República Bolivariana de Venezuela Instituto Universitario Politécnico “Santiago Marinó” Extensión Maturín Cátedra: Ingeniería Química Descripción del efecto de la adición del compuesto DRILL-TREAT como humectante en los fluidos de perforación en el taladro WDI-777, Ubicación en la localidad de Medina, pozo J-503, Municipio Maturín-Edo Monagas. Profesora: Integrantes: Ing. Ingrid Brito Cabeza Leidi, C.I: 19.037.810
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República Bolivariana de Venezuela
Instituto Universitario Politécnico “Santiago Marinó”
Extensión Maturín
Cátedra: Ingeniería Química
Descripción del efecto de la adición del compuesto
DRILL-TREAT como humectante en los fluidos de
perforación en el taladro WDI-777, Ubicación en la
localidad de Medina, pozo J-503, Municipio Maturín-
Edo Monagas.
Profesora: Integrantes:
Ing. Ingrid Brito Cabeza Leidi, C.I: 19.037.810
Díaz Jesús, C.I: 24.123.526
Martínez Richard, C.I: 18.174.148
Maturín, Julio 2014
Índice General
Pág.
Introducción 3
Planteamiento del Problema 4
Objetivo General 4
Objetivos Específicos 4
Justificación del Problema 5
Bases Teóricas 5
Fluidos de Perforación 5
Propiedades de los Fluidos de Perforación 6
Funciones de los Fluidos de Perforación 8
Reologia de los Fluidos de Perforación 10
Componentes de los Fluidos de Perforación 12
Aditivos químicos de los Fluidos de Perforación 12
Composición química del compuesto Dril-Treat 13
Que efecto tiene el compuesto Dril-Treat 13
Proceso de Estudio 20
Prueba Piloto 20
Como utilizar el humectante Dril-Treat 22
Conclusiones 23
Bibliografía 24
Anexos 25
Introducción
El petróleo, es el energético más importante en la historia de la humanidad, un
recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que
se consume en el mundo, es transformado por empresas especiales como Weatherfod
Latín América, S.A, una de las corporaciones de servicios petroleros más grandes e
importantes del mundo, se dedica a la explotación, producción, refinación, mercado y
transporte del mismo en Venezuela.
Los pozos petroleros son las fuentes primordiales del hidrocarburo, para tenerlo
en superficie y en uso se necesita de la perforación; la cual consta de taladrar el
subsuelo donde está ubicado el yacimiento hasta llegar a la arena productora. Los
fluidos de perforación han estado sometidos a continuos estudios para su mejoramiento
ante diferentes condiciones en las cuales se haya empleado, y así, obtener un óptimo
desempeño en formaciones que presenten altas presiones y elevadas temperaturas, y
ante la presencia de agentes contaminantes.
Los agentes humectantes forman parte de los aditivos que constituyen los fluidos
de perforación aplicados en el proceso de exploración petrolera, ayudando en el
transporte de ripios, acondicionando el área de perforación y minimizando los riesgos
de operación originados por las condiciones de presión y temperatura.
Esta investigación describirá los efectos de la adición del compuesto Dril-Treat
como humectante en los fluidos de la perforación en el taladro PDI-777, ubicado en la
locación dlj-496x-pozo J-503, en la comunidad de Potrerito municipio Maturín – Edo
Monagas.
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Planteamiento del problema
Durante la labor de perforación, existen numerosas actividades que se
desempeñan en conjunto para llevar a cabo el objetivo deseado. Uno de los trabajos es
seleccionar el fluido de perforación a utilizar durante el desarrollo de la misma, al
realizar esta labor son varios los fluidos usados, estos varían según las características
que presentan cada una de las formaciones que van hacer perforadas y a las diversas
condiciones que tiene que soportar el lodo, tales como las diferentes presiones y
temperaturas que se encuentran en el pozo a medida que se avanza en profundidad.
Este trabajo de investigación, describirá el efecto de la adición del compuesto
Dril-Treat como humectante en los fluidos de perforación en el taladro WDI-777,
Ubicación en la localidad de Potrerito, pozo J-501, Municipio Maturín-Edo Monagas,
sobre la base de la problemática mencionada se procederá, por medio de una prueba
piloto, como introducir cambios sustanciales en el fluido mediante la evaluación del
compuesto Dril Treat a diferentes concentraciones, cuya finalidad será comprobar la
concentración óptima en el fluido de perforación.
Objetivo general
Describir el efecto de la adición del compuesto DRILL-TREAT como humectante
en los fluidos de perforación en el taladro WDI-777, Ubicación en la localidad de
Potrerito, pozo J-501, Municipio Maturín-Edo Monagas.
Objetivos específicos
Revisión bibliográfica y documental del proceso de humectación en los fluidos
de perforación.
Verificación por observación directa del proceso de humectación en los fluidos
de perforación con el compuesto Dril-Treat.
Descripción del proceso de humectación con la adición del compuesto Dril-Treat
en los fluidos de perforación.
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Justificación de la Investigación
El uso de fluidos de perforación en la industria petrolera ha sido vital a lo largo de
la evolución de la perforación de pozos para la extracción de hidrocarburos. En este
sentido, lograr una mejor eficiencia en cuanto a la estabilización del hoyo y lubricación
de la mecha, generan mayor velocidad de penetración con mínimos daños a las
formaciones y buscan minimizar los problemas que interfieran en el proceso de
perforación, entre otros problemas operacionales que representan el día a día en la
perforación de pozos.
La importancia de esta investigación radica en describir el efecto de la adición del
compuesto Dril-Treat como humectante en los fluidos de perforación en el taladro WDI-
777, a fin de verificar mediante observación directa el proceso de humectación de los
sólidos en las operaciones de perforación.
Bases teóricas
Fluido de perforación
Según, Aguilar, M (2008), un fluido de perforación, es una mezcla de un solvente
(base) con aditivos o productos, que cumplen funciones físico-químicas específicas, de
acuerdo a las necesidades operativas de una formación a perforar. En el lenguaje de
campo, también es llamado Barro o Lodo de Perforación, según la terminología más
común en el lugar.
Los fluidos de perforación se componen de dos fases: líquida y sólida. Dentro de
la fase líquida se encuentra el fluido base agua, la cual puede ser dulce o salada, ya sea
saturada o parcialmente saturada y el fluido base aceite, el cual se subdivide en 100%
aceite, si la fase continua es menor a 5% de agua, o una emulsión inversa, si la fase
continua es mayor a 5% de agua. Dentro de la fase sólida se encuentran, los sólidos
inertes deseables, los cuales son agentes densificantes que se mantienen en suspensión y
no reaccionan con el fluido y los indeseables, que son sólidos perforados que se
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incorporan al fluido y no reaccionan con el mismo. También en la fase sólida, se
encuentran los reactivos, en donde se pueden hallar las arcillas comerciales y sólidos
hidratables perforados.
Propiedades de los fluidos de perforación
Las propiedades del fluido a mantener durante la perforación del pozo son:
Densidad: es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en
sitio los fluidos de las formaciones. La densidad se expresa por lo general en
lbs/gal, y es uno de los dos factores, de los cuales depende la presión hidrostática
ejercida por la columna de fluido. Durante la perforación de un pozo se trata de
mantener una presión hidrostática ligeramente mayor a la presión de la formación,
para evitar en lo posible una arremetida, lo cual dependerá de las características de
la formación.
Viscosidad API: es determinada con el Embudo de Marsh, y sirve para comparar
la fluidez de un líquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede
cierta importancia práctica aunque carece de base científica, y el único beneficio
que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formación en el espacio
anular, cuando el flujo es laminar. Por esta razón, generalmente no se toma en
consideración para el análisis riguroso de la tixotropía del fluido. Es
recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad embudo
más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de
gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado exhibe alta
viscosidad embudo.
Viscosidad plástica: es la viscosidad que resulta de la fricción entre sólidos,
sólidos y líquidos y, líquidos y líquidos. Esta viscosidad depende de la
concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes en el fluido, y se controla
con equipos mecánicos de control de sólidos. Este control es indispensable para
mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para obtener altas tasas de
penetración (ROP). Una baja viscosidad plástica aunada a un alto punto cedente
permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración.
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Punto cedente: es una medida de las fuerzas de atracción entre las partículas,
bajo condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido
una vez que entra en movimiento. El punto cedente está relacionado con la
capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas, y generalmente sufre
incremento por la acción de contaminantes solubles como el carbonato, calcio, y
por sólidos reactivos de formación. Un fluido floculado exhibe altos valores de
punto cedente, esto se controla de acuerdo al causante que lo origina. Se usan
adelgazantes químicos cuando es causada por excesos de sólidos arcillosos y agua
cuando el fluido se deshidrata por altas temperaturas.
Resistencia o fuerza de gel: es una medida de la atracción física y electroquímica
bajo condiciones estáticas, relacionada con la capacidad de suspensión del fluido
y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la
origina el mismo tipo de sólido (reactivo). Las mediciones comunes de esta
propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero pueden ser
medidas para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta fuerza debe ser lo
suficientemente baja para:
Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie,
principalmente en la trampa de arena.
Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de
circulación.
Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería.
Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido, para facilitar el
funcionamiento del desgasificador.
Filtrado AP-AT (alta presión-alta temperatura): el filtrado indica la cantidad
de líquido relativa que se filtra a través del revoque hacia las formaciones
permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial, esta propiedad
es afectada por la presión, la temperatura, el tiempo y la dispersión de las
partículas suspendidas en l fluido. El filtrado se mide en condiciones estáticas, a
baja temperatura y presión para fluidos base agua y alta presión (AP) y alta
temperatura (A) para fluidos base aceite. Su control depende del tipo de
formación. En formaciones permeables no productoras se controla desarrollando
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un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene una alta concentración y
dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos del control de
filtración. Por ello, es práctica efectiva usar bentonita pre- hidratada para controlar
el filtrado API.
Contenido de sólidos y líquidos: se determina con una prueba de retorta. Los
resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el
porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad específica.
Funciones de los fluidos de perforación
Los fluidos de perforación cumplen múltiples funciones, la prioridad de las
mismas radica en la condición que presenta el ambiente de perforación, siendo la
limpieza y control del pozo, las de mayor relevancia.
Las principales funciones de los fluidos de perforación son:
Retirar los recortes del pozo: los recortes de perforación deben ser retirados del
pozo a medida que son generados por la barrena. A este fin, se hace circular un
fluido de perforación dentro de la columna de perforación y a través de la barrena,
el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, subiendo por el
espacio anular.
Controlar las presiones de la formación: con la finalidad de impedir que los
fluidos formación fluyan y que los fluidos de formación presurizados causen un
reventón, se aumenta la densidad del fluido de perforación agregando barita para
equilibrar las presiones y mantener la estabilidad en el agujero.
Suspender y descargar los recortes: para lograr un control de sólidos eficaz, los
sólidos de perforación deben ser extraídos del fluido de perforación durante la
primera circulación proveniente del pozo. Al ser circulados de nuevo, los recortes
se descomponen en partículas más pequeñas que son más difíciles de retirar. Un
simple método para confirmar la remoción de sólidos de perforación consiste en
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comparar el porcentaje de arena en el fluido en la línea de flujo y en el tanque de
succión.
Obturar las formaciones permeables: los sistemas de fluidos de perforación
deben estar diseñados para depositar sobre la formación un delgado revoque de
baja permeabilidad con la finalidad de limitar la invasión de filtrado. Esto mejora
la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforación y producción.
Mantener la estabilidad del hoyo: la mejor estabilidad del pozo se obtiene
cuando este mantiene su forma cilíndrica y tamaño original. El ensanchamiento
del pozo produce una multitud de problemas, incluyendo bajas velocidades
anulares, falta de limpieza del pozo, mayor carga de sólidos, evaluación deficiente
de la formación, mayores costos de cementación y cementación inadecuada.
Minimizar los daños al yacimiento: la posibilidad de daños a la formación
puede ser determinada a partir de los datos de pozos de referencia y del análisis de
los núcleos de la formación para determinar la permeabilidad de retorno. Fluidos
de perforación diseñados para minimizar un problema en particular, fluidos de
perforación del yacimiento diseñados especialmente, o fluidos de rehabilitación y
completación pueden ser usados para minimizar los daños a la formación.
Transmitir energía hidráulica a las herramientas y a la mecha: la energía
hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración (ROP),
mejorando la remoción de recortes en la barrena. Esta energía también alimenta
los motores de fondoque hacen girar la barrena y las herramientas de medición al
perforar (MWD) y de registro al perforar (LWD).
Asegurar una evaluación adecuada de la formación: la evaluación correcta de
la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación,
especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades físicas y
químicas del fluido afectan la evaluación de la formación y las condiciones físicas
y químicas del agujero después de la perforación también afectan la evaluación de
la formación.
Controlar la corrosión: un fluido de perforación debe mantener la corrosión a un
nivel aceptable. Gases disueltos como dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno,
oxigeno, pueden causar graves problemas de corrosión, por lo tanto se deben usar
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inhibidores químicos y secuestradores, que utilizados adecuadamente se puede
mantener un nivel de corrosión aceptable.
Facilitar la cementación y la completación: el fluido de perforación de producir
un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y
cementada eficazmente y que no dificulte las operaciones de cementación.
Cada una de las funciones anteriores está sujeta a variación, dependiendo del
equipo de perforación y las condiciones en el interior de la mecha utilizada, por
ejemplo: temperatura, presión y el tipo de formación geológica a perforar.
Reología de los fluidos de perforación
La reología es el estudio de la manera en que la materia se deforma y fluye. Se
trata de una disciplina que analiza principalmente la relación entre el esfuerzo de corte y
la velocidad de corte, y el impacto que estos tienen sobre las características de flujo
dentro de materiales tubulares y espacios anulares. Las propiedades reológicas son
monitoreadas para facilitar la optimización del proceso de perforación. Estas
propiedades físicas contribuyen a varios aspectos importantes para la perforación
exitosa de un pozo, incluyendo:
Proporcionar el control de las presiones para impedir el influjo de los fluidos de
las formaciones.
Transmitir energía a la barrena para maximizar la velocidad de penetración
(ROP).
Suspender los recortes y el material densifcante durante los períodos estáticos.
Permitir la separación de los sólidos perforados y el gas en la superficie.
Extraer recortes del pozo.
Componentes de los fluidos de perforación
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Según, Sánchez, C. (2010): el fluido de perforación está constituido por una
serie de compuestos, tales como:
Densificantes: Se utilizan para controlar la presión de los fluidos de la formación
previniendo reventones. La característica de importancia de los materiales
densificantes es su gravedad específica, debido a que a una mayor gravedad
específica se tiene una menor concentración de sólidos en el lodo. Ejemplo: barita,
hematita, carbonato de calcio.
Viscosificantes: Son aditivos que se utilizan para aumentar la viscosidad de los
fluidos de perforación para mejorar el rendimiento en el fluido y así mantener
limpio el pozo sacando los ripios de la perforación. Ejemplo: bentonita, xanthan