con los precios de los aditivos comerciales utilizados en este trabajo de investigación como: Bentonita, carbonato de calcio, barita y aminas, en el apéndice C, se puede encontrar un resumen de la volumetría usada en promedio de los aditivos convencionales para pozos en la región Gas Anaco suministrado por PDVSA Servicios Petroleros S.A. En la tabla 4.49 se muestra el costo por libra de los aditivos en estudio, es decir, producto A y el producto B.
Tabla 4.49 precios referenciales de los aditivos no convencionales.
Aditivo
Precio en dólares ($/Lb)
Producto A
-
Producto B
0.4057
El producto A como se mencionó anteriormente representa actualmente un residuo industrial de una empresa de Guayana perteneciente al estado venezolano, y por lo tanto su costo es nulo como se observa en la tabla 4.49, los únicos costos relacionados a este producto son los que están ligado al almacenamiento y transporte del mismo que no serán tomado en cuenta para este análisis.
189
En cambio, los sólidos del producto B para el desarrollo de esta investigación, su adquisición provino de la venta informal por lo tanto su costo aproximado en dólares será tasado a la escala del dólar SIMADI (670.82 bs/$ fecha diciembre 2016). También se debe añadir que para la compra de grandes volúmenes de los sólidos del producto B el precio es menor, por lo que el valor monetario con que se analizara el producto será con el precio mayor del mercado.
En la tabla 4.50 se observan los precios referenciales de los aditivos comerciales utilizados en este trabajo suministrados por PDVSA Servicios Petroleros S.A para observar de manera más detallada sobre este reporte de costos, consultar el apéndice C.
Tabla 4.50 Precios referenciales de los aditivos comerciales según PDVSA Servicios Petroleros S.A.
Existe una diferencia despropocional entre el dólar tasado por Petróleos de Venezuela S.A. y el urbano; en PDVSA la tasa que se maneja de divisas es de 10 bsf/$ por lo que para la empresa le resulta la adquisición de estos aditivos mucho menos costoso en comparación al producto B.
Como se observa en ambas tablas, el producto B es menos costoso que la barita en un 3.6 % y como es bien sabido la barita siempre ha sido menos costosa que el carbonato de calcio como se constata en la tabla 4.50 en su precio en bolívares, por lo que se puede inferir que el producto B es menos costoso que ambos densificantes.
190
Pero lo que hace al producto B más rentable es que en Venezuela existe grandes reserva del producto B como se describió en los fundamentos teóricos, por lo que los gastos estarían asociados a la extracción, pulverización y almacenamiento de este producto.
Adicionalmente durante este trabajo de investigación también se concluyó que los sólidos del producto A ahorraban en un 10 % el uso de la bentonita comercial. Actualmente para la perforación de pozos PDVSA en la región de Anaco cotiza en promedio 360000 Lb en cada pozo de esta región, por lo que el uso del producto A en proporción con bentonita como fluido nativo representaría un ahorro de aproximadamente 12600 $ (56520 bs) lo que haría la actividad de la perforación en un proceso aún más rentable.
También además se concluyó que el producto A puede ser utilizado como aditivo inhibidor de corrosión, este puede concluirse como su principal función dentro de este trabajo, el uso de aminas es excesivamente costoso ya que en promedio durante la perforación de un pozo de la faja PDVSA compra aproximadamente 360000 Lb, por lo que traería un ahorro del 100 % referente a mantener el pH o formular lodos resistentes a contaminaciones por gases ácidos, sin considerar los gatos asociados al almacenamiento y transporte.
4.6.
Resumen de resultados obtenidos
Para mostrar de manera más detallada y organizada los resultados obtenidos con los aditivos en estudio en el desarrollo de este trabajo se realizaron las siguientes tablas:
191
Tabla 4.51. Resumen de resultados obtenidos con el producto A como aditivo en fluidos de perforación. Aditivo
Características
Uso
Tipo de fluido
Producto A
sólidos ricos en óxidos metálicos como hierro, aluminio y sodio, de color ladrillo con una gravedad especifica de 1.949 y una alta basicidad (pH = 13.96)
Viscosificante
Densificante
Con la formulación del fluido nativo A se disminuye un 10 % el uso de bentonita, con una concentración de sólidos final de 8.3 %.
Al estar contaminado con sal presenta menores perdidas de filtrado en comparación con un fluido nativo convencional; y al estar contaminado con cemento se flocula al igual que el nativo convencional. No aplica debido a que altas concentraciones del producto en el fluido inducen a la floculación del mismo. Debido a su alto pH el fluido nativo A es resistente ante la contaminación por CO2, sin traer cambios considerables en las propiedades reológicas ni en la densidad.
Nativo
Nativo
Inhibidor de corrosión
Nativo
192
Observaciones Para la formulación de un barril del fluido nativo A se requieren 22.93 gramos de bentonita y 7,61 gramos de producto A.
Como limitante genera geles progresivos altos y revoques gruesos.
Tabla 4.52. Resumen de resultados obtenidos con el producto B como aditivo en fluidos de perforación. Aditivo
Producto B
Características
Arcilla no hinchable con gravedad especifica de 2.6 cuyas capas están fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar en las capas
Uso
Tipo de fluido
Viscosificante
Nativo
Nativo
Observaciones
Debido a su poca capacidad de hidratación su aporte como agente viscosificante es despreciable.
Permite densificar hasta densidades por debajo de 10 lpg, proporcionando ademas propiedades reológicas y tixotrópicas mayores en comparación con los aditivos convencionales.
Funciona como agente controlador de manteniendo un buen espesor de revoque
En presencia de contaminantes como sal y cemento se floculan al igual que al estar densificado con aditivos convencionales. Favorece las propiedades reológicas y disminuye las pérdidas de filtrado, manteniendo un buen espesor de revoque.
Densificante Viscoelástico
Al estar contaminado con sal y cemento presentan mejores propiedades reológicas y tixotrópicas en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio.
Para el caso de fluidos lignosulfonato las pérdidas de filtrado son un poco mayores que las aportadas por fluidos densificados con carbonato de calcio.
Polimérico
Lignosulfonato
193
filtrado
CONCLUSIONES 1. El producto A tienen una gravedad específica o densidad relativa aproximadamente de 1.949.
2. El fluido nativo A permite ahorrar un 10 % el uso de la bentonita comercial. 3. Para la formulación del fluido nativo A se requiere de un porcentaje en peso de sólidos de 8.3. 4. El producto A como agente densificante induce la floculación del fluido de perforación.
5. El producto B sirve como agente densificante para densidades menores de 10 lb/gal en fluidos nativos.
6. Los fluidos densificados con el producto B proporcionan mayores propiedades reológicas y tixotrópicas en comparación con fluidos densificados con aditivos convencionales. 7. Las propiedades fisicoquímicas aportadas por el producto A neutralizado en la formulación de un fluido nativo A son muy similares en comparación al fluido nativo A formulado con el producto A sin neutralizar.
8. El producto A actúa como un aditivo inhibidor de CO2 en la formulación del fluido nativo A, bajo condiciones de 100 psi y 70 °F.
9. Ambos productos en estudio no aportan contaminantes adicionales al fluido de perforación, como iones de calcio y magnesio o iones de cloro.
194
10. El producto B además de actuar como agente densificante, actúa como agente controlador de filtrado para densidad menores de 10 lb/gal en fluidos nativos en comparación a fluidos densificado con aditivos convencionales.
11. El producto B favorece tanto en un incremento en las propiedades reológicas así como disminuye el filtrado en fluidos viscoelástico y poliméricos, además de mantener un favorable espesor de revoque en comparación al carbonato de calcio. 12. El fluido nativo A presenta menor volumen de filtrado al estar contaminado con sal en comparación al fluido nativo convencional. 13. El fluido nativo A se flocula al contaminarse con cemento al igual que el
fluido nativo convencional. 14. Los fluidos nativos densificados con producto B se floculan al igual que los fluidos nativos convencionales al estar en presencia de agentes contaminantes como la sal y el cemento. 15. Las propiedades reológicas y tixotrópicas de los fluidos viscoelásticos, poliméricos y de lignosulfonato densificados con el producto B contaminados con sal y cemento son mejores en comparación con los fluidos densificados con carbonato de calcio.
16. Los fluidos viscoelásticos y poliméricos densificados con el producto B presentan menores perdidas de filtrado al estar contaminados con sal cemento, en comparación con fluidos densificados con carbonato de calcio.
195
17. Los fluidos lignosulfonato densificados con producto B contaminado con sal y cemento una diferencia de pérdidas de filtrado de 0.3 cc en comparación que el fluido densificado con carbonato de calcio. 18. Desde el punto de vista económico el producto A supondría una reducción de costos con respecto al uso de bentonita, al igual que en el uso de aditivos inhibidores de corrosión. 19. El producto B, desde el punto de vista económico supondría una disminución de costos en el uso de aditivos densificantes convencionales como el carbonato de calcio o la barita.
196
RECOMENDACIONES Estudiar la capacidad del producto B como agente densificante en fluidos base aceite y agua salada. Evaluar el uso del producto A como aditivo inhibidor de corrosión en formaciones con contenido de gases ácidos. Evaluar el uso del producto B como aditivo densificante en fluidos de perforación en pozos pilotos y observar su comportamiento. Experimentar con el producto A en la formulación de fluidos viscoelásticos, poliméricos y lignosulfonato como agente inhibidor de gases ácidos. Realizar un estudio del producto B a diferentes densidades en los fluidos viscoelásticos, poliméricos y de lignosulfonato, con el fin de establecer un análisis del comportamiento de las propiedades tanto reológicas como tixotrópicas ante el aumento de la cantidad de sólidos del producto B. Realizar un estudio de los fluidos no convencionales contaminados utilizando aditivos de tratamiento de fluidos de perforación, para así evaluar si estos son compatibles con el fluido propuesto y permiten mejorar las propiedades afectadas. Evaluar el comportamiento del fluido nativo A y fluidos nativos densificados con producto B ante contaminaciones con yeso y cal. Proponer la implementación del reactor de alta presión y alta temperatura en las prácticas del laboratorio de fluidos de perforación con el fin de evaluar el comportamiento de los diferentes fluidos estudiados ante la contaminación con gases ácidos.
197
BIBLIOGRAFIA 1. Álvarez, C. “Estudio experimental para el endulzamiento del gas natural en la estación de flujo El Carito, Estado Monagas”. Tesis de Grado, Departamento de Química, Universidad de Oriente, Puerto La Cruz, Venezuela. Agosto (2010). 2. Torres, L. “Formulación de un sistema de fluido de perforación a base de agua y glicol resistente a rangos elevados de temperatura”. Tesis de Grado, Departamento de Petróleo, Universidad de Oriente, Puerto La Cruz, Venezuela. Febrero (2008).
3. Bermúdez, L. “Caracterización de las arcillas cementantes de las arenas productoras pertenecientes al Campo Guario del Distrito de Producción de Gas Anaco”. Tesis de Grado, Departamento de Petróleo, Universidad de Oriente, Puerto La Cruz, Venezuela. Marzo (2008). 4. Instituto Americano del Petróleo. “Manual de Fluidos de Perforación”. Dallas, Texas. (2001). 5. Salas, Roberto. “Fluidos de Perforación”, Universidad de Oriente. Anzoátegui, Venezuela (2000). 6. Baroid. "Manual de Fluidos Baroid", Houston, Texas (2002). 7. M-I DRILLING FLUIDS. “Manual M-I drilling fluids engineering”. Houston, USA (2000).
8. PDVSA CIED. “Fluidos de Perforación”, Maracaibo, Venezuela (2002).
198
9. Museo Geológico Virtual de Venezuela. PDVSA – Intevep. Disponible en: [http://www.pdv.com/lexico/museo/mineralesm].
199
APENDICE A Procedimiento Experimental 1.
Determinar la densidad y gravedad especifica.
Para el cálculo de la gravedad específica, se utilizó el principio de Arquímedes, el cual establece “Un cuerpo total o parcialmente sumergido en un fluido en
reposo,
recibe
un empuje de
abajo
hacia
arriba
igual
al peso del volumen del fluido que desaloja”. Partiendo de este principio se realizó el siguiente procedimiento experimental para el cálculo de la densidad:
1.
llenar un volumen determinado de agua en un cilindro graduado de 25 ml
2.
Pesar una muestra de solido en la balanza digital.
3.
Colocar la muestra de sólidos en el cilindro y se toma la lectura del volumen desplazado.
4.
Calcular la densidad del solido con la siguiente fórmula:
𝜌=
𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎 (𝑔𝑟𝑎𝑚𝑜𝑠) 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 − 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 (𝑐𝑐)
(1)
Los primeros 4 pasos se repiten con 10 muestras con distintos pesos y distintos volúmenes para luego calcular la densidad a través de un promedio ponderado: 𝜌𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 =
5.
𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑛𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎𝑠
(2)
Calcular la gravedad especifica o densidad relativa utiliza la siguiente fórmula:
𝛾𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 =
𝜌𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 200
𝑝𝑎𝑡𝑟𝑜𝑛
(3)
2.
Determinar propiedades reológicas y tixotrópicas.
Las propiedades reológicas y tixotrópicas se mide mediante la utilización del viscosímetro FANN (Figura A.1) el cual está compuesto por una plomada y un cilindro que proporciona movimiento giratorio a la muestra en estudio en velocidades de 600, 300, 200, 100, 6 y 3 rpm. El procedimiento a realizar para la obtención de las propiedades reológicas es el siguiente:
1. Colocar la muestra de fluido agitada en el vaso y sumergir el cilindro del rotor hasta la línea de aforo que se encuentra grabada en el exterior del rotor. 2. Poner en marcha el rotor a una velocidad de 600 rpm y esperar hasta obtener una lectura constante en el dial, anotar el valor correspondiente. 3. Levantar el botón que acciona la caja de velocidades para cambiar la velocidad a 300 rpm. Registrar la lectura del dial, una vez que se haya estabilizado. 4. La viscosidad aparente en centipoise se determina al dividir la lectura de 600 RPM por dos. 5. La viscosidad plástica en centipoise se determina mediante la diferencia entre las lecturas a 600 y a 300 rpm. 6. El punto Cedente en lbs / 100pie2 es igual a la lectura a 300 rpm menos la viscosidad plástica. Para la obtención de la tixotropía o fuerza gel: 1.
Agitar la muestra a una velocidad de 600 rpm por pocos segundos y luego dejar en reposo por 10 segundos. Luego se hace girar el rotor a una velocidad de 3 rpm para producir una nueva lectura. La lectura máxima es la resistencia al gel de 10 seg en lb/pie2.
201
2.
Agitar la muestra nuevamente a máxima velocidad por pocos segundos y luego dejarla en reposo por 10 minutos. La medición se hace exactamente como la de 10 segundos y se registra como la resistencia al gel de 10 minutos en lbs/pie2.
Figura A.1. Viscosímetro FANN. [Fuente Propia] 3.
Determinación de la densidad
La densidad de los fluidos de perforación se mide con la balanza de lodos (figura A.2), cuya medición se lleva a cabo bajo el siguiente procedimiento: 1. Llenar la taza de la balanza con fluido y taparla, permitiendo que el exceso de fluido salga por el orificio de la tapa. 2. Tapar el orificio con el dedo. 3. Lavar la balanza y colocarla sobre el soporte. 4. Correr el cursor a lo largo del brazo hasta lograr el equilibrio de la balanza. 5. Por último se lee la densidad.
202
Figura A.2. Balanza de lodos. [Fuente Propia] 4.
Utilización del reactor de alta presión y alta temperatura.
La neutralización de las muestras se llevan a cabo en el reactor de alta presión y alta temperatura (figura A.3) siguiendo el procedimiento experimental descrito a continuación:
1. Chequear que todas las válvulas de presión estén cerradas, así como la de la bombona de gas. 2. Quitar la tapa del cilindro del reactor, esta tapa está compuesta por un rotor y un conjunto de válvulas controladoras de presión, en ella se encuentra la entrada y salida de la corriente de gas (Figura 3.6). 3. Colocar la mezcla en el cilindro del reactor, preferiblemente una cantidad superior a 300 ml para que pueda tener o con el rotor de la tapa del cilindro, también se recomienda que no se coloquen cantidades superiores a 1000 ml. 4. Colocar la tapa del cilindro, verificando minuciosamente que esta tenga la caída correcta. 5. Ajustar el cilindro del reactor a través de las abrazaderas que lo componen. 6. Conectar los tubos de entrada y salida de gas con la tapa del reactor.
203
7. Conectar el brazo del rotor con la tapa, con el fin de proporcionar durante la corrida energía cinética rotacional. 8. Abrir las válvulas de entrada y salida del gas, así como la válvula de la bombona de gas. 9. Regular la presión del gas hasta la deseada. 10. Al finalizar el proceso, cerrar la bombona de gas para retirar los tubos de entrada y salida. 11. Quitar la tapa del cilindro y retirar la muestra en estudio.
Figura A.3. Diagrama del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR).[Fuente Propia]
204
Figura A.4. Diagrama del cabezal del cilindro del reactor de alta presión y alta temperatura (PARR). [Fuente Propia] 5.
Estudio de las pérdidas de filtrado y revoque.
Para el estudio de filtración de los diferentes fluidos se utilizó el filtro prensa API de baja presión y baja temperatura (Figura A.5). Normalmente, la prueba de baja temperatura, baja presión se llama “prueba de filtración de API”. El procedimiento de filtración de API es realizado durante 30 minutos a temperatura ambiente con una presión diferencial de 100 psi a través del papel filtro. La realización de este experimento se lleva a cabo cumpliendo el siguiente procedimiento experimental:
1.
Sacar todo el conjunto de filtro-prensa, interior y exterior. Armar la tapa inferior y la celda, asegúrese que la empacadura, la malla y el papel de filtro estén colocados correctamente.
2.
Llenar la celda con lodo hasta 1 cm debajo del borde. Luego se coloca el conjunto en la base o marco del filtro prensa.
3.
Revisar la empacadura en la tapa superior y luego proceder a apretar el tornillo T lo suficiente para impedir la perdida de presión.
4.
Colocar un cilindro graduado y seco debajo del tubo de drenaje para recoger el filtrado.
205
5.
Cerrar la válvula de purga y aplicar una presión de 100lpc.
6.
Luego de 30 minutos cortar la fuente de presión y purgar el recipiente; leer el volumen de agua en el cilindro graduado y anotar el mismo en cc como perdida de agua API. Anotar la temperatura del lodo al comienzo de la prueba.
7.
Desenroscar el tornillo T y quitar el conjunto de la base. Asegúrese primero que se haya liberado toda la presión. Desarmar el conjunto, descartar el lodo con mucho cuidado para salvar el papel filtro con un mínimo daño al revoque. Lavar el revoque depositado con una corriente suave de agua.
8.
Se mide el espesor del revoque con la ayuda de la aguja VICAT, como se observa en la figura A.5
1
2
Figura A.5 (1) Filtro Prensa API; (2) Aguja VICAT. [Fuente Propia]
206
APENDICE B Muestra de cálculos 1.
Obtención de la densidad y gravedad
La muestra de cálculo será realizada para la muestra 1; como es sabido, el mismo procedimiento se aplica para el resto de muestras.
Se inicia con el cálculo de la densidad por medio de la ecuación 1 del apéndice A
𝜌=
0.2925 = 1.4625 𝑔𝑟/𝑐𝑐 12.6 − 12.4
Una vez conocido la densidad para las diferentes muestras se procede a cálculo de la densidad promedio usando la ecuación 2 del apéndice A:
𝜌𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 =
1.4625 + 1.866 + 1.7005 + 1.715 + 1.541 + 2.369 + 2.1654 + 2.963 + 1.8435 + 1.684 10
𝜌𝑝𝑎𝑠𝑖𝑣𝑜 = 1.94899
𝑔𝑟 𝑐𝑐
Por último, se calcula la gravedad específica del producto A, utilizando como fluido patrón el agua (ecuación 3 del apéndice A):
𝛾𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜
𝐴
𝑔𝑟 1.94899 𝑐𝑐 = = 1.94899 𝑔𝑟 1 𝑐𝑐
207
2.
Balance de masa para la formulación de fluidos de perforación
Fluido Nativo A
Formulación del fluido nativo A en un volumen de un barril con porcentaje de 8.3 % de peso en sólidos. Datos a utilizar en las suspensiones 𝜌𝑤 = 8.33
𝐿𝑏 𝑔𝑎𝑙
𝛾𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 = 1.949 Tabla B.1. Datos para la formulación de un barril de fluido nativo A Nativo A Sólidos (%)
8.38
Bentonita (%)
6.29
Peso de Bentonita (gr)
22.9346
Peso del producto A (gr)
7.6063
Densidad (lb / gal)
8.7
Calculo de la densidad de los aditivos 𝜌𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 = 𝛾𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 ∗ 𝜌𝑤 𝜌𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 = 1.9 ∗ 8.33 = 16.235 𝐿𝑏/𝑔𝑎𝑙 𝜌𝑏 = 𝛾𝑏𝑒𝑛𝑡𝑜𝑛𝑖𝑡𝑎 ∗ 𝜌𝑤 𝜌𝑏 = 2.3 ∗ 8.33 = 19.16 𝐿𝑏/𝑔𝑎𝑙 Conversión de unidades 𝑉𝑓 = 1 𝑏𝑙𝑠 ∗
42 𝑔𝑎𝑙 = 42 𝑔𝑎𝑙 1 𝑏𝑙
Ecuaciones a utilizar 𝑊𝑤 + 𝑊𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 = 𝜌𝑓 ∗ 𝑉𝑓
208
𝐸𝑐. 1
𝑉𝑤 + 𝑉𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 = 𝑉𝑓 𝑋=
𝑊𝑎 ∗ 100% 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤
𝐸𝑐. 2 𝐸𝑐. 3
Determinar las variables necesarias 𝑋 ∗ 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤 = 100 ∗ 𝑊𝑎 8,3 ∗ 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤 = 100 ∗ 𝑊𝑎 8,3 ∗ 𝑊𝑤 = 91,7 ∗ 𝑊𝑏𝑒𝑛𝑡𝑜𝑛𝑖𝑡𝑎 + 𝑊𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝐴 8,3 ∗ 𝜌𝑊 ∗ 𝑉𝑤 = 91,7 ∗ 22,9346 + 7,6063 8,3 ∗ 8.33 ∗ 𝑉𝑤 = 91,7 ∗ 30,541 𝑉𝑤 = 40,507 𝑔𝑎𝑙 40,507 + 𝑉𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 = 42 𝑉𝑠𝑜𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 = 1,4932 𝑔𝑎𝑙 Se calcula el volumen de agua 𝑉𝑤 = 40,507 𝑔𝑎𝑙 ∗
350𝑐𝑐 = 337,558 𝑐𝑐 42𝑔𝑎𝑙
Por último se calcula la densidad del fluido, con la ecuación 1 8.33 ∗ 40,507 + 30,541 = 𝜌𝑓 ∗ 42 𝜌𝑛𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜
𝐴
= 8.76 𝐿𝑏/𝑔𝑎𝑙
Fluido Nativo Convencional densificado con el Producto B
Formulación de un fluido nativo convencional de 7 % en peso de bentonita densificado a 9,5 lpg con el producto B. Ecuaciones a utilizar 𝜌𝑖 ∗ 𝑉𝑖 + 𝜌𝑑 ∗ 𝑉𝑑 = 𝜌𝑓 ∗ 𝑉𝑓
209
𝐸𝑐. 4
𝑉𝑖 + 𝑉𝑑 = 𝑉𝑓
𝐸𝑐. 5
Determinar las variables necesarias para la elaboración de la practica 𝑋 ∗ 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤 = 100 ∗ 𝑊𝑎 7 ∗ 𝑊𝑎 + 𝑊𝑤 = 100 ∗ 𝑊𝑎 7 ∗ 𝑊𝑤 = 93 ∗ 𝑊𝑎 7 ∗ 8.33 ∗ 𝑉𝑤 = 93 ∗ 19.16 ∗ 𝑉𝑎 𝑉𝑤 = 30.557 ∗ 𝑉𝑎 Se sustituye la ecuación 6 en la ecuación 2 30.557 ∗ 𝑉𝑎 + 𝑉𝑎 = 𝑉𝑓 31.557 ∗ 𝑉𝑎 = 42 𝑔𝑎𝑙 𝑉𝑎 = 1.331 𝑔𝑎𝑙 Se calcula el volumen de agua con la ecuación 6 𝑉𝑤 = 30.557 ∗ 1.331 𝑉𝑤 = 40,6713 𝑔𝑎𝑙 ∗
350𝑐𝑐 = 340 𝑐𝑐 42𝑔𝑎𝑙
Se calcula el peso de la arcilla 𝑊𝑎 = 19.16 ∗ 1,331 = 25.5 𝐿𝑏 Por último se calcula la densidad del fluido, con la ecuación 1 8.33 ∗ 40,6713 + 19.16 ∗ 1,331 = 𝜌𝑓 ∗ 42 𝜌𝑓 = 8.667 𝐿𝑏/𝑔𝑎𝑙
210
𝐸𝑐. 6
o
Producto B
Se calcula el peso del lodo a densificar, con un volumen de 1 Barril 𝑊𝑖 = 8.667 ∗ 42 𝑔𝑎𝑙 𝑊𝑖 = 364.14 𝐿𝑏 Se calcula el volumen del densificante con la ecuación 5 42 + 𝑉𝑑 = 𝑉𝑓 𝑉𝑑 = 𝑉𝑓 − 42
𝐸𝑐. 7
Se sustituye la ecuación 7 en la ecuación 5, con el fin de conocer el volumen del fluido densificado, sabiendo que la densidad deseada del fluido es de 9.5 lpg 364.14 + 21.658 ∗ 𝑉𝑓 − 42 = 9.5 ∗ 𝑉𝑓 364.14 + 21.658 ∗ 𝑉𝑓 − 909.636 = 9.5 ∗ 𝑉𝑓 12.158 ∗ 𝑉𝑓 = 545.496 𝑉𝑓 = 44.867 𝑔𝑎𝑙 Se calcula el volumen de densificante con la ecuación 10 𝑉𝑑 = 44.867 − 42 𝑉𝑑 = 2.867 𝑔𝑎𝑙 Y por último se calcula el peso necesario de densificante para obtener la densidad de 9,5 lpg 𝑊𝑑 = 21.658
𝑙𝑏 ∗ 2.867 𝑔𝑎𝑙 𝑔𝑎𝑙
𝑊𝑑 = 62.093 𝑙𝑏
211
Este procedimiento se aplicó para las densidades de 9, 9.2, 9.3, 9.7 y 10 lpg utilizando como densificantes el producto B, carbonato de calcio y barita, en la tabla B.1 se observa la cantidad en gramos a agregar para cada densificante para un barril de fluido nativo convencional.
Tabla B.2. Peso de Producto B, carbonato de calcio y barita para diferentes densidades, utilizados en la formulación de fluidos de perforación.
ρ deseada (Lpg) 8.9 9 9.2 9.3 9.5 9.7 10
Lodo Bentonita 7% W producto B (gr) W CaCO3 (gr) 16.399 16.399 23.715 23.715 38.699 38.699 46.372 46.372 62.099 62.099 78.351 78.351 103.776 103.776
W Barita (gr) 12.854 18.511 29.953 35.739 47.443 59.326 77.495
Fluido Viscoelástico
Se preparó 1 barril de fluido de perforación de tipo viscoelástico densificado con carbonato de calcio y otro barril densificado con el producto B. A continuación se muestra el procedimiento de cálculo para la formulación de un barril de sistema Viscoelástico, partiendo de las concentraciones de los aditivos descritas en la tabla 3.2:
Agua Fresca: Vw = 331 WW =
cc × 1 bbl = 331 cc bbl
331 cc × 42 gal × 8.33 lpg = 330.87 lbs 350 cc
212
Barazan: WBarazan = 1.5
PAC L: WPAC L = 5
lbs × 1 bbl = 5 lb bbl
KOH: WKOH = 0.15
lb ∗ 1 bbl = 1.5 Lb bbl
lbs × 1 bbl = 0.15 lbs bbl
Aldacide: VAldacide = 0.5
cc ∗ 1 bbl = 0.5 cc bbl
Gravedad especifica del Aldacide= 0.985 lpg 𝑊𝐴𝑙𝑑𝑎𝑐𝑖𝑑𝑒 = 0.985 ∗ 8,33
𝑙𝑏 1𝑏𝑏𝑙 42𝑔𝑎𝑙 ∗ 0.5 𝑐𝑐 ∗ ∗ = 0.46 𝑙𝑏𝑠. 𝑔𝑎𝑙 350𝑐𝑐 1𝑏𝑏𝑙
Carbonato de Calcio: WCaCO 3 = 50
lbs × 1bbl = 50 lbs bbl
Producto B: Wproducto
B
= 50
lbs × 1bbl = 50 lbs bbl
Balance de Masa: 𝜌𝐿 × 𝑉𝐿 =
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 + 𝜌𝑊 × 𝑉𝑊
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 = 𝑊𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜
𝜌𝐿 =
330.87 + 1.5 + 5 + 0.15 + 0.49 + 50 𝑙𝑏𝑠 = 9.2 𝑙𝑝𝑔 42 𝑔𝑎𝑙
213
𝐸𝑐. 8
Esta densidad calculada será la tendrá tanto el barril de este tipo de fluido densificado con carbonato de calcio como el barril de fluido densificado con el producto B, ya que como se describió a lo largo de este trabajo de investigación ambos productos poseen una densidad relativa similar.
Fluido Polimérico
Se preparó 1 barril de fluido de perforación de tipo polimérico densificado con carbonato de calcio y otro barril densificado con el producto B. A continuación se muestra el procedimiento de cálculo para la formulación de un barril de sistema polimérico, partiendo de las concentraciones de los aditivos descritas en la tabla 3.3:
Agua Fresca: Vw = 310 WW =
cc × 1 bbl = 310 cc bbl
310 cc × 42 gal × 8.33 lpg = 309.876 lbs 350 cc
KCl: WKCl = 15
lb ∗ 1 bbl = 15 Lb bbl
Duo-Vis: WPAC L = 1.3
KOH: WKOH = 0.15
lbs × 1 bbl = 1.3 lb bbl
lbs × 1 bbl = 0.15 lbs bbl
New-Trol: WNew −Trol = 5
lbs ∗ 1 bbl = 5 lbs bbl
214
Carbonato de Calcio: WCaCO 3 = 80
Lube-167: VLube = 0.5
lbs × 1 bbl = 80 lbs bbl cc ∗ 1bbl = 0.5 cc bbl
Gravedad especifica del lube-167= 0.985 lpg 𝑊𝑙𝑢𝑏𝑒 = 0.985 ∗ 8,33
𝑙𝑏 1𝑏𝑏𝑙 42𝑔𝑎𝑙 ∗ 0.5 𝑐𝑐 ∗ ∗ = 0.46 𝑙𝑏𝑠. 𝑔𝑎𝑙 350𝑐𝑐 1𝑏𝑏𝑙
Balance de Masa: 𝜌𝐿 × 𝑉𝐿 =
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 + 𝜌𝑊 × 𝑉𝑊
𝐸𝑐. 8
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 = 𝑊𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜
𝜌𝐿 =
309.88 + 15 + 1.3 + 0.15 + 5 + 0.46 + 80 𝑙𝑏𝑠 = 9.81 𝑙𝑝𝑔 42 𝑔𝑎𝑙
Esta densidad calculada será la tendrá tanto el barril de este tipo de fluido densificado con carbonato de calcio como el barril de fluido densificado con el producto B, ya que como se describió a lo largo de este trabajo de investigación ambos productos poseen una densidad relativa similar.
Fluido Lignosulfonato
Se preparó 1 barril de fluido de perforación de tipo de lignosulfonato densificado con carbonato de calcio y otro barril densificado con el producto B. A continuación se muestra el procedimiento de cálculo para la formulación de un barril de sistema de lignosulfonato, partiendo de las concentraciones de los aditivos descritas en la tabla 3.4:
215
Agua Fresca: Vw = 186 WW =
cc × 1 bbl = 186 cc bbl
186 cc × 42 gal × 8.33 lpg = 185.93 lbs 350 cc
M-I Gel pre hidratada: VM−I = 136
cc ∗ 1 bbl = 136 cc bbl
Densidad del M-I gel= 8,6 lpg 𝑙𝑏 1𝑏𝑏𝑙 42𝑔𝑎𝑙 𝑊𝐴 = 8,6 ∗ 136 𝑐𝑐 ∗ ∗ = 140.35 𝑙𝑏𝑠 𝑔𝑎𝑙 350𝑐𝑐 1𝑏𝑏𝑙 NaOH: WNaOH = 0.75
Spersene: WSpersene
lbs × 1 bbl = 0.75 lb bbl
CF
=8
Tannathin: WTannathin = 4
lbs × 1 bbl = 1 lbs bbl
Carbonato de calcio: WBarita = 75
lbs × 1 bbl = 4 lbs bbl
Pac-R: WPac −R = 1
lbs × 1 bbl = 8 lbs bbl
lbs × 1 bbl = 75 lbs bbl
Producto B: Wproducto
B
= 50
lbs × 1bbl = 50 lbs bbl
216
Balance de Masa:
𝜌𝐿 × 𝑉𝐿 =
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 + 𝜌𝑊 × 𝑉𝑊
𝐸𝑐. 8
𝜌𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 × 𝑉𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜 = 𝑊𝑎𝑑𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜
𝜌𝐿 =
0.75 + 8 + 4 + 1 + 75 + 140.35 + 185.93 𝑙𝑏𝑠 = 9.88 𝑙𝑝𝑔 42 𝑔𝑎𝑙
Esta densidad calculada será la tendrá tanto el barril de este tipo de fluido densificado con carbonato de calcio como el barril de fluido densificado con el producto B, ya que como se describió a lo largo de este trabajo de investigación ambos productos poseen una densidad relativa similar. 3.
Calculo de los PPM de CO2 presentes en fluido.
Viscosidad del CO2
Teoría Cinética De Chapman-Enskog
La “teoría cinética de los gases” fue desarrollada de forma independiente por Sydney Chapman y David Enskog entre 1910 y 1920. A partir de esta teoría, es posible obtener predicciones para la viscosidad, la conductividad térmica y la difusividad en un gas. El modelo de gas ideal es adecuado para describir un gas a temperaturas suficientemente altas o presiones suficientemente bajas. Una suposición de este modelo es que el gas está formado por partículas que no ejercen ninguna fuerza entre sí. Sin embargo, las moléculas en un gas real experimentan fuerzas que son de atracción o de repulsión, según la distancia entre ellas. En el caso de la viscosidad, la teoría cinética de los gases predice la siguiente ecuación para la viscosidad de un gas a baja presión:
217
𝜇 = 2,6693𝑥10−6 ∗
𝑀 ∗ 𝑇 0.5 𝜍 2 ∗ 𝛺𝜇
𝐸𝑐. 9
Donde: M es peso molecular del gas en gramos /mol. T: temperatura del gas en ° K. σ: diámetro de colisión en A. Ωμ: integral de colisión. Además es importante mencionar que σ (diámetro de colisión) y ε (energía característica, que suele emplearse dividida entre la constante de Boltzmann κ) son parámetros específicos del gas (Tabla B.3). Tabla B.3. Parámetros de Lennard-Jones
𝜍 = 3.941 𝐴 𝜀 = 195.2 𝐾 𝑘
218
La integral de colisión Ωμ (Tabla 2) se puede consultar tabulada en función de la temperatura adimensional T *, definida como: 𝑇 𝑇∗ = 𝜀 𝑘 294 °𝐾 𝑇∗ = = 1.50614 195.2 °𝐾 Posteriormente se realiza una interpolación en la parte seleccionada en rojo en la tabla B.4, con el fin de hallar la integral de colisión.
Tabla B.4. Integral de Colision (Lennard-Jones)
𝛺𝜇 = 1.3170 𝜇𝐶𝑂2 = 2,669𝑥10−6 ∗
𝑔𝑟 ∗ 294 (°𝐾) 𝑚𝑜𝑙 3.941 2 (𝐴) ∗ 1.3170
44.01
0.5
𝜇𝐶𝑂2 = 0.01484 𝑐𝑝𝑠
219
= 14.84𝑋10−6 𝑃𝑎 ∗ 𝑠𝑒𝑔
Método De Stiel Y Thodos 1
𝜇 = 9.91𝑥10−8 ∗
2
𝑁 ∗ 𝑀2 ∗ 𝑃𝑐 3
𝐸𝑐. 10
1 𝑇𝑐 6
Donde: M: Peso Molecular del gas, gr/mol Pc: Presion critica del gas, bar Tc: Temperatura critica del gas, ° K N es aquí una función de la temperatura reducida: 𝑁 = 3.4 ∗ 𝑇𝑟 0.94
𝑇𝑟 ≤ 1.5
𝑁 = 1.778 ∗ 4.58 ∗ 𝑇𝑟 − 1.67
0.625
𝑇𝑟 > 1.5
Este método fue originalmente desarrollado para hidrocarburos puros, pero se puede emplear para otros gases no hidrocarburos excepto el hidrógeno.
Calculo de la Temperatura y presión pseudoreducidas: 𝑇 530 °𝑅 = = 0.9673 𝑇𝑐 547.9 °𝑅 𝑃 114,7 𝑙𝑝𝑐𝑎 𝑃𝑟 = = = 0.1074 𝑃𝑐 1071 𝑙𝑝𝑐𝑎 𝑇𝑟 =
Ya que Tr < 1.5, se aplica la siguiente ecuación: 𝑁 = 3.4 ∗ 0.96730.94 = 3.2954 Pc = 1071 lpca = 77.84 bar Tc=547.9 °R = 304 ° K 1
𝜇𝐶𝑂2 = 9.91𝑥10−8 ∗
2
3.2954 ∗ 44.012 ∗ 77.843 1
3046
220
= 0.00001523 𝑃𝑎. 𝑠𝑒𝑔 = 0.01523 𝑐𝑝𝑠
Viscosidad de gases puros a alta presión
o
Diagrama de viscosidad reducida
No existe un valor específico de presión a partir del cual se considere "alta". Normalmente los métodos para gases a baja presión comienzan a mostrar desviaciones significativas a presiones de 10 atm o mayores.
Con base en el principio de estados correspondientes, es posible relacionar la viscosidad reducida con la temperatura y presión reducidas.
Con las temperaturas y presión reducidas ya calculadas se entra en la figura 1, y se choca en el eje de las ordenadas y así obtener la viscosidad reducida:
Figura B.1. Diagrama de Viscosidad reducida
221
Pocas veces se cuenta con datos de la viscosidad en el punto crítico; algunos valores se presentan en la Tabla B.5.
Tabla B.5. Viscosidad en el punto crítico (micropoise)
𝜇 = 𝜇𝑟 ∗ 𝜇𝑐 = 0.44 ∗ 343 𝑚𝑖𝑐𝑟𝑜𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒 = 150.92 𝑚𝑖𝑐𝑟𝑜𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒 𝜇𝐶𝑂2 = 0.015092 𝑐𝑝𝑠 Ya que no existe una diferencia considerable en los tres valores de viscosidad obtenidas por las distintas correlaciones, se realizara un promedio y el valor obtenido se tomara para el cálculo de los ppm de CO2
𝜇𝐶𝑂2 =
0.01484 + 0.01523 + 0.015092 = 0.015054 𝑐𝑝𝑠 3
222
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 =
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 =
𝜇 (𝑐𝑝𝑠) 𝑔𝑟 𝜌 𝑐𝑐 ∗ 𝐿 (𝑐𝑚)
0.015054 = 0.03902 𝑐𝑚/𝑠𝑒𝑔 0.001842 ∗ 210
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠
𝑐𝑚 ∗ 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑐𝑚2 𝑠𝑒𝑔
𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 = 0.039015 ∗ 𝜋 ∗ 0.15
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 = 0.002758
𝐸𝑐. 11
2
𝐸𝑐. 12
= 0.002758 𝑐𝑚3 /𝑠𝑒𝑔
𝑐𝑚3 ∗ 3600 𝑠𝑒𝑔 = 9.9288 𝑐𝑚3 = 0,009928 𝑙𝑖𝑡𝑟𝑜 𝑠𝑒𝑔
A continuación se muestra una tabla resumen (tabla B.6), con los datos de presión, temperatura, volumen y peso molecular de CO 2 así como su constante de gas ideal, estos datos se muestran tanto en el sistema internacional como en el sistema ingles:
Tabla B.6. Tabla de datos CO2 Sistema
Sistema
Internacional
Ingles
Volumen de CO2 introducido (litros – Ft3)
0.009928
0.0004
Temperatura (°K - ° F)
294.261
70
Presión (Kpa - psi)
689.48
100
Peso Molecular del CO2
44.01
44.01
Constante del Gas (KJ/kmol °K - psia ft3/lbmol °R)
8.314
10.73
Factor de Compresibilidad
0.96
0.96
223
Ley de los Gases Ideales: 𝑚=
𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 =
𝑃 ∗ 𝑉 ∗ 𝑃𝑀 𝑅∗𝑇∗𝑍
𝐸𝑐. 13
689.48 ∗ 0.009928 ∗ 44.01 = 0.12314 gr de CO2 0.1889 ∗ 294.261 ∗ 096
𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 + 𝑚𝑎𝑠𝑎 de CO2
𝐸𝑐. 14
𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1000 + 0.12314 = 1000.0123 gramos
PPM de CO2 𝑃𝑃𝑀 𝐷𝐸 𝐶𝑂2 =
𝑃𝑃𝑀 𝐷𝐸 𝐶𝑂2 =
𝑚𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 𝑥10−6 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝐸𝑐. 15
0.12314 gr 𝑥10−6 = 124 𝑃𝑃𝑀 𝑑𝑒 𝐶𝑂2 1000.0123 gr
Este procedimiento se repitió para calcular los ppm de CO 2 presentes en el fluido nativo A y el fluido nativo A densificado, los resultados se observa en la tabla B.7. Tabla B.7. Calculo de los ppm CO2
Masa del fluido (gr) Tiempo de Corrida (min) Volumen de CO2 (litro) Masa de CO2 (gr) PPM de CO2
Fluido Endulzante (Agua + producto A) 1000.00
Fluido Nativo A 1054.47
Fluido Nativo A densificado 1138.35
60
15
15
0.0099 0.1232 124
0.0025 0.0308 29
0.0025 0.0308 27
224
APENDICE C Cotización de aditivos para la formulación de fluidos de perforación.
Figura C.1. Costos de aditivos suministrado por PDVSA Suministros Petroleros S.A
225
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
TÍTULO
EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES ADITIVOS NO CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE - NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
SUBTÍTULO
AUTOR (ES): APELLIDOS Y NOMBRES ZAMORA S.; JUAN A. VÁSQUEZ N.; ARTURO J.
CÓDIGO CVLAC / E MAIL CVLAC: V-23468094 E MAIL: [email protected] CVLAC: E MAIL: CVLAC: E MAIL:
PALÁBRAS O FRASES CLAVES: Fluidos, perforación, aditivos, lodos, petróleo, corrosión, densificante, aditivos.
226
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: ÀREA ESCUELA DE INGENIERIA Y CIENCIAS APLICADAS
SUBÀREA INGENIERÍA DE PETROLEO
RESUMEN (ABSTRACT): Con el fin de buscar la innovación en las operaciones de perforación se buscó evaluar la aplicabilidad de dos aditivos no convencionales en la perforación conocidos como producto A y producto B. El producto A debido a que representaba originalmente la fase dispersa de un fluido endulzante inicialmente se le determinó su densidad relativa, luego se formularon concentraciones 3, 5, 7 y 9 % en peso del producto A con el fin de evaluar su uso como viscosificante, finalmente se definió un nuevo fluido conocido como fluido nativo A que es capaz de ahorrar en un 10 % el uso de bentonita. Adicionalmente este fluido fue sometido a una corriente de CO 2 con el fin de evaluar si el producto A como aditivo en el fluido nativo A es capaz de actuar como un secuestrante anticorrosivo ante formaciones con contenido de CO 2 observándose que el fluido mantiene buenas propiedades reológicas sin cambios en densidad y sin grandes variaciones en la perdida de filtrado. Para el caso del producto B por su alta densidad relativa se buscó su aplicabilidad como aditivo densificante por lo que se formularon fluidos de 7 % en peso de bentonita y se densificaron a 8.9, 9, 9.2, 9.3, 9.5, 9.7, 10 lpg con el producto B con el fin de evaluar sus propiedades reológicas y volúmenes de filtrado estableciendo una comparación con densificantes comerciales como carbonato de calcio y barita, y se pudo observar que los fluidos densificados con el producto B aportaba mejores propiedades reológicas así como menores perdidas de filtrado en comparación con los fluidos convencionales. Este mismo comportamiento se observo cuando el producto B fue evaluado como densificante en fluidos de lignosulfonato, viscoelásticos y poliméricos. Adicionalmente se contaminaron estos fluidos con sal y cemento, observándose que las propiedades fisicoquímicas de los fluidos formulados con los aditivos propuestos son mejores que los fluidos formulados con aditivos convencionales. Por último se realizó un análisis económico entre los aditivos propuestos en este trabajo de grado y aditivos comerciales.
227
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO: CONTRIBUIDORES: APELLIDOS Y NOMBRES
ROL / CÓDIGO CVLAC / E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL ROL CVLAC: E_MAIL E_MAIL
GUERRA, OLY
ACOSTA, FELIX
URICARE, JAIRO
FECHA DE DISCUSIÓN Y APROBACIÓN:
2017 AÑO
04 MES
04 DÍA
LENGUAJE. SPA
228
CA
AS
TU (X)
JU
[email protected] CA
AS
TU
JU (X)
[email protected] CA
AS
TU
JU (X)
CA
AS
TU
JU
CA
AS
TU
JU
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
ARCHIVO (S): NOMBRE DE ARCHIVO TIPO MIME TESIS.EVALUACIÓN DEL USO DE DIFERENTES . MS.word ADITIVOS NO CONVENCIONALES EN LA FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA EN EL LABORATORIO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DEL DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI.doc
ALCANCE ESPACIAL: TEMPORAL: TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO: INGENIERO DE PETROLEO NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO: PREGRADO ÁREA DE ESTUDIO: INGENIERÍA DE PETRÓLEO INSTITUCIÓN: UNIVERSIDAD DE ORIENTE / NÚCLEO ANZOÁTEGUI
229
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
230
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO:
DERECHOS De acuerdo al artículo 41 del reglamento de trabajos de grado (Vigente a partir del II Semestre 2009, según comunicación CU-034-2009) “Los Trabajos de grado son exclusiva propiedad de la Universidad de Oriente y solo podrán ser utilizadas a otros fines con el consentimiento del consejo de núcleo respectivo, quien lo participara al Consejo Universitario “
__________________________
_________________________
AUTOR JUAN A. ZAMORA S.
AUTOR ARTURO J. VÁSQUEZ N.
__________________________________ Ing. Oly Guerra Tutor Académico
__________________________
_________________________
Ing. Félix Acosta
Ing. Jairo Uricare
Jurado Principal
Jurado Principal
POR LA SUBCOMISION DE TESIS
231
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