UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DE LA EFECTIVIDAD DEL INHIBIDOR “CLAY
CONTROL PLUS” UTILIZADO EN EL CONTROL DE
ARCILLAS REACTIVAS Y LUTITAS INESTABLES EN
MUESTRAS DE LAS FORMACIONES ORTEGUAZA,
TIYUYACU, TENA Y NAPO DEL CAMPO VICTOR HUGO
RUALES (VHR) POZO - 31”
TESIS PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE
PETRÓLEOS
AUTOR: RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS A.
QUITO, JULIO 2014
© Universidad Tecnológica Equinoccial.2014
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ
C.I. 0502780497
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE LA
EFECTIVIDAD DEL INHIBIDOR “CLAY CONTROL PLUS” UTILIZADO EN
EL CONTROL DE ARCILLAS REACTIVAS Y LUTITAS INESTABLES EN
MUESTRAS DE LAS FORMACIONES ORTEGUAZA, TIYUYACU, TENA Y
NAPO DEL CAMPO VICTOR HUGO RUALES (VHR) POZO - 31”, que para
aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Raúl Martínez
Pérez, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la
Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de
Trabajos de Titulación 18 y 25.
ING. FAUSTO RAMOS
DIRECTOR DE TESIS
DEDICATORIA
A Dios, que ha sido la luz que ha iluminado el camino hacia el éxito en mis
estudios y en mi vida.
A mis padres; Raúl y Pilar que gracias a sus esfuerzos, perseverancia y
consejos pude concluir con mi carrera universitaria.
A mis hermanas Raquel y Lorena, a mi amado hijo Raúl Andrés por estar
conmigo en las buenas y malas, por darme la alegría y apoyo de cada día.
A Stefanía de las Mercedes por brindarme su amor y comprensión, por ser
una de mis bases en cada momento de mi vida.
Raúl Martínez Pérez
AGRADECIMIENTO
A Dios, por ser quién marcó el camino del bien durante mi vida y a mis
padres, Raúl y Pilar que fueron mi principal apoyo durante mi carrera
estudiantil.
Agradezco a la empresa Q-MAX Drilling Fluids Ecuador por su colaboración
para el desarrollo de este trabajo en su laboratorio, especialmente al Ing.
Glen Obando, por permitirme conocer el sistema de fluidos que la empresa
maneja y a la Ing. Andrea Chávez por impartirme sus conocimientos.
Al Ing. Fausto Ramos mi director de tesis quien me ha prestado su ayuda
para desarrollar mi tesis.
A las autoridades de la Universidad y Facultad de Ciencias de la Ingeniería,
Al Ing. Jorge Viteri, Decano de la Facultad, que me brindó su apoyo en la
parte final de mis estudios.
Raúl Martínez Pérez
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN ................................................................................................... xii
ABSTRACT ................................................................................................ xiii
CAPÍTULO I................................................................................................... 1
INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 1
1.1. PROBLEMA .................................................................................. 2
1.2. JUSTIFICACIÓN ........................................................................... 3
1.3. OBJETIVOS .................................................................................. 4
1.3.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................... 4
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................... 4
CAPÍTULO II .................................................................................................. 5
MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 5
2.1. FLUIDOS DE PERFORACION ..................................................... 5
2.1.1. TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ................................ 5
2.1.1.1 Lodos Base Agua .............................................................. 6
2.1.1.2 Composición de los Fluidos de Perforación Base Agua .... 8
2.1.2. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............ 10
2.1.2.1 Remoción de los Recortes del Pozo ............................... 10
2.1.2.2 Control de las Presiones de la Formación...................... 10
2.1.2.3 Suspensión y Descarga de Recortes .............................. 11
2.1.2.4 Obturación de las Formaciones Permeables .................. 11
2.1.2.5 Mantenimiento de la Estabilidad del Agujero .................. 11
2.1.2.6 Minimización de los Daños a la Formación ..................... 12
2.1.2.7 Enfriamiento, Lubricación y Sostenimiento de la Barrena y
del Conjunto de Perforación ........................................................ 12
2.1.2.8 Transmisión de la Energía Hidráulica de las Herramientas
y la Barrena ................................................................................. 13
2.1.2.9 Asegurar la Evaluación adecuada de la Formación ........ 13
2.1.2.10 Control de la Corrosión ................................................. 14
ii
2.1.2.11 Facilitar la Cementación y Completación del Pozo ....... 14
2.1.2.12 Minimizar el Impacto del Medio Ambiente ..................... 14
2.1.3 Problemas Comunes de Perforación Relacionados con el
Fluido de Perforación .......................................................................... 15
2.1.3.1 Daño a las Formaciones ................................................. 15
2.1.3.2 Presión de Circulación de Efecto Pistón y de Efecto
Émbolo ........................................................................................ 15
2.1.3.3 Pérdida de Circulación .................................................... 16
2.1.3.4 Reducción de la Velocidad de Perforación...................... 16
2.1.3.5 Corrosión de las Sartas de Perforación y de
Revestimiento ............................................................................. 16
2.1.3.6 Erosión de las Paredes del Pozo .................................... 17
2.1.3.7 Retención de Sólidos No Deseables ............................... 17
2.1.3.8 Desgaste en la Bomba de Lodo ...................................... 17
2.1.3.9 Pegadura de la Sarta de Perforación .............................. 17
2.2. FLUIDO ................................................................. 18
2.2.1 PRODUCTOS DEL SISTEMA .............................. 19
2.2.1.1 Maxdrill ............................................................................ 19
2.2.1.2 Stardrill ............................................................................ 20
2.2.1.3 Glymax ............................................................................ 21
2.2.1.3 Kelzan XCD ..................................................................... 22
2.2.1.4 Synerfloc A-25D .............................................................. 23
2.2.1.5 Soda Cáustica ................................................................. 24
2.2.1.6 Defoam X ........................................................................ 25
2.2.1.7 Barita ............................................................................... 26
2.2.2 NUEVO INHIBIDOR DE ARCILLA ............................................. 27
2.2.2.1 Clay Control Plus ............................................................ 27
2.3 EFECTOS DE LOS COMPONENTES INHIBITORIOS EN LOS
MINERALES ARCILLOSOS .................................................................... 29
2.3.1 COMPORTAMIENTO DE LAS AMINAS. ................................... 29
2.3.1.1 Reacciones de la Arcilla con Iones Aminas..................... 29
iii
2.3.2 COMPORTAMIENTO DE POLIACRILAMIDAS
PARCIALMENTE HIDROLIZADAS (PHPA) ........................................ 30
2.3.2.1 Características de la PHPA ............................................. 31
2.3.3 COMPORTAMIENTO DEL GLICOL ........................................... 32
2.4 QUÍMICA DE LAS ARCILLAS ........................................................... 34
2.4.1 TIPOS DE ARCILLAS ................................................................ 35
2.4.1.1 Arcillas Montmorillonitas (arcillas de tres capas) ............. 37
2.4.1.2 Ilitas (Arcillas De Tres Capas) ......................................... 38
2.4.1.3 Cloritas(Arcillas de tres Capas) ....................................... 38
2.4.1.4 Kaolinitas (arcillas de dos capas) .................................... 39
2.4.2 CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO (CEC) ............... 40
2.4.3 HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS ........................................... 41
2.4.4 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE
ARCILLA ............................................................................................. 44
2.5 ESTABILIDAD DE LA LUTITA Y DEL POZO ..................................... 47
2.5.1 ROTURA POR ESFUERZO MECÁNICO ................................... 48
2.5.1.1 Rotura-Fracturación Causada por la Tensión ................. 49
2.5.1.2 Rotura/Colapso Causado por la Compresión o Flujo
Plástico ....................................................................................... 49
2.5.2 INTERACCIONES QUÍMICAS .................................................. 53
2.5.2.1 Hidratación y Dispersión de Lutita .................................. 53
2.5.2.2 Lutita Sensible al Agua .................................................. 53
2.5.3 INTERACCIONES FÍSICAS ...................................................... 54
2.5.3.1 Erosión ............................................................................ 55
2.5.3.2 Humectación, Invasión de Fluido y Transmisión de
Presión ........................................................................................ 55
CAPÍTULO III ............................................................................................... 56
METODOLOGÍA .......................................................................................... 56
3.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO VÍCTOR HUGO RUALES (VHR) ........ 56
3.1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO VHR ...................................... 56
3.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ....................................................... 57
iv
3.1.3 ESTRUCTURA ........................................................................... 58
3.1.4 POZO VHR-31 ............................................................................ 59
3.1.4.1 Descripción Litológica del Pozo VHR-31 ......................... 61
3.2 DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS Y PROCEDIMIENTOS DE
PRUEBAS DE LABORATORIO ................................................................ 63
3.2.1 PRUEBAS DE LABORATORIO EN LOS FLUIDOS ................... 63
3.2.1.1 Densidad del Fluido ....................................................... 64
3.2.1.2 Viscosidad ...................................................................... 65
3.2.1.3 Pérdida de Filtrado API .................................................. 69
3.2.1.4 Concentración Iónica de Hidrógeno (pH) ........................ 71
3.2.1.5 Capacidad de Azul de Metileno o MBT ........................... 73
3.2.2 PRUEBAS ESPECIALES DE INHIBICIÓN SOBRE
COMPONENTES ARCILLOSOS Y LUTITAS ..................................... 76
3.2.2.1 Capacidad de Azul de Metileno para Sólidos
Perforados .................................................................................. 76
3.2.2.2 Prueba de Erosión o Dispersión ..................................... 79
3.2.2.3 Prueba de Tiempo de Succión Capilar (CST) ................ 81
CAPÍTULO IV .............................................................................................. 85
ANÁLISIS DE RESULTADOS ..................................................................... 85
4.1 RECOLECCION DE SÓLIDOS PERFORADOS ............................... 85
4.2 SELECCIÓN DE MUESTRAS ........................................................... 86
4.3 TRATAMIENTO DE MUESTRAS SELECCIONADAS ....................... 87
4.4 PRUEBAS PARA DETERMINAR EL EFECTO DE INHIBICIÓN
SOBRE ARCILLAS REACTIVAS Y LUTITAS INESTABLES ................... 89
4.4.1 Capacidad de Azul de Metileno para Sólidos Perforados ........... 89
4.4.1.1 Análisis de Resultados .................................................... 92
4.4.2 Prueba de Azul de Metileno para elegir la mejor concentración
del inhibidor ......................................................................................... 94
4.4.2.1 Análisis de Resultados .................................................. 104
4.4.3 Tiempo de Succión Capilar....................................................... 104
4.4.3.1 Formación Orteguaza ................................................... 107
v
4.4.3.2 Formación Tiyuyacu ...................................................... 109
4.4.3.3 Formación Tena ............................................................ 112
4.4.3.4 Formación Napo ............................................................ 114
4.4.3.5 Análisis de Resultados .................................................. 118
4.4.4 Dispersión................................................................................. 119
4.4.4.1 Preparación de las Muestras......................................... 121
4.4.4.2 Análisis de Resultados ................................................. 127
4.4.5 Azul de Metileno con las Formaciones Estudiadas .................. 128
4.4.5.1 Fluidos a Condiciones de Superficie ............................. 128
4.4.5.2 Fluidos Después de Rolar ............................................. 133
4.4.6 Pruebas Básicas realizadas a los Fluidos de Perforación ........ 137
4.4.6.1 Análisis de Resultados .................................................. 141
CAPÍTULO V ............................................................................................. 143
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................. 143
5.1 CONCLUSIONES ............................................................................. 143
5.2 RECOMENDACIONES ..................................................................... 145
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................... 146
Bibliografía ............................................................................................... 146
GLOSARIO ................................................................................................ 148
ANEXOS .................................................................................................... 148
vi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Productos del Sistema ............................................. 19
Tabla 2.2 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Maxdrill ............... 20
Tabla 2.3 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Stardrill ................ 21
Tabla 2.4 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Glymax............... 22
Tabla 2.5 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Kelzan XCD ........ 23
Tabla 2.6 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Synerfloc A-25D .. 24
Tabla 2.7 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Synerfloc A-25D .. 25
Tabla 2.8 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Defoam X ............ 26
Tabla 2.9 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Barita .................. 27
Tabla 2.10 Propiedades Típicas del Producto Clay Control Plus ................. 28
Tabla 2.11 Arcillas comúnmente encontradas. ............................................ 40
Tabla 2.12 Rango de CEC para materiales minerales arcillosos puros. ...... 43
Tabla 2.13 Comportamiento de Minerales de Arcilla bajo la influencia del
Agua ............................................................................................................ 43
Tabla 3.1 Características de la Gota I. ......................................................... 74
Tabla 3.2 Características de la Gota II. ......................................................... 74
Tabla 4.1 Muestras seleccionadas para pruebas.......................................... 87
Tabla 4.2 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno para Sólidos
(MBT) ............................................................................................................ 91
Tabla 4.3 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno
para Sólidos .................................................................................................. 93
Tabla 4.4 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con
Clay Control Plus a diferentes concentraciones............................................ 97
Tabla 4.5 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con
Clay Control Plus a diferentes concentraciones y Glymax (1,5%) ................ 97
Tabla 4.6 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno
para el Clay Control Plus .............................................................................. 99
Tabla 4.7 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno
para el Clay Control Plus + Glymax (1,5%) ................................................. 100
vii
Tabla 4.8 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con
Maxdrill (0,25 gal/bl) y Glymax (1,5%) .................................................... 101
Tabla 4.9 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno del
fluido con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax (1,5%) ........................................ 102
Tabla 4.10 Resumen de los Resultados de la Prueba de Azul de
Metileno (MBT) ........................................................................................... 103
Tabla 4.11 Resultado de pH Inicial y pH Final ............................................ 106
Tabla 4.12 Resultado de CST para la Formación Orteguaza ..................... 107
Tabla 4.13 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la
Formación Orteguaza con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido
Clay Control Plus. ....................................................................................... 108
Tabla 4.14 Resultado de CST para la Formación Tiyuyacu ........................ 110
Tabla 4.15 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la
Formación Tiyuyacu con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay
Control Plus. ............................................................................................... 111
Tabla 4.16 Resultado de CST para la Formación Tena .............................. 112
Tabla 4.17 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la
Formación Tena con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay
Control Plus. ............................................................................................... 113
Tabla 4.18 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la
Formación Napo con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay
Control Plus. ............................................................................................... 115
Tabla 4.19 Resultado de CST para la Formación Napo ............................. 116
Tabla 4.20 Resumen de Resultados de la Prueba de CST ........................ 117
Tabla 4.21 Componentes de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus ........ 120
Tabla 4.22 Resultados de la Dispersión para las formaciones con el
Fluido Blanco (Agua) .................................................................................. 123
Tabla 4.23 Resultados de la Dispersión para las formaciones con el
Fluido Maxdrill ............................................................................................. 123
Tabla 4.24 Resultados de la Dispersión para las formaciones con el
Fluido Clay Control Plus ............................................................................. 123
viii
Tabla 4.25 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Blanco
(Agua) ......................................................................................................... 124
Tabla 4.26 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido
Maxdrill ....................................................................................................... 125
Tabla 4.27 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Clay
Control ........................................................................................................ 126
Tabla 4.28 Resumen de los resultados de la Dispersión ............................ 127
Tabla 4.29 Composición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus .......... 129
Tabla 4.30 pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus a
Condiciones de Superficie .......................................................................... 130
Tabla 4.31 Resultados obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay
Control Plus a condiciones de superficie .................................................... 131
Tabla 4.32 Resultados gráficos obtenidos de los Fluidos Maxdrill y
Clay Control Plus a condiciones de superficie en las formaciones
estudiadas .................................................................................................. 132
Tabla 4.33 pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus después de
Rolar ........................................................................................................... 134
Tabla 4.34 Resultados obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay
Control Plus después de rolar ..................................................................... 134
Tabla 4.35 Resultados gráficos obtenidos de los Fluidos Maxdrill y
Clay Control Plus después de rolar con las formaciones estudiadas .......... 135
Tabla 4.36 Composición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus .......... 138
Tabla 4.37 Resultados de las Pruebas Básicas a los Fluidos Maxdrill
y Clay Control Plus a condiciones de superficie ......................................... 139
Tabla 4.38 Resultados de las Pruebas Básicas a los Fluidos Maxdrill
y Clay Control Plus después de rolar .......................................................... 140
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada. .................................... 31
Figura 2.2 Fotomicrografía de bentonita. ..................................................... 36
Figura 2.3 Sustitución de AL3+ por MG2+ causando una partícula cargada
negativamente. ............................................................................................ 37
Figura 2.4 Comparación de estructuras de arcillas. ..................................... 39
Figura 2.5 Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y
sódica. ......................................................................................................... 42
Figura 2.6 Procesos de enlace de las partículas de arcilla. ......................... 44
Figura 2.7 Estado Agregado de las Arcillas. ................................................ 45
Figura 2.8 Estado Disperso de las Arcillas. ................................................. 46
Figura 2.9 Estado Floculado de las Arcillas. ................................................ 46
Figura 2.10 Inestabilidades mecánicas del pozo. ........................................ 48
Figura 2.11 Lutita presurizada. .................................................................... 52
Figura 3.1 Ubicación Geográfica del Campo VHR. ...................................... 57
Figura 3.2 Mapa Estructural del Campo VHR. ............................................. 58
Figura 3.3 Mapa de la Ubicación Pozo VHR-31........................................... 59
Figura 3.4 Estado Mecánico Pozo VHR-31. ................................................ 60
Figura 3.5 Balanza Presurizada. .................................................................. 64
Figura 3.6 Viscosímetro Rotativo. ................................................................ 67
Figura 3.7 Curva Típica de Caudales para un Lodo de Perforación. ........... 68
Figura 3.8 Filtro Prensa API ......................................................................... 71
Figura 3.9 Medidor de pH Electrónico. ......................................................... 72
Figura 3.10 Prueba de titulación con azul de metileno. ............................... 76
Figura 3.11 Equipo de Prueba de Azul de Metileno para Sólidos
Perforados. .................................................................................................. 78
Figura 3.12 Horno de Rolado y Celdas de Envejecimiento. ......................... 80
Figura 3.13 Equipo CST. ............................................................................. 83
Figura 4.1 Empaquetamiento de Muestras .................................................. 86
Figura 4.2 Lavado de Muestras ................................................................... 88
Figura 4.3 Muestras lavadas por los mallas de 20, 40 y 100 micrones ........ 88
x
Figura 4.4 Secado y Deshumificado de Muestras........................................ 89
Figura 4.5 Muestras Tamizadas por la malla de 100 micrones .................... 90
Figura 4.6 Resultados del CEC de las Formaciones y de la Bentonita ........ 92
Figura 4.7 Mezcladores de Bajas Revoluciones por Minuto (RPM) ............. 96
Figura 4.8 Resultados del MBT con Clay Control Plus a diferentes
concentraciones ........................................................................................... 99
Figura 4.9 Resultados del MBT con Clay Control Plus a diferentes
concentraciones + Glymax (1,5%) ............................................................... 99
Figura 4.10 Resultados del MBT con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax
(1,5%) ........................................................................................................ 102
Figura 4.11 Resumen de los resultados de la Prueba de Azul de Metileno
(MBT) ......................................................................................................... 103
Figura 4.12 Realización de la Prueba de CST ........................................... 106
Figura 4.13 Resultados de la Prueba CST para la Formación Orteguaza . 109
Figura 4.14 Resultados de la Prueba CST para la Formación Tiyuyacu ... 110
Figura 4.15 Resultados de la Prueba CST para la Formación Tena .......... 114
Figura 4.16 Resultados de la Prueba CST para la Formación Napo ......... 116
Figura 4.17 Resumen de los Resultados de la Prueba CST ...................... 117
Figura 4.18 Tamices de 10 y 20 micrones ................................................. 120
Figura 4.19 Preparación de las Celdas de Rolamiento .............................. 121
Figura 4.20 Muestras de la Formación Tena con Fluido Maxdrill .............. 122
Figura 4.21 Horno de Rolado y Horno de Secado ..................................... 122
Figura 4.22 Porcentaje de Dispersión de las Formaciones Estudiadas
con el Fluido Blanco, Maxdrill y Clay Control Plus ..................................... 127
Figura 4.23 Porcentaje de Inhibición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control
Plus ............................................................................................................ 131
Figura 4.24 Porcentaje de Inhibición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control
Plus ............................................................................................................ 135
Figura 4.25 Componentes Sólidos y Líquidos de los Fluidos Maxdrill y Clay
Control Plus ............................................................................................... 139
Figura 4.26 Medición de la Reología ......................................................... 141
xi
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1 CORTE SECCION HORIZONTAL POZO VHRE-031 ................ 151
ANEXO 2 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ...................... 151
ANEXO 3 CURVA DE PESOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN EN EL
POZO VHR-31 ........................................................................................... 153
ANEXO 4 FICHA TÉCNICA DEL PRODUCTO CLAY CONTROL PLUS .. 155
ANEXO 5 FICHA DE SEGURIDAD DEL PRODUCTO CLAY CONTROL
PLUS ......................................................................................................... 157
ANEXO 6 FICHA TÉCNICA DEL PRODUCTO MAXDRILL ....................... 164
ANEXO 7 FICHA DE SEGURIDAD DEL MAXDRILL ................................. 166
ANEXO 8 API RECOMMENDED PRACTICE 13B-1 ................................. 168
xii
RESUMEN
El fluido de perforación, es un fluido que posee características físicas y
químicas, que deben ser apropiadas, para realizar labores de perforación,
evitando problemas de inestabilidad en el pozo como derrumbes,
atascamiento de la tubería y embolamientos de la broca. Estos problemas
son principalmente producidos por el hinchamiento de los minerales
arcillosos que se encuentran en la formación de la Cuenca Oriente.
El propósito general de este estudio es evaluar y determinar el mejor
inhibidor de arcillas reactivas y lutitas inestables, que mantenga la
estabilidad y genere el menor daño a las formaciones que están siendo
atravesadas, teniendo en cuenta procedimientos y criterios técnicos para
realizar las pruebas físicas y químicas de laboratorio.
Se probaron los inhibidores de arcillas “Maxdrill” y “Clay Control Plus”,
mediante pruebas básicas API, ensayos especiales como: Tiempo de
Succión Capilar (CST), Prueba de Azul de Metileno (MBT) y Dispersión, para
determinar la capacidad inhibitoria de cada uno de los productos inhibidores
dentro de un fluido de perforación utilizado para la segunda sección, que es
donde se encuentra una mayor cantidad de minerales arcillosos,
específicamente se probó sobre las muestras de las formaciones
Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo del pozo-31 del Campo Víctor Hugo
Ruales.
Luego de realizar todas las pruebas con varias repeticiones para obtener un
mejor resultado en cada una de ellas, se observa que el producto Clay
Control Plus tiene un efecto inhibitorio sobre los minerales arcillosos, pero es
menos eficaz en comparación con el producto inhibidor Maxdrill utilizado
actualmente por la empresa.
xiii
ABSTRACT
The drilling fluid is a fluid that has physical and chemical characteristics.
These must be appropriate for drilling activities, avoiding problems of
instability in the well as landslides, stuck pipe and problems at the bit. These
problems are mainly caused by the swelling of clay minerals found in the
formation of the East Basin.
The overall purpose of this study is to evaluate and determine the best
inhibitor of reactive clays and shales unstable, which maintains stability and
create the least damage to the formations being penetrated, taking into
account technical criteria and procedures for physical and chemical
laboratory tests.
Inhibitors clays "Maxdrill" and "Clay Control Plus" were tested through API
Basic tests, special tests such as Capillary Suction Time (CST), Methylene
Blue Test (MBT) and Dispersion, to determine the inhibitory capacity of each
of the inhibiting products within a drilling fluid used in the second section,
where there is a greater amount of clay minerals, specifically tested on
samples of Orteguaza, Tiyuyacu, Tena and Napo formations, well - 31 of the
Victor Hugo Ruales Field.
After performing all tests with several repetitions for best results in each of
them, it is observed that Clay Control Plus product has an inhibitory effect on
the clay minerals, but is less effective compared with Maxdrill inhibitor
currently used product by the company.
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
El petróleo es el energético más importante en la historia de la humanidad,
un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje total de la
energía que se consume en el mundo.
Los pozos petroleros son las fuentes primordiales del hidrocarburo, para
tenerlo en superficie y en uso se necesita de la perforación. Uno de los
principales Los fluidos de perforación constituyen una de las principales
desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho
objetivo.
Los lodos de perforación son una solución inmediata para prevenir el
hinchamiento de las arcillas, derrumbes de las formaciones de las lutitas
inestables, altamente hidratables. Los lodos base agua con aminas utilizadas
en ciertos intervalos del pozo, es el primordial aditivo para inhibir a las
arcillas hidrofilicas encontradas en las formaciones Orteguaga, Tiyuyacu,
Tena y Napo del Campo Víctor Hugo Ruales (VHR).
En los fluidos de perforación se debe evaluar su desempeño con respecto al
tiempo, debido a que en períodos más largos, los efectos de inhibición no
son satisfactorios y se desencadena en problemas operacionales en el pozo.
Este estudio busca analizar la eficiencia del “Clay Control Plus” como nuevo
inhibidor, verificando que cumpla propiedades similares o mejores que los
inhibidores utilizados en la actualidad, en la inhibición de componentes
arcillosos de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo del Campo
Víctor Hugo Ruales (VHR) pozo 31, así como conocer todos los problemas y
2
factores negativos con el fin de dar algunas recomendaciones prácticas en
operaciones de campo para pozos futuros.
1.1. PROBLEMA
Durante la perforación de un pozo, uno de los mayores problemas es el
atravesar formaciones que contengan arcilla. Estas arcillas reaccionan en
contacto con el agua, dando lugar a la expansión de su estructura y
consecuentemente provocando un hinchamiento de las mismas.
Cuando las arcillas se hinchan, debido al largo tiempo de exposición de las
mismas con el sistema de fluidos, hace que el diámetro del hueco perforado
disminuya y las paredes del hueco se desmoronen provocando que se
dificulte el transporte de los cortes de perforación a la superficie y por ende
afecte la correcta limpieza del hoyo causando que las arcillas tiendan a
adherirse a la broca o al ensamblaje de fondo (BHA), disminuyendo la tasa
de penetración (ROP), embolamiento de la broca, provocando en muchos
casos empaquetamiento, perdidas de circulación o pega de tubería.
Los problemas ocasionados por la reactividad de las arcillas con el lodo de
perforación originan una serie de consecuencias que se traducen en
Problemas de Tiempos No Productivos (NPT), que a su vez afectan
negativamente la rentabilidad del negocio.
Estos inconvenientes han llevado a la búsqueda del mejor inhibidor de
arcillas reactivas y lutitas inestables, para mejorar la eficiencia y rentabilidad
en operaciones futuras de perforación en el Campo Víctor Hugo Ruales
(VHR), a través del desarrollo de un fluido de perforación con un nuevo
controlador de arcillas, que permita disminuir el grado de reactividad de los
minerales arcillosos de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo,
para lograr una eficiencia en los procesos de perforación y consiguiendo
3
altas tasas de penetración, que a su vez disminuirán el tiempo de exposición
de estas arcillas con el lodo de perforación.
Este trabajo de investigación, realizará estudios a fin de evaluar el poder
inhibitorio de los productos Maxdrill y Clay Control Plus y concentración
optima de cada uno de ellos, para la inhibición de arcillas y lutitas inestables
en el Campo Víctor Hugo Ruales (VHR) Pozo – 31, sobre la base de la
problemática se procederá, por medio de la prueba de Tiempo de Succión
Capilar (CST) en la cual se evalúa y caracteriza a cada muestra el
intercambio catiónico para optimizar la cantidad de electrolitos en los fluidos
de perforación, de esta manera se minimiza su efecto sobre las formaciones
arcillosas que se hinchan al ser introducidas con agua fresca. También se
realizará la prueba de Azul de Metileno donde se evalúa la capacidad de
intercambio catiónico (CEC) de cada formación, así como también la perdida
de la misma al contacto con los fluidos utilizados y finalmente se evaluará
con la prueba de Dispersión, la cual examina la interacción entre los fluidos y
las formaciones que contienen lutitas reactivas en condiciones simuladas
mientras el fluido está en movimiento.
1.2. JUSTIFICACIÓN
En la explotación de hidrocarburos, el factor económico juega un papel
determinante en la planificación de todos los proyectos. Por esta razón, se
busca la manera de disminuir los costos operacionales para hacer más
rentable el negocio.
Por esta razón, se presenta la necesidad de buscar un nuevo inhibidor de
arcillas, para mejorar y optimizar el diseño del fluido de perforación utilizado
por la Empresa Qmax para perforar la segunda sección de pozos petroleros
en el Ecuador.
4
El estudio de la efectividad de un nuevo inhibidor de arcillas y lutitas
inestables al atravesar las formaciones Orteguaga, Tiyuyacu, Tena y Napo
del Campo Víctor Hugo Ruales (VHR) pozo - 31, ayudará a generar una
base de datos que a su vez permita establecer relación en futuros estudios
de los fluidos analizados en áreas que contengan las mismas condiciones de
la zona en estudio, evitando y controlando los problemas operacionales que
se han venido generando en los campos de la Cuenca Oriente del Ecuador.
1.3. OBJETIVOS
1.3.1. OBJETIVO GENERAL
Determinar la efectividad del inhibidor “Clay Control Plus” en el control de
componentes arcillosos de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y
Napo del pozo VHR - 31; mediante pruebas físico-químicas.
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Describir el procedimiento que se realiza para determinar la
reactividad de los minerales arcillosos mediante pruebas de
laboratorio.
Analizar las propiedades inhibitorias del producto Clay Control Plus
dentro de un fluido de perforación.
Determinar el controlador de inhibición más eficiente mediante
pruebas de laboratorio, para su aplicación en pozos futuros en el
Campo Víctor Hugo Ruales.
Analizar los resultados obtenidos de las pruebas de inhibición para
determinar si el producto Clay Control Plus puede remplazar al
producto Maxdrill en operaciones de perforación.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
5
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. FLUIDOS DE PERFORACION
“El fluido de perforación se define como: El fluido de circulación usado en las
operaciones de perforación rotatoria, empleado para cumplir una o todas las
funciones requeridas durante esta operación” (Qmax-México, 2004, pág. 8).
Los fluidos utilizados en la perforación de pozos petroleros cumplen con
importantes funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. Estos
fluidos son factores muy importantes para evitar fallas operaciones durante
la perforación, por lo que es necesario que transporten los ripios de
perforación a la superficie, también los fluidos de perforación deben cumplir
con otras funciones de igual importancia y directamente relacionada con la
eficiencia y economía de la operación de perforación. Por lo tanto la
composición de los fluidos de perforación y sus propiedades resultantes
están sujetas a muchos estudios y análisis.
2.1.1. TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Se definen diferentes sistemas de fluidos de perforación comercialmente
disponibles:
a) Lodos a Base Agua
b) Lodos a Base de Aceite
c) Lodos Sintéticos
d) Aire, Espuma, Niebla
6
2.1.1.1 Lodos Base Agua
a) Fluidos no-dispersados: Estos sistemas incluyen spud muds, lodos
naturales y otros ligeramente tratados, estos sistemas generalmente
son utilizados para perforar pozos “shallow” o perforaciones
superficiales. No se adicionan adelgazadores y dispersantes para
dispersar los sólidos perforados y partículas de arcilla.
b) Fluidos dispersados: “A grandes profundidades, se requieren
densidades altas o cuando las condiciones son problemáticas,
entonces los fluidos requieren dispersarse, típicamente con
lignosulfonatos, lignitos o taninos”, (Qmax-México, 2004, pág. 8).
Estos materiales y productos similares son defloculantes efectivos y
reductores de filtrado. Se usan frecuentemente materiales químicos
conteniendo potasio para proporcionar gran inhibición de lutitas.
También se requiere usar materiales adicionales especializados para
ajustar o mantener propiedades específicas del fluido.
c) Fluidos tratados con calcio: “Cationes divalentes como son calcio y
magnesio, cuando se adicionan a fluidos de perforación de agua
dulce, inhiben las formaciones de arcilla y lutitas hidratables. Se usan
niveles altos de calcio soluble para controlar la lutitas desmoronables
(deleznables) y agrandamiento del pozo y para prevenir el daño de la
formación” (Qmax-México, 2004, pág. 9).
d) Fluidos de polímeros: “Estos fluidos generalmente incorporan
polímeros de alto peso molecular de cadena larga para encapsular los
sólidos perforados, prevenir dispersión y cubrir las lutitas por
inhibición, o para incrementar la viscosidad y reducen la perdida de
filtrado. Están disponibles varios tipos de polímero para estos
7
propósitos, incluyendo acrilamida, celulosa y productos naturales a
base de gomas”(Qmax-México, 2004, pág. 9).
Existen también sistemas de polímeros sintéticos modernos que
tienen la capacidad de perforar de manera más eficiente la mayoría
de pozos petroleros, incrementando las tasas de penetración con una
correcta estabilidad del pozo, lo que hace de estos fluidos una
alternativa económicamente atractiva.
Perforar con un fluido con un mínimo de sólidos a base de polímeros,
altamente tixotrópico y con características de estabilización de lutitas
tiene ventajas como las siguientes:
Máximas tasas de penetración y mejor hidráulica, debido al
mínimo contenido de sólidos y su resultante viscosidad plástica
reducida.
Mejor control de las presiones de succión y densidad equivalente
de circulación. Esto ayuda a prevenir la pérdida de circulación,
atascamientos de tubería, problemas cuando se extrae la tubería.
Mayor estabilidad del pozo. El sistema se mantiene en un rango de
pH 8,5 a 9,5 donde trabajan los inhibidores.
Reducción del daño a la formación y menor desgaste del equipo.
Mejor control de densidad y viscosidades.
Reducción de la adhesión de sólidos de perforación sobre la
broca, estabilizadores y tubería.
Flexibilidad y adaptabilidad con la mayoría de los sistemas, los
sistemas de polímeros pueden ser convertidos a otros si se
requiere.
Características ambientales aceptables.
8
e) Fluidos de bajos sólidos: “Son sistemas en los que se controla la
cantidad (en volumen) y tipo de sólidos. El contenido total de sólidos
no es mayor de 6% a 10% en volumen” (Qmax-México, 2004, pág. 9).
El contenido de sólidos arcillosos debe ser de 3% o menos y
presentar una relación de sólidos perforados respecto a la bentonita
de menos de 2:1. Los sistemas de bajos sólidos típicos usan aditivos
poliméricos como viscosificantes o un extendedor de bentonita y no
son dispersados. La ventaja principal de los sistemas de bajos sólidos
es que mejoran significativamente las velocidades de penetración.
f) Sistemas de agua salada: “Se han incluido muchos sistemas de
fluidos en esta clasificación. Los sistemas saturados con sal tienen
una concentración de cloruros cercana a 190,000 mg/l (saturada) y se
usan para perforar formaciones de sal. Sistemas de agua salada
tienen un contenido de cloruros de 10,000 a 190,000 mg/l. Los
sistemas de brackish o sistemas de agua de mar se refiere
normalmente a sistemas de bajos niveles de sal. Los fluidos de agua
salada normalmente se preparan con brackish, agua de mar o fuentes
de agua producida” (Qmax-México, 2004, pág. 9).
2.1.1.2 Composición de los Fluidos de Perforación Base Agua
La composición del fluido de perforación es función de los requerimientos
necesarios de una operación de perforación. El agua es la base de la
mayoría de los fluidos de perforación y están constituidos por las siguientes
fases:
a) Fase líquida
“Esta fase puede ser agua (dulce o salada); o una emulsión (agua-
petróleo) y es el elemento de mayor proporción que mantendrá en
9
suspensión los diferentes aditivos que forman las otras fases”(Pazos
& Galarza, 2010, pág. 72).
b) Fase coloidal o reactiva
“Esta fase está constituida por los componentes arcillosos, en este
caso la arcilla que será el elemento primario utilizado para darle
cuerpo al fluido. Dependiendo del tipo de agua se utilizan dos tipos de
arcilla, si el lodo es a base de agua dulce se utiliza montmorillonita, y
para lodos elaborados con agua salada se utiliza una arcilla especial
con la atapulgita”(Pazos & Galarza, 2010, pág. 72).
c) Fase inerte
Sólidos no reactivos de alta gravedad específica, como el Sulfato de
Bario (BaSO4) o el Carbonato de Calcio son utilizados como material
densificante del fluido de perforación. Los sólidos perforados como
arena, caliza, dolomita, limolita son extremadamente abrasivos, estos
solidos también se ubican dentro de esta fase. La inestabilidad de un
lodo aumenta a medida que el porcentaje de sólidos aumenta.
d) Fase química
“Está fase se encuentra constituida por iones y sustancias en solución
como: dispersantes, emulsificantes, sólidos disueltos, reductores de
filtrado, y otras sustancias químicas, que controlan el comportamiento
de las arcillas y se encargan de mantener el fluido según lo
requerido por el diseño”(Pazos & Galarza, 2010, pág. 74).
10
2.1.2. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
2.1.2.1 Remoción de los Recortes del Pozo
En la perforación de un pozo, los recortes deben ser retirados del pozo a
medida que son generados por la barrena, o en algunos casos, pedazos
de la formación provenientes de las paredes del hoyo al ocurrir algún
derrumbe, deben ser continuamente evacuados desde el hoyo hasta la
superficie, para que sean trasladados a la superficie por el espacio anular.
“La remoción de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño de
los recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de
la columna de perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular
del fluido de peroración” (Mi-Swaco, 2001, pág. 19).
2.1.2.2 Control de las Presiones de la Formación
“Típicamente, a medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta
la densidad del fluido de perforación agregando barita para equilibrar las
presiones y mantener la estabilidad del agujero”(Mi-Swaco, 2001, pág. 21).
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.
Cuando 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.
11
2.1.2.3 Suspensión y Descarga de Recortes
Las propiedades tixotrópicas del fluido de perforación deben mantener en
suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación, para
luego depositarlas en la superficie cuando esta se reinicia. Los fluidos que
disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen altas
viscosidades a bajas velocidades anulares han demostrado ser mejores para
una limpieza eficaz del pozo.
La remoción de los recortes es mejorada cuando existen altas velocidades
anulares, aunque pueden causar un flujo turbulento que ayuda a limpiar el
agujero, pero puede producir otros problemas de perforación o en el agujero.
2.1.2.4 Obturación de las Formaciones Permeables
“La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de
formaciones porosas; las formaciones deben ser permeables para que los
hidrocarburos puedan ser producidos” (Mi-Swaco, 2001, pág. 23).
El filtrado invade la formación y un revoque se deposita en la pared del
pozo, cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la presión de
la formación. Un buen lodo de perforación debe generar un revoque que sea
liso, delgado, flexible y de baja permeabilidad. Esto ayudará a minimizar los
problemas de derrumbes y atascamiento de la tubería, además de consoli-
dar la formación y retardar el paso de fluido hacia la misma, al ejercer una
presión sobre las paredes del hoyo abierto.
2.1.2.5 Mantenimiento de la Estabilidad del Agujero
“La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores
mecánicos (presión y esfuerzos) y químicos. La composición química y las
propiedades del lodo deben combinarse para proporcionar un pozo estable
12
hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento” (Mi-
Swaco, 2001, pág. 23).
La inestabilidad del pozo puede ser evidenciada cuando existe un derrumbe
de la formación, causando condiciones de agujero reducido, puentes y
relleno durante las maniobras. Esto requiere por lo general el
ensanchamiento del pozo hasta la profundidad original. La mejor estabilidad
del pozo se obtiene cuando éste mantiene su tamaño y su forma cilíndrica
original. Al desgastarse o ensancharse las paredes del pozo se hace más
débil y es más difícil de estabilizar.
2.1.2.6 Minimización de los Daños a la Formación
Se debe elegir un fluido de perforación que se encuentre dentro de la
economía total del pozo, para lograr un mínimo de modificación o alteración
sobre las formaciones que se van perforando para minimizar el daño de la
formación a producir, debido a que los tratamiento de reparación son muy
costosos o se podría perder la producción. Es necesario que el lodo tenga
valores óptimos en todas sus propiedades para obtener máxima protección
de la formación.
Una reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación
productiva es considerada como daño a la formación. Estos daños pueden
producirse como resultado de la obturación causada por el fluido de
perforación o los sólidos de perforación, o de las interacciones químicas
(lodo) y mecánicas (conjunto de perforación) con la formación.
2.1.2.7 Enfriamiento, Lubricación y Sostenimiento de la Barrena y del
Conjunto de Perforación
“Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de
calor por fricción en la broca y en las zonas donde la columna de
13
perforación rotatoria roza contra la tubería de revestimiento y el pozo. La
circulación del fluido de perforación enfría la broca y el conjunto de
perforación, alejando este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el
pozo” (Mi-Swaco, 2001, pág. 25).
Los fluidos de perforación deben tener suficiente capacidad calorífica y
conductividad térmica para permitir que el calor sea recogido del fondo del
pozo, para transportarlo a la superficie y disiparlo a la atmósfera.
2.1.2.8 Transmisión de la Energía Hidráulica de las Herramientas y la
Barrena
“La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de
penetración (ROP), mejorando la remoción de recortes en la broca. Esta
energía también alimenta los motores de fondo que hacen girar la broca y
las herramientas de Medición al Perforar (MWD) y Registro al Perforar
(LWD)” (Mi-Swaco, 2001, pág. 26).
Los programas de hidráulica se basan en el dimensionamiento de las
boquillas de la broca para utilizar la potencia disponible (presión o energía)
de la bomba de lodo a fin de maximizar la caída de presión en la broca u
optimizar la fuerza de impacto del chorro sobre el fondo del pozo.
2.1.2.9 Asegurar la Evaluación adecuada de la Formación
La evaluación correcta de la formación es muy importante el momento de la
perforación, especialmente durante la perforación exploratoria. La calidad del
lodo debe permitir la obtención de toda la información necesaria para
conocer la capacidad productiva de las formaciones perforadas. Las
características físico-químicas del lodo deben asegurar la información
geológica deseada, la obtención de mejores registros y la toma de núcleos.
14
Las propiedades del fluido de perforación la medición de las propiedades de
la roca por las herramientas eléctricas de cable se ven afectadas por las
propiedades de los fluidos de perforación.
2.1.2.10 Control de la Corrosión
“Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento
que están constantemente en contacto con el fluido de perforación están
propensos a varias formas de corrosión” (Mi-Swaco, 2001, pág. 28).
Un pH bajo y los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono
y sulfuro de hidrógeno pueden generar graves problemas de corrosión, tanto
en la superficie como en el fondo del pozo. Por esta razón, el fluido de
perforación debe mantener la corrosión a un nivel aceptable y proteger las
superficies metálicas contra la corrosión, el fluido de perforación no debería
dañar los componentes de caucho o elastómeros.
2.1.2.11 Facilitar la Cementación y Completación del Pozo
“El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de
revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no
dificulte las operaciones de completación” (Mi-Swaco, 2001, pág. 28).
Cuando se introduce la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer
en un estado de flujo para minimizar el suaveo y pistoneo, de manera que no
se cause ninguna pérdida de circulación inducida por las fracturas. Resulta
más fácil introducir la tubería de revestimiento dentro de un pozo liso de
calibre uniforme, sin recortes, derrumbes o puentes.
2.1.2.12 Minimizar el Impacto del Medio Ambiente
“Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe
ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los
15
fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía
del pozo son los más deseables. La mayoría de los países han establecido
reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de
perforación” ” (Mi-Swaco, 2001, pág. 29).
2.1.3 Problemas Comunes de Perforación Relacionados con el Fluido
de Perforación
Existen varios efectos adversos que pueden ocasionar el mal estado, o la
aplicación inadecuada de un fluido de perforación y son:
2.1.3.1 Daño a las Formaciones
“La mayoría de los fluidos de perforación alteran las características
originales de las formaciones al tener contacto con ellas. Algunas
formaciones son más sensibles que otras y algunos son más dañinos que
otros”(Pillajo, 2005, pág. 31). El daño a la formación se puede presentar en
dos formas diferentes:
a.- Reducción en la capacidad de una formación
b.- Reducción en la estabilidad del agujero.
El taponamiento físico es uno de los daños a las formaciones productoras
ocasionada por sólidos inertes de la reacción química entre los fluidos de
perforación y la formación, también es muy común el hinchamiento de
arcillas al tener en contacto con el filtrado del lodo reduciendo hasta cero la
permeabilidad de la formación. El pozo puede perder estabilidad por las
reacciones químicas de las lutitas sensibles al agua, o por erosión física.
2.1.3.2 Presión de Circulación de Efecto Pistón y de Efecto Émbolo
“Los problemas con las presiones de circulación y con las de efecto de
pistón y de émbolo pueden ser causadas por altas viscosidades, altos
16
esfuerzos de gel y alto contenido de sólidos. Estos problemas se agravan si
el enjarre es grueso ya que esto resulta en un pobre control de filtrado y en
la disminución del diámetro del pozo”(Pillajo, 2005, pág. 32).
El subir rápidamente la tubería o más conocida como el efecto de émbolo
puede ocasionar un descontrol en el pozo. Las presiones de circulación o el
efecto pistón causan generalmente pérdidas de circulación.
2.1.3.3 Pérdida de Circulación
“La pérdida de circulación incrementa el costo del fluido de perforación y el
costo total del pozo, así como el peligro de un descontrol. Esta ocurre
siempre que la presión ejercida por el fluido contra la formación excede la
resistencia de la misma. Las presiones excesivas son el resultado de la alta
densidad del fluido de perforación”(Pillajo, 2005, pág. 32).
2.1.3.4 Reducción de la Velocidad de Perforación
“Existen muchos factores que afectan a la velocidad de perforación, pero los
más significativos se relacionan con la diferencia entre presión hidrostática
del fluido de perforación y la presión de formación. El exceso de sólidos y las
altas viscosidades constituyen otros factores importantes que disminuyen las
velocidades de perforación”(Pillajo, 2005, pág. 33).
2.1.3.5 Corrosión de las Sartas de Perforación y de Revestimiento
El fluido de perforación puede propiciar un ambiente corrosivo para las
tuberías de acero utilizadas en el subsuelo. Este efecto puede minimizarse
con el tratamiento químico apropiado del fluido o con la formación de una
capa protectora (química o física) en la superficie del acero. En general, un
pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función importante del fluido
de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable.
17
2.1.3.6 Erosión de las Paredes del Pozo
“La erosión física o química de las paredes del pozo causará dificultades en
la evaluación de los registros eléctricos, en la cementación de tuberías y
puede ocasionar una pegadura de la tubería. La erosión física puede
minimizar bombeando el fluido de perforación a velocidades medias y bajas
en el anular. La erosión química depende de la reacción química entre el
fluido y la formación, el perforar una sección de sal masiva con un fluido
base agua dulce es un ejemplo de reacción química indeseable, otro ejemplo
es perforar una lutita problemática con un fluido de perforación
incompatible”(Pillajo, 2005, pág. 34).
2.1.3.7 Retención de Sólidos No Deseables
“La mayoría de los fluidos de perforación desarrollan la estructura gel lo
suficiente para poder suspender los cortes y derrumbes en el anular cuando
la circulación se detiene. Estos sólidos de la formación deberán removerse
del fluido antes de que este se recircule. Desafortunadamente las
propiedades de gelatinización del fluido dificultan esta remoción”(Pillajo,
2005, pág. 34).
2.1.3.8 Desgaste en la Bomba de Lodo
“Los sólidos abrasivos en los fluidos de perforación pueden causar el
desgaste excesivo en algunos partes de la bomba y en otros equipos que
estén en contacto con el fluido. Los sólidos más abrasivos son las arenas
incorporados en el fluido de perforación al perforar”(Pillajo, 2005, pág. 35).
2.1.3.9 Pegadura de la Sarta de Perforación
“La pegadura de la sarta de perforación contra las paredes del pozo lleva a
operaciones de pesca de alto costo. El tipo más significativo de pegadura se
18
relaciona a los fluidos de perforación cuando la sarta de perforación es
prácticamente incrustada en un enjarre muy grueso y la presión hidrostática
del fluido es mayor que la presión de formación a este mecanismos de pega
de tubería se denomina Pega Diferencial”(Pillajo, 2005, pág. 36).
2.2. FLUIDO
El sistema de fluidos de perforación es utilizado por la empresa
Qmax para perforar pozos de petróleo en la segunda sección (Orteguaza,
Tiyuyacu, Tena y Napo) en el Ecuador.
Este sistema tiene una base de polímeros que hace el inhibidor no esté
vinculado con la bentonita y pueda estar disponible para interactuar
directamente con la formación.
La empresa Q-MAX con su filial en Canadá utiliza como agente inhibidor a la
amina con nombre comercial Maxdrill, sin embargo siempre está en la
búsqueda de un mejor inhibidor para obtener mejores resultados
operacionales en el campo.
En el país el sistema se aplicó por primera vez en el pozo
Shushufindi 111D, logrando excelentes resultados.
Para determinar las concentraciones adecuados de los productos, se han
desarrollado varias pruebas en el laboratorio simulando condiciones de
fondo del pozo. También a través de la experiencia obtenida por los
ingenieros de lodos se ha determinado el orden de adición de los productos,
para lograr un cumplimiento óptimo de las propiedades del sistema
.
En la siguiente tabla se describen los productos utilizados en el sistema de
fluidos de perforación :
19
Tabla 2.1 Productos del Sistema
PRODUCTO COMPOSICIÓN APLICACIÓN
STRADRILL Polisacárido Modificado Control de pérdida de fluido
SYNERFLOC A25-D Poliacrilamida Parcialmente
Hidrolizada (PHPA) Encapsulador
KELZAN XCD Goma Xántica Copolimero Viscosificador
de lodo
BARITA BASO4 - Químicamente
Inerte Agente densificante
SODA CAUSTICA Hidróxido Alcalino
(Hidróxido de Sodio) NAOH
Incrementa solubilidad de
Dispersantes
DEFOAM X Surfactante de alcohol
aniónico Agente antiespumante
BENTONITA Arcilla Comercial Densificante
GLYMAX
Glicol de
polietileno/polímero
mejorado de alta densidad
Agente de Taponamiento
deformable, Inhibición de
lutitas y Estabiliza la pared
del pozo
MAXDRILL (Actual
Inhibidor de Arcillas ) Amina Orgánica no Volátil Inhibidor de arcillas
CALY CONTROL PLUS
(Nuevo Inhibidor de
Arcillas )
Mezcla de Aminas Ácidas Inhibidor de arcillas
Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).
2.2.1 PRODUCTOS DEL SISTEMA
2.2.1.1 Maxdrill
Es un inhibidor de arcilla de base polímero que se utiliza en los fluidos de
perforación. Es un líquido claro apacible soluble en agua.
20
a) Aplicaciones
Maxdrill es un inhibidor de arcillas para formaciones sensibles al agua.
Tiene un fácil intercambio iónico que permite la substitución fácil en
los sitios del intercambio del ión de sodio, que permite la hidratación
del agua. La prueba de succión capilar ilustra la inhibición a las
concentraciones tan bajo como 0,005% además ha mostrado que
presenta una estabilidad química.
b) Tratamiento
Las concentraciones normales que se utiliza en el campo son de 0,3%
a 0,6%. Maxdrill está diseñado para ser utilizado en rangos de pH de
10,5 o menos. Al utilizar en rangos de pH mayor a 10,5 reduce su
efectividad y requerirá de una cantidad mayor de la misma.
Tabla 2.2 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Maxdrill
FORMA Líquido
COLOR Transparente
DENSIDAD (g/cc 25°C) 1,07
SOLUBILIDAD 60% soluble
pH 9 a 10
Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).
2.2.1.2 Stardrill
Stardrill es muy eficiente para el control de perdida de fluido. Este se aplica
en concentraciones de acuerdo a lo requerido en el sistema de fluidos.
a) Aplicaciones
Stardrill es muy eficiente para el control de perdida de fluido. La
cinegética del Stardrill con la bentonita y otros polímeros refuerzan las
21
propiedades de desleimiento de esquila de un fluido de perforación
que proporciona una excelente costra para evitar que el lodo se pierda
por aquel agujero.
b) Tratamiento
Stardrill se mezcla al sistema de fluido a través del depósito de
alimentación de 10 – 15 minutos por saco. Stardrill se usa en
concentraciones de 5,0 – 25,0 Kg/m3 que dependen de los requisitos
de perdida de fluidos y la cantidad de sólidos en el sistema.
Tabla 2.3 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Stardrill
FORMA Polvo
COLOR Blanco
GRAVEDAD ESPECÍFICA N/A
SOLUBILIDAD 100% soluble
pH 10 a 11
Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).
2.2.1.3 Glymax
Glymax es un polímero mejorado, para sistemas base agua, que emplea
tecnología de poli glicoles. Está diseñado para sistemas salinos de glicol de
alta saturación y puede ser utilizado en pozos con temperaturas de
formación moderadamente altas y altas.
a) Aplicaciones
Glymax se puede beneficiar de la adición de un incrementador de la
ROP en ciertas aplicaciones. Glymax provee un alto grado de
22
inhibición de lutitas, estabilidad de la pared del pozo, alta temperatura
y presión, control de perdida de fluido y lubricación.
b) Tratamiento
Al diseñar un sistema de tal manera que el punto de nube del glicol
Glymax coincida con la temperatura al interior del pozo se obtiene
máximo beneficio. Por encima de esta temperatura, el glicol forma un
tipo de micro emulsión a la que se la conoce con nombre de “emulsión
de lodo térmicamente activada”. Este efecto contribuye a la
estabilización de la pared de 3 maneras distintas: adsorción química,
micro-emulsión y taponamiento de poros inestables y mejora del filter-
cake.
Tabla 2.4 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Glymax
FORMA Líquido
COLOR Amarillo
GRAVEDAD ESPECÍFICA 1,01
SOLUBILIDAD EN AGUA Soluble
PUNTO DE EBULLICIÓN >568
Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).
2.2.1.3 Kelzan XCD
Kelzan XCD es utilizado como un Viscosificador en lodos basados en agua
fresca y agua salina.
a) Aplicación
Kelzan XCD es usado principalmente como un Viscosificador en todos
los sistemas de lodo, basados en agua. Es usado para suplementar el
23
punto de deformación cuando los valores de Viscosidad Plástica /
Punto de cedencia se tornan inmanejables. También puede usarse en
pastillas seleccionadas de 5 – 10 m3 para barridos para limpiar el
pozo antes de registros, T.R´s, etc.
b) Tratamiento
Kelzan XCD exhibe la propiedad reológica de pseudoplasticidad
(Reducción de Esfuerzos). Pequeñas cantidades proveen altos puntos
de cedencia y bajas viscosidades plásticas. Concentraciones de 0,25
– 1,0 Kg/m3 son normales. Estas pueden ser incrementadas de
acuerdo con la capacidad de transporte deseada, cuando es usada
como el único Viscosificador de un sistema fluido de polímero, pueden
requerirse concentraciones de 3-4 Kg/m3 de XCD.
Tabla 2.5 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Kelzan XCD
FORMA Polvo
COLOR Beige Claro
GRAVEDAD ESPECÍFICA 1,5
SOLUBILIDAD 100%
Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).
2.2.1.4 Synerfloc A-25D
Synerfloc A-25D es una acrilamida-copolimérica de alto peso molecular
soluble en agua con un mediano grado de carga aniónica. Es un polvo
dispersable que se mezcla fácilmente en el agua reduciendo la formación de
ojos de pescado.
24
a) Aplicación
Synerfloc A-25D es un polímero aniónico efectivo floculante usado en
todos los segmentos del proceso mineral y en el proceso de
perforación. Es usado comúnmente en dewatering y clarificación,
como una ayuda de filtro en aplicaciones de centrifuga. Y es usado
para remover los sólidos cuando pasan por el shaker o por el
sumidero.
b) Tratamiento
El requerido según las condiciones del pozo o programa de lodos de
perforación.
Tabla 2.6 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Synerfloc A-25D
FORMA Gránulos
COLOR Blanco
GRAVEDAD ESPECÍFICA 0,8
SOLUBILIDAD EN AGUA Soluble 100% en
60 min.
Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).
2.2.1.5 Soda Cáustica
La Soda Cáustica es usada para el control de pH en la mayoría de los
sistemas de fluido de perforación base agua.
a) Aplicación
La causticidad para el control de pH, varía de acuerdo con varios
factores, por ejemplo: pH del lodo antes de los añadidos cáusticos,
25
cantidad y tipo de aditivos presentes en el sistema, tipo y cantidad de
la formación perforada y contaminantes encontrados. La Soda
Cáustica también es usada para incrementar la solubilidad de los
dispersantes. Manteniendo el pH moderadamente alto con soda
cáustica es una ayuda en el control de corrosión.
b) Tratamiento
La Soda Cáustica debería agregarse completa a través del barril
químico con agua lentamente o sobre una circulación por saco. Es
fácil de sobrepasarse, ser cuidadoso.
Tabla 2.7 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Synerfloc A-25D
FORMA Sólidos, gránulos
COLOR Blanco
GRAVEDAD ESPECÍFICA 2,13
SOLUBILIDAD EN AGUA Soluble 100%
PUNTO DE EBULLICIÓN 138°C
PUNTO DE FUSIÓN 318°C
pH 13 en solución al 1%
Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).
2.2.1.6 Defoam X
Defoam X es usado como antiespumante en lodos base agua.
a) Aplicación
Defoam x es un agente antiespumante para ser usado en los sistemas
de lodos en base de agua, en condiciones difíciles a severas. Es
26
efectivo en cualquier grado de pH, en altas temperaturas y en un
amplio rango de salinidad.
b) Tratamiento
Para mayor efectividad el antiespumante debe ser añadido
directamente al sistema de lodo lo más próximo al shale shaker como
sea posible. Las concentraciones pueden variar, aunque para una
espuma ligera 0,3 – 0,9 L/m3 pueden ser requeridas.
Tabla 2.8 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Defoam X
GRAVEDAD ESPECÍFICA 0,9
FORMA Líquida
COLOR Amarillo pálido
SOLUBILIDAD EN AGUA Insoluble, dispersable en
agua
PORCENTAJE DE VOLATILIDAD 60%
pH 7 a 8
Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).
2.2.1.7 Barita
La Barita es usada como un agente densificante en sistemas de fluidos
basados en agua o en aceite.
27
Tabla 2.9 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Barita
FORMA Polvo
COLOR Entre gris y blanco
DENSIDAD EN VOLUMEN 2160 Kg/m3
SOLUBILIDAD Insoluble en agua y aceite
PESO ESPECÍFICO 4,2
PUNTO DE FUSIÓN 1580 °C
pH 7 a 8
Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).
a) Aplicación
La barita es empleada para incrementar la densidad de todos los
lodos. Pueden obtenerse pesos de lodos por arriba de 2400 – 2600
Kg/m3 mientras aún se retiene un fluido bombeable. La Barita es
químicamente inerte y no reaccionará con varios aditivos para lodo o
con contaminantes encontrados.
b) Tratamiento
La cantidad de Barita requerida para obtener una densidad deseada:
Ec [1]
2.2.2 NUEVO INHIBIDOR DE ARCILLA
2.2.2.1 Clay Control Plus
Es un inhibidor y estabilizador de arcillas líquido que se utiliza en salmueras,
ácidos, geles, agua de matado de pozos en operaciones de perforación y
28
workover y fluidos de control, con el fin de proteger a la formación del daño
que provocan las arcillas expansivas y/o del desprendimiento de arcillas
migratorias en la matriz de la roca reservorio.
a) Aplicaciones
Estabilizar de arcillas y/o lutitas finos, excelente en medios acuosos
de silicios como feldespatos, cuarzo, Kaolinita y esmectitas. También
se lo utiliza como auxiliar para control de la corrosión en las
operaciones del pozo.
b) Tratamiento
Esta arcilla de control se debe añadir directamente al sistema de lodo
en concentraciones normalmente de 1-4 ppb (Pound per Barrel).
Tabla 2.10 Propiedades Típicas del Producto Clay Control Plus
Fuente:(Transmerquin, 2014).
PROPIEDADES TÍPICAS
PESO ESPECÍFICO 60°F
DENSIDAD lbs/gal 60°F
1.026 / 0.016
8.54 / 0.125
PUNTO DE INFLAMACION (PMCC) °F
VISCOSIDAD CP @ 76° F
VISCOSIDAD CP @ 32° F
> 200
10-15
ND
PUNTO DE DERRAME °F
pH
< / = 6
4.3+/=0.5
29
2.3 EFECTOS DE LOS COMPONENTES INHIBITORIOS EN
LOS MINERALES ARCILLOSOS
Para controlar las interacciones entre el lodo y la lutita el sistema
posee inhibidores o aditivos químicos. Los sistemas con altos
niveles de calcio, potasio u otros inhibidores químicos son la mejor opción
para perforar en formaciones sensibles al agua. Sales, polímeros, materiales
asfálticos, glicoles, aceites, agentes tensoactivos y otros inhibidores de lutita
pueden ser usados en los fluidos de perforación a base de agua para inhibir
el hinchamiento de la lutita e impedir el derrumbe. La lutita está
caracterizada por composiciones y sensibilidades tan variadas que no se
puede aplicar universalmente ningún aditivo en particular.
2.3.1 COMPORTAMIENTO DE LAS AMINAS.
Las aminas, amidas, poli-aminas, iminas, nitrilos y aminoácidos son
químicos derivados del amoniaco y resultan de la sustitución de uno o varios
de los hidrógenos de la molécula de amoniaco por
otros sustituyentes o radicales. Generalmente usados como componentes en
algunos lodos base agua para contribuir en la estabilidad de las arcillas y las
lutitas.
Hace más de 20 años el cloruro de amonio fue probado como un inhibidor de
arcillas, el fosfato de di-amonio ha sido usado durante más de 15 años, sin
embargo para la suspensión, transporte de los recortes de perforación y la
estabilidad del pozo los materiales catiónicos orgánicos han sido
adicionados a los fluidos de perforación hace más de una década.
2.3.1.1 Reacciones de la Arcilla con Iones Aminas
Entre la arcilla y las aminas existen reacciones químicas que son únicas en
comparación con otros iones. El modelo de intercambio de iones no explica
totalmente la interacción de las arcillas y las aminas.
30
Las aminas pueden asociarse con los minerales arcillosos a través del
intercambio de iones y a mediante la fijación de iones.
En la reacción de intercambio de iones, la velocidad de intercambio depende
de la concentración de los iones debido a la ley de acción de masas, es decir
cuanto más grande sea la relación de iones amonio a iones Na, más rápida
será la velocidad de intercambio de las aminas + por Na+.
La fijación de iones ocurrirá en las arcillas con capa de alta carga, por lo que
aumenta la selectividad de la arcilla respecto a las aminas en un orden de
magnitud. Se ha determinado mediante cálculos teóricos, que la fijación de
aminas en las arcillas esmectitas se produce cuando la carga de capas es
alta e inclina el equilibrio hacia el intercambio preferencial de cationes con
las aminas.
“Las arcillas esméctitas por lo general tienen capas de alta carga, y una
mayor porción de la carga aparecerá en la capa tetraédrica que debería ser
más selectiva respecto a las aminas a bajas temperaturas. Las capas de
esméctica con capa de alta carga coexisten con las capas de esméctica con
capa de baja carga en algunas lutitas de tipo gumbo”(Pazos & Galarza,
2010, pág. 83).
2.3.2 COMPORTAMIENTO DE POLIACRILAMIDAS PARCIALMENTE
HIDROLIZADAS (PHPA)
Las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (PHPA), son vistas como un
sistema cercano a los de base catión de amonio y están constituidas
por verdaderas macromoléculas hidrocarbonadas, de alto peso molecular,
agrupadas en largas cadenas a lo largo de las cuales se encuentran grupos
amidas y ácidos, alternando con átomos de carbono.
31
La poliacrilamida debe ser combinada con acrilato de sodio debido a que
sola es insoluble, para obtener la solubilidad en agua. Las poliacrilamidas
parcialmente hidrolizadas (PHPA) son aminas aniónicas hidrosolubles que
son el resultado de la combinación con el acrilato de sodio.
Este compuesto resultante tiene grupos carboxilo y grupos amida
distribuidos de manera aleatoria a lo largo de su cadena principal.
Figura 2.1 Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada.
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
“Tienen una serie de propiedades físicas estos polímeros que dependen de
su peso molecular, razón amino - ácida o grado de hidrólisis, pH de la
solución y concentración de la sal. Entre sus propiedades más importantes
esta la expansión que sufren estos polímeros al ser disueltos en agua o
salmuera, produciendo un aumento considerable en la viscosidad del
sistema”(Pazos & Galarza, 2010).
2.3.2.1 Características de la PHPA
“La característica inhibidora de lutita de la PHPA ocurre cuando el polímero
se agrega a las arcillas en el pozo y bloquea la hidratación y la dispersión
que suelen producirse normalmente” (Mi-Swaco, 2001, pág. 221).
32
El mecanismo primario de inhibición es la encapsulación polimérica de la
arcilla o lutita perforada por atracción y adhesión aniónica/catiónica.
“Los grupos carboxilo aniónico se agregan a las cargas positivas en los
bordes de las partículas de arcilla. Como el polímero tiene un alto peso
molecular y es relativamente largo, este polímero se combina con varios
sitios a lo largo del pozo. Esto tiene como resultado el revestimiento del pozo
y la limitación del agua que entra a la arcilla”(Mi-Swaco, 2001, pág. 221).
“La PHPA también contribuye a la estabilidad de las lutitas aumentando la
viscosidad de la fase acuosa. La PHPA aumenta la viscosidad del filtrado de
fluido de perforación, lo cual limita la profundidad de invasión del filtrado”
(Mi-Swaco, 2001, pág. 221).
“Se cree que un poliacrilato de peso molecular alto tiene demasiada afinidad
con las cargas positivas de las arcillas. De modo parecido a los
lignosulfonatos, cuando el polímero permanece en el sistema y se agrega a
los bordes de la arcilla activa, tanto en el sistema de fluido como en el pozo,
las grandes fuerzas de atracción pueden separar las arcillas y causar su
dispersión en el sistema” (Mi-Swaco, 2001, pág. 221).
La PHPA también es utilizada en el proceso de floculación, en el cual las
partículas individuales son conectadas en grandes agregados débilmente
enlazados por un polímero floculante. La masa resultante de partículas
enlazadas aumenta hasta el punto en que la aglomeración de sólidos deja
de estar suspendida y se sedimenta. Esto ayuda a mejor el ROP, mayor
eficacia de los equipos de control de sólidos y mejor estabilidad del pozo.
2.3.3 COMPORTAMIENTO DEL GLICOL
El Glicol es una sustancia ligeramente viscosa, incolora e inodora con un
elevado punto de ebullición y un punto de fusión de aproximadamente -12 °C
33
(261 K). Se mezcla con agua en cualquier proporción.
El Glicol dentro de un fluido de perforación base agua es un agente de
taponamiento, utilizado para la inhibición de lutitas. Generalmente estos
elementos comprenden una serie de uniones alquil unidas con átomos de
oxileno y terminados en radicales oxidrilos.
En los glicoles polialquenos o PAG la unidad central Y, es óxido de
propileno y las unidades X y Z, se refiere al óxido de etileno. La fórmula
estructural de estos glicoles es:
HO (CH2CH2O)X (CHCH2O)Y (CH2CH2O)ZH
|
CH3
La inhibición lograda por polyoles (glicoles) es menos comprendida que la de
otros polímeros pero está recibiendo actualmente una considerable atención
desde que se han logrado buenos resultados de campo.
La inhibición de lutitas, la estabilidad del pozo, control de filtrado ATAP y
lubricidad son las principales aplicaciones de los glicoles solubles en agua
de polímeros mejorados y de bajo peso molecular.
Debido al mecanismo de punto de niebla, a medida que el filtrado con el
glicol disuelto comienza a invadir la formación más caliente, la temperatura
del filtrado aumenta y el glicol disuelto sale de la solución y se adsorbe sobre
la matriz de lutita. Logrando de esta manera bloquear efectivamente una
invasión posterior de filtrado a través de la red porosa de la lutita.
También este sistema nos permite perforar arenas agotadas donde la
pegadura por presión diferencial causa grandes problemas, en las
operaciones de agua profunda, y para la perforación de pozos de alto ángulo
34
en las formaciones reactivas donde la estabilidad del pozo y el torque y
arrastre son motivos de preocupación.
2.4 QUÍMICA DE LAS ARCILLAS
La arcilla se puede añadir intencionalmente al fluido de perforación o puede
ingresar al sistema como contaminante importante mediante la dispersión de
los sólidos de perforación. Es muy importante la química de arcillas referente
a las interacciones entre los lodos base agua y los minerales arcillosos que
afectan la estabilidad del pozo.
Desde el punto de vista petrológico la arcilla, es una roca sedimentaria, en la
mayor parte de los casos de origen detrítico, con características bien
definidas. Para un sedimentólogo, arcilla es un término granulométrico, que
abarca los sedimentos con un tamaño de grano inferior a 2 mm.
Gran parte de los suelos y sedimentos están constituidos por acillas debido a
la mayoría son productos finales de la meteorización de los silicatos que,
formados a mayores presiones y temperaturas, en el medio exógeno se
hidrolizan.
“Los minerales arcillosos son minerales de silicato alumínico de granos finos
que tienen microestructuras bien definidas”(Mi-Swaco, 2001, pág. 127). En la
clasificación mineralógica, los minerales arcillosos están clasificados como
silicatos estratificados porque la estructura dominante se compone de camas
formadas por capas de sílice y alúmina. La mayoría de los minerales
arcillosos tienen una morfología laminar.
“En la industria de fluidos de perforación, ciertos minerales arcillosos tales
como la esmectita, uno de los principales componentes de la bentonita, son
usados para proporcionar viscosidad, estructura de gel y control de
filtrado”(Mi-Swaco, 2001, pág. 127).
35
“Las arcillas de la formación se incorporan inevitablemente en el sistema de
fluido de perforación durante las operaciones de perforación y pueden
causar varios problemas. Por lo tanto, los minerales arcillosos pueden ser
beneficiosos o dañinos para el sistema de fluido” ”(Mi-Swaco, 2001, pág.
127). El término bentonita es usado para describir la montmorillonita sódica
explotada comercialmente que se usa como aditivo para el lodo de
perforación.
2.4.1 TIPOS DE ARCILLAS
Existe varios minerales arcillosos, pero los que interesan en relación a los
fluidos de perforación se pueden clasificar en tres tipos.
El primer grupo de arcillas son las que tienen forma de aguja no hinchables
como la atapulguita o la sepiolita. El tamaño natural de los cristales finos y la
forma de aguja hacen que se formen estructuras como de escobillas
amontonadas en suspensión.
El segundo tipo de minerales son las arcillas laminares no hinchables (o
ligeramente hinchables): ilita, clorita y kaolinita, las que serán descritas más
adelante.
El tercer tipo son las montmorillonitas laminares muy hinchables. El segundo
y el tercer tipo de minerales arcillosos se encuentran en las lutitas de las
formaciones, en el orden siguiente y en cantidades decrecientes:
ilita,
clorita,
montmorillonita y
kaolinita.
36
La montmorillonita presente en las lutitas es generalmente la montmorillonita
cálcica, porque está en equilibrio con el agua de la formación, la cual es
generalmente rica en calcio. La montmorillonita sódica también se añade
normalmente a un lodo para aumentar la viscosidad y reducir el filtrado, sin
embargo las propiedades reológicas también dependen de la cantidad y el
tipo de arcillas que contenga el fluido de perforación.
“En agua dulce, las capas adsorben el agua y se hinchan hasta el punto en
que las fuerzas que las mantienen unidas se debilitan y las capas
individuales pueden separarse de los paquetes. La separación de estos
paquetes en múltiples capas se llama dispersión. Este aumento del número
de partículas, junto con el aumento resultante del área superficial, causa el
espesamiento de la suspensión” ”(Mi-Swaco, 2001, pág. 128).
Figura 2.2 Fotomicrografía de bentonita.
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
La figura 2.2 es una fotomicrografía real de una partícula de bentonita. En la
imagen se puede observar como una baraja de cartas abierta en abanico. Se
puede observar que varias de las partículas laminares se traslapan.
37
2.4.1.1 Arcillas Montmorillonitas (arcillas de tres capas)
“Si se sustituye un átomo de aluminio (Al3+) por un solo átomo de magnesio
(Mg2+) en la estructura reticular (disposición de los átomos), ésta tendrá un
electrón excedente o una carga negativa”(Mi-Swaco, 2001, pág. 130).
Figura 2.3 Sustitución de AL3+ por MG2+ causando una partícula cargada
negativamente.
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
“Los cationes que se adsorben en las superficies de las capas unitarias
pueden ser cambiados por otros cationes y se llaman los cationes
intercambiables de la arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la
arcilla se mide y se registra como capacidad de intercambio catiónico (CEC)”
”(Mi-Swaco, 2001, pág. 130).
En este tipo de arcillas el catión puede ser un ión de simple carga como el
sodio (Na+) o un ión de doble carga como el calcio (Ca2+) o el magnesio
(Mg2+). De este modo, se tiene montmorillonita sódica, montmorillonita
cálcica y/o montmorillonita magnésica.
38
Este grupo en general contiene minerales arcillosos como la montmorillonita,
la hectorita, la saporita, la nontronita y otros minerales específicos.
2.4.1.2 Ilitas (Arcillas De Tres Capas)
“Las ilitas tienen la misma estructura básica que las montmorillonitas, pero
no muestran la capacidad de hinchamiento entre capas. En vez de la
sustitución de Al3+ por Mg2+ como en la montmorillonita, la ilita tiene una
sustitución de Si4+ por Al3+, lo cual aún produce una carga negativa. Los
cationes compensadores son principalmente el ion potasio (K+)” (Mi-Swaco,
2001, pág. 130).
En los minerales arcillosos 2:1, la esmectita, ilita, y capas mixtas de ilita y
esmectita son encontradas durante la perforación de formaciones de lutita,
provocando problemas con la estabilidad del pozo y en el control del fluido
de perforación. La naturaleza problemática de estos minerales arcillosos
está relacionada con los cationes débilmente enlazados entre las capas y
las cargas débiles de las capas que producen el hinchamiento y la dispersión
al entrar en contacto con el agua.
Entonces las formaciones de lutita son generalmente menos hinchables pero
más dispersas en agua, a medida que la profundidad del pozo va
aumentando.
2.4.1.3 Cloritas(Arcillas de tres Capas)
“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. En estas arcillas, los cationes
compensadores de carga entre las capas unitarias de tipo montmorillonita
son reemplazados por una capa de hidróxido de magnesio octaédrico, o
brucita, esto se muestra en la Figura 2.11. Esta capa tiene una carga
39
positiva neta debido a la sustitución de ciertos Mg2+ por Al3+ en la capa de
brucita” (Mi-Swaco, 2001, pág. 132).
Figura 2.4 Comparación de estructuras de arcillas.
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
“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.
La capacidad de intercambio catiónico de la clorita varía de 10 a 20 meq/100
g, principalmente debido a los enlaces rotos. La clorita también puede formar
arcillas de capas mixtas con otros minerales arcillosos tales como la
esmectita. La arcilla resultante de capas mixtas tendría las propiedades de
ambos tipos de minerales arcillosos” (Mi-Swaco, 2001, pág. 132).
2.4.1.4 Kaolinitas (arcillas de dos capas)
“La kaolinita 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” (Mi-Swaco, 2001, pág. 132). Sin embargo, algunas pequeñas cargas
pueden resultar de los enlaces rotos o las impurezas. Por lo tanto, la
kaolinita tiene una capacidad de intercambio catiónico relativamente baja (de
40
5 a 15 meq/100 g). La kaolinita se encuentra comúnmente como
componente menor a moderado (5 a 20%) de las rocas sedimentarias tales
como las lutitas y las areniscas.
Tabla 2.11 Arcillas comúnmente encontradas.
GRUPO ESTRUCTURA CARGA CATIÓN DE
INTERCAMBIO HINCHAMIENTO
Kaolinita capa 1:1 Nula Ninguno Ninguno
Talco capa 2:1 Nula Ninguno Ninguno
Esmectita capa 2:1 0.3 –
0.6
Na+; Ca2+;
K+;Mg2+ Variable
Vermiculita capa 2:1 1.0 –
4.0 K+;Mg2+ Variable
Ilita capa 2:1 1.3 –
2.0 K+ Nulo
Mica capa 2:1 2.0 K+ Ninguno
Clorita capa 2:2 Variable Capa de brucita Nulo
Sepiolita cadena 2:1 Nula Ninguno Nulo
Paligorskita cadena 2:1 Menor Ninguno Nulo
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
2.4.2 CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO (CEC)
“Los cationes compensadores que se adsorben en la superficie de la capa
unitaria pueden ser cambiados por otros cationes y se llaman los cationes
intercambiables de la arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la
arcilla es medida y registrada como la CEC (capacidad de intercambio
catiónico). La CEC está expresada en miliequivalentes por 100 g de arcilla
seca (meq/100 g)” (Mi-Swaco, 2001, pág. 133).
41
Para poder conocer el CEC aparente de una arcilla se utiliza la Prueba de
Azul de Metileno (MBT), dentro de un lodo se evalúa la capacidad total de
intercambio de azul de metileno de los minerales arcillosos que se
encuentran en él, por lo general se registra la Capacidad de Azul de Metileno
(MBC) como cantidad equivalente de bentonita de Wyoming requerida para
obtener esta misma capacidad.
“Es importante notar que la prueba no indica directamente la cantidad de
bentonita presente. Sin embargo, la cantidad aproximada de bentonita y
sólidos en el lodo puede ser calculada basándose en el hecho de que los
sólidos de perforación normales tienen una CEC equivalente a 1/9 de la CEC
de la bentonita, y si se calcula la cantidad de sólidos de perforación
presentes en el lodo a partir de un análisis de retorta”(Mi-Swaco, 2001, pág.
135).
Cuando se mide la MBC de los recortes de perforación puede ser más
exacto el cálculo aproximado de la cantidad de bentonita agregada y sólidos
de perforación. Puede ser útil este procedimiento para evaluar la cantidad y
la calidad de las arcillas que se encuentran en el lodo.
2.4.3 HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS
“El cristal de bentonita se compone de tres capas: una capa de alúmina con
una capa de sílice encima y otra debajo. La laminilla de arcilla está cargada
negativamente y una nube de cationes está relacionada con ésta. Si un gran
número de estos cationes son sodio, la arcilla será frecuentemente llamada
montmorillonita sódica”(Mi-Swaco, 2001, pág. 135).
Como muestra la Figura 2.12, se expanden hasta 40 Å las bentonitas
sódicas, mientras que la bentonita a base de calcio se expande hasta 17 Å.
Los cationes divalentes como Ca2+ y Mg2+ hacen que aumente la fuerza de
atracción entre las laminillas, reduciendo así la cantidad de agua que se
42
puede adsorber. Los cationes monovalentes como Na+ producen una débil
fuerza de atracción, permitiendo que entre las lamillas entre más agua.
Figura 2.5 Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y
sódica.
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
"Estas propiedades coligativas son básicamente medidas de la reactividad
de la arcilla. Como la CEC es fácil de medir, se trata de un método práctico
para evaluar la reactividad de la arcilla o lutita. La CEC de la arcilla se puede
medir mediante una valoración de azul de metileno. Para medir la CEC, se
usa una solución de azul de metileno 0,01 N, de manera que el número de
milímetros de solución de azul de metileno requeridos para llegar al punto
final sea igual a meq/100 g.” (Mi-Swaco, 2001, pág. 136).El rango de CEC
para minerales arcillosos puros se muestra en la siguiente:
43
Tabla 2.12 Rango de CEC para materiales minerales arcillosos puros.
ARCILLA CEC (meq/100g)
Esmectita 80 – 150
Ilita 10 – 40
Clorita 10 – 40
Kaolinita 3 - 10
Fuente: (Mi-Swaco, 2001).
El mineral arcilloso más reactivo es aquel que contiene esmectita, entonces
las lutitas que contienen esmectita son las más sensibles al agua y las más
hidratables. Las lutitas que contienen otros minerales arcillosos tienen una
menor capacidad de hidratación, aunque puedan ser sensibles al agua. La
mayoría de las lutitas contienen varios tipos de arcillas en cantidades
variables.
Tabla 2.13 Comportamiento de Minerales de Arcilla bajo la influencia del
Agua
Minerales de arcilla vs Agua
Esmectita (Montmorillonita) arcillas hinchables, sensibles al
agua fresca, absorbe agua y se expande
Ilita Se dispersa en agua fresca y migra rápidamente
Capas Mezcladas
Capas de esmectita /Ilita, arcillas hinchables, no
tanto
como la esmectita, se dispersan en agua fresca
Caolinita Afectada por la dispersión y migración, en menor
grado que la Ilita
Clorita No es sensible al agua fresca, no se hincha,
algunas veces sensible a los ácidos
Fuente: (Qmax-Ecuador, 2014).
44
2.4.4 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA
“Los distintos procesos de enlace de las partículas de arcilla son importantes
para la reología de las suspensiones de arcilla. Estos procesos de enlace
deben ser comprendidos para entender y controlar los cambios reológicos en
los fluidos de perforación (Mi-Swaco, 2001, pág. 138).
“Las partículas laminares finas y planas de arcilla tienen dos superficies
diferentes. La cara grande o superficie planar está cargada negativamente y
la superficie fina del borde está cargada positivamente donde se interrumpe
la red y se expone la superficie del enlace roto” (Manual de Fluidos, Mi-
Swaco, 2001, pág. 138). Estas cargas eléctricas y los cationes
intercambiables crean alrededor de las partículas de arcilla un campo de
fuerzas eléctricas que determina la manera en que dichas partículas
interactúan unas con otras.
Figura 2.6 Procesos de enlace de las partículas de arcilla.
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
45
En general se produce un cierto grado de enlaces entre las partículas. Las
partículas de arcilla se asocian cuando están en uno de los siguientes
estados: agregación, dispersión, floculación o desfloculación como se
presentan en la Figura 2.13.
“La agregación: (enlace de cara a cara) resulta en la formación de láminas o
paquetes más gruesos. Esto reduce el número de partículas y causa una
reducción de la viscosidad plástica. La agregación puede ser causada por la
introducción de cationes divalentes, tales como Ca2+, en el fluido de
perforación. Esto podría resultar de la adición de cal o yeso, o de la
perforación de anhidrita o cemento. Después del aumento inicial, la
viscosidad disminuirá con el tiempo y la temperatura, hasta llegar a un valor
inferior al valor inicial” (Mi-Swaco, 2001, pág. 139).
Figura 2.7 Estado Agregado de las Arcillas.
Fuente:(Halliburton, 2008).
“La dispersión: reacción contraria a la agregación, resulta en un mayor
número de partículas y viscosidades plásticas más altas. Las laminillas de
arcilla son normalmente agregadas antes de ser hidratadas y cierta
dispersión ocurre a medida que se hidratan. El grado de dispersión depende
del contenido de electrolitos en el agua, del tiempo, de la temperatura, de los
46
cationes intercambiables en la arcilla y de la concentración de arcilla.” (Mi-
Swaco, 2001, pág. 139).
Figura 2.8 Estado Disperso de las Arcillas.
Fuente:(Halliburton, 2008).
“La floculación: se refiere a la asociación de borde a borde y/o borde a cara
de las partículas, resultando en la formación de una estructura similar a un
“castillo de naipes”. Esto causa un aumento de la viscosidad, gelificación y
filtrado. La severidad de este aumento depende de las fuerzas que actúan
sobre las partículas enlazadas y del número de partículas disponibles para
ser enlazadas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 139).
Figura 2.9 Estado Floculado de las Arcillas.
Fuente:(Halliburton, 2008).
47
“La desfloculación: es la disociación de las partículas floculadas. La adición
de ciertos productos químicos al lodo neutraliza las cargas electroquímicas
en las arcillas. Esto elimina la atracción que resulta del enlace borde a borde
y/o borde a cara entre las partículas de arcilla” (Mi-Swaco, 2001, pág. 139).
2.5 ESTABILIDAD DE LA LUTITA Y DEL POZO
Uno de los principales desafíos al perforar un pozo es mantener el pozo
estable. Los estudios indican que más del 10% de los costos operacionales
en la perforación de un pozo son a causa de sucesos imprevistos
relacionados con la inestabilidad del pozo.
Prevenir la inestabilidad de las zonas con lutitas es muy importante para
cada fase de la industria de fluidos de perforación, continuamente están
siendo desarrolladas y aplicadas nuevas tecnologías, pero también las
tecnologías anteriores son perfeccionadas consecutivamente.
“La inestabilidad del pozo es causada por un cambio radical del esfuerzo
mecánico y de los ambientes químicos y físicos durante la perforación,
exponiendo la formación al lodo de perforación. Tal inestabilidad del pozo
suele ser indicada por lutitas derrumbables, resultando en ensanchamiento
del pozo, puentes y relleno” (Mi-Swaco, 2001, pág. 479).
“Las consecuencias más comunes son la pegadura de la tubería,
desviaciones del pozo, dificultades relacionadas con los registros y su
interpretación, dificultades en la recuperación de núcleos laterales,
dificultades al meter la tubería de revestimiento, cementaciones de mala
calidad, y la pérdida de circulación” (Mi-Swaco, 2001, pág. 479).
48
Estos problemas causan mayores costos operacionales, incluso la
posibilidad de perder parte del pozo o el pozo entero, o una producción
reducida.
Las causas de la inestabilidad en el pozo son: Esfuerzo mecánico,
Interacciones químicas con el fluido de perforación, Interacciones físicas con
el fluido de perforación.
2.5.1 ROTURA POR ESFUERZO MECÁNICO
La falla en el pozo debido a al esfuerzo mecánico es causada por una de
dos situaciones: la primera cuando el peso del lodo es demasiado alto,
causando una fractura (roca bajo tensión) y la pérdida de circulación en el
sistema. La otra situación es cuando el peso del lodo es demasiado bajo,
causando el derrumbe (fisuración) o colapso (roca bajo compresión) de la
roca, como se muestra en la Figura 2.17.
Figura 2.10 Inestabilidades mecánicas del pozo.
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
49
También la abrasión mecánica y el impacto de la columna de perforación
pueden causar un ensanchamiento del pozo y en causar inestabilidad en las
rocas frágiles.
2.5.1.1 Rotura-Fracturación Causada por la Tensión
“Las rocas tienen bajas resistencias a la tensión. En realidad, las
formaciones de arena no consolidada o fracturadas tienen una resistencia a
la tensión igual a cero. Las areniscas suelen tener una resistencia a la
tensión más baja que la lutita”(Mi-Swaco, 2001, pág. 493).
Cuando la presión del fluido de perforación excede el gradiente de presión
de la roca, comienza a formarse una fractura que causa la pérdida de
circulación. En un plano paralelo a la dirección del esfuerzo principal máximo
y perpendicular al esfuerzo mínimo se encuentra orientada la fractura,
generando la abertura de una fractura vertical hacia el esfuerzo principal
más pequeño. La fracturación y la pérdida de circulación son perjudiciales
para la estabilidad del pozo, en especial en las formaciones medianamente
duras a duras.
“Hay una corriente de opinión que considera que algunas lutitas “blandas” y
“gumbos” de alto contenido de agua pueden deformarse plásticamente,
causando un aumento en el tamaño y volumen del pozo (hinchamiento).
Según la teoría de hinchamiento, si el peso del lodo es excesivo, el pozo
puede ensancharse (hincharse) y aprisionar la presión de la misma manera
que un recipiente a presión” (Mi-Swaco, 2001, pág. 493).
2.5.1.2 Rotura/Colapso Causado por la Compresión o Flujo Plástico
Las rocas poseen resistencias a la compresión que varían por lo general de
4.000 a 15.000 psi. Cuando el peso del lodo no es capaz de balancear este
50
esfuerzo máximo admisible de la roca, uno de dos mecanismos de rotura
puede entrar en juego:
1. Ensanchamiento del pozo debido a la fisuración o al colapso en las
rocas frágiles.
2. Deformación del pozo y pozo reducido debido al flujo plástico en las
formaciones plásticas como la sal, causando la compresión del pozo
hasta que se cierre.
“Las lutitas sometidas a esfuerzos y las lutitas presurizadas son dos
problemas especiales de estabilidad del pozo que ocurren porque el peso
del lodo no es suficiente para satisfacer las resistencias a la compresión”
(Mi-Swaco, 2001, pág. 493).
a) Lutitas Sometidas a Esfuerzos
Generalmente el peso del lodo se aumenta para controlar el flujo de
gas y líquidos dentro del pozo. Cuando la formación está sometida a
esfuerzos debido a las fuerzas tectónicas, el peso del lodo puede ser
necesario para evitar la inestabilidad del pozo.
La lutita de este tipo no se hidrata mucho pero que se derrumba en el
pozo al ser penetrada. Estas lutitas son encontradas en regiones
donde se han producido movimientos tectónicos (el proceso mediante
el cual la corteza terrestre se deforma, produciendo continentes,
océanos, montañas, entre otros).
Para optimizar la limpieza del pozo, se necesita usar un sistema de
lodo que disminuye de una manera considerable su viscosidad con un
esfuerzo de corte bajo y altos esfuerzos frágiles de gel, además de
mantener buenas características del revoque y un filtrado bajo. Esto
ayudará a impedir el derrumbe causado por los esfuerzos al mantener
51
un perfil de flujo hidrodinámico, y ayudará a limpiar el pozo. Los altos
esfuerzos de gel suspenderán la lutita que se derrumba impidiendo
que la lutita caiga dentro del pozo cuando la columna de perforación
está fuera del pozo.
“Las diferencias térmicas entre el flujo de lodo frío y la formación
caliente también pueden causar esfuerzos sobre el pozo y la
inestabilidad del pozo. Este problema no es común, pero debería ser
considerado al evaluar la rotura del pozo en pozos de alta
temperatura” (Mi-Swaco, 2001, pág. 495).
b) Lutitas Presurizadas
Cuando es impermeable la formación, y no existe ninguna formación
permeable adyacente, tal como un cuerpo masivo de lutita o sal,
puede que sea difícil identificar algún aumento de la presión debido a
la ausencia de gas de fondo/conexión o al influjo de fluidos porales.
“Las lutitas problemáticas relacionadas con las geopresiones suelen
limitarse geográficamente a zonas de geología más reciente,
generalmente postcretáceas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 495).
En la evolución del tiempo geológico, los limos y las lutitas se
comprimen y se compactan debido a la masa cada vez más grande
de la sobrecarga. En el proceso de compactación, los fluidos
contenidos dentro de la lutita son extraídos fuera de ésta y dentro de
lentes de arena más porosas y permeables, y no se comprimen ni se
compactan de ningún modo. Por lo tanto, todos los fluidos que entran
en estas lentes quedan atrapados y están totalmente aislados por la
lutita circundante, como se muestra en la Figura 2.18
52
Figura 2.11 Lutita presurizada.
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
Para el problema de lutita causado por la presión, se debe aumentar
el peso del lodo para crear una presión hidrostática suficiente para
confinar la presión de la formación. También se debe aumentar la
densidad y existen otras prácticas que pueden ayudar a controlar el
problema, minimizando cualquier reducción adicional de la presión
hidrostática:
Mantener el pozo lleno de lodo al sacar la tubería. Esto mantiene
la presión hidrostática al nivel más alto posible en todo momento.
La baja viscosidad y los bajos esfuerzos de gel del lodo
contribuirán a la prevención del pistoneo. Los revoques más finos
obtenidos con una filtración más baja también permitirán evitar el
pistoneo del pozo.
Sacar lentamente la tubería a través de la sección que está
ocasionando el problema.
53
c) Lutitas Quebradizas
Estas lutitas parecen ser firmes y macizas pero se deshacen al
colocarlas en agua y los pedazos de lutita no se ablandan ni se
hinchan en el agua. La inestabilidad puede ser causada cuando la
lutita puede ser debilitada por la penetración de agua a lo largo de las
superficies de las microfracturas y los planos de estratificación; o
cuando una pequeña cantidad de arcilla está rodeada por una matriz
de cuarzo y feldespato. Incluso una leve hidratación de la arcilla
causará una elevada presión de hinchamiento y la formación será
inestable.
2.5.2 INTERACCIONES QUÍMICAS
2.5.2.1 Hidratación y Dispersión de Lutita
La hidratación es la expansión de las arcillas debido a la absorción de agua.
Cuando se encuentra expuesta la lutita a un fluido de base agua sin una
química que tapone los poros, el filtrado interactúa directamente con la lutita
causando hidratación y un aumento de la presión en el poro.
La dispersión es la desintegración del cuerpo de las lutitas debido al
contacto con agua. El agua dulce es absorbida por las capas y se hinchan
hasta que se debilitan las fuerzas que las mantienen unidas, causando que
las capas individuales se separen de los paquetes.
2.5.2.2 Lutita Sensible al Agua
La gran mayoría de veces, las lutitas sensibles al agua o hidratables
contienen altas concentraciones de arcilla montmorillonita. Para la medida
de la reactividad se suele usar el contenido de montmorillonita que contiene
el sistema, o también la CEC, el contenido total de arcilla, el contenido de
54
agua, la superficie y la dureza. Incluso lutitas que contienen ilita, clorita o
kaolinita, que son arcillas que se hidratan menos, son afectadas en cierta
medida por la interacción con la química del lodo base agua.
Una de las causas más importantes de la inestabilidad del pozo es la
hidratación por agua. “La hidratación puede ocurrir de dos maneras en las
lutitas sensibles al agua: adsorción superficial y osmótica. La hidratación
superficial ocurre cuando un pequeño volumen de agua se adsorbe
fuertemente en las superficies planas de las arcillas, lo cual causa poco
ablandamiento o hinchamiento, pero puede producir esfuerzos excesivos si
el hinchamiento está confinado. El hinchamiento osmótico ocurre cuando un
gran volumen de agua débilmente retenida es atraído por las superficies de
arcilla por las fuerzas electrostáticas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 498).
“En las lutitas más antiguas y más rígidas, la hidratación superficial produce
un aumento del esfuerzo cerca del pozo (debido al esfuerzo interno del
hinchamiento confinado), causando derrumbes y desprendimientos firmes,
frágiles y angulares. Parece ser que el agua penetra en estas lutitas a través
de líneas de fractura preexistentes parcialmente cementadas. Esto resulta
en un gran esfuerzo interno producido por el hinchamiento superficial,
causando la rotura de la roca a lo largo de las líneas de fractura” (Mi-Swaco,
2001, pág. 498).
2.5.3 INTERACCIONES FÍSICAS
“Las interacciones físicas también pueden causar la inestabilidad del pozo.
Éstas incluyen la erosión, la cual causa el ensanchamiento del pozo, la
humectación a lo largo de fracturas preexistentes y la invasión de fluido que
causa la transmisión de la presión. Un pozo es más estable cuando hay
suficiente presión hidrostática para que el sobrebalance siga actuando
exactamente sobre el frente del pozo y cuando el esfuerzo máximo sobre el
pozo es inferior a la resistencia de la formación” (Mi-Swaco, 2001, pág. 501).
55
Para minimizar las pérdidas de filtrado se debe mantener un pozo de calibre
uniforme, también se deben usar agentes de taponamiento para evitar la
invasión de fluido y que la transmisión de presión ocurra radialmente hacia
afuera del pozo.
2.5.3.1 Erosión
“La erosión es causada por la turbulencia del fluido en las formaciones
blandas. Las formaciones blandas que se erosionan fácilmente son las
areniscas no consolidadas, las tizas blandas, y las arcillas y lutitas más
blandas. El flujo turbulento puede causar la erosión en las formaciones más
blandas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 502).
2.5.3.2 Humectación, Invasión de Fluido y Transmisión de Presión
“La humectación a lo largo de las microfracturas preexistentes de la lutita, la
invasión de fluido y la compensación de la presión de sobrebalance son
factores que comprometen la estabilidad del pozo” ” (Mi-Swaco, 2001, pág.
502).
Como se refirió antes, la humectación es una de las principales causas de la
inestabilidad de la lutita. Aunque estas lutitas no se ablanden ni se
descompongan cuando están en contacto con el agua, la invasión de filtrado
o del fluido de perforación producirá debilidades en los planos de
estratificación y causará partiduras y derrumbes.
“Para controlar estas lutitas con mayor eficacia, se requiere sellar la
formación para protegerla contra la invasión de fluido. Esto se puede lograr
controlando la filtración de alta presión, alta temperatura y la calidad del
revoque con polímeros, una concentración adecuada de bentonita, y usando
materiales insolubles en agua y agentes obturantes de poros” ” (Mi-Swaco,
2001, pág. 502).
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA
56
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA
3.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO VÍCTOR HUGO RUALES
(VHR)
3.1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO VHR
“El campo llamado actualmente VHR, inicialmente Cantagallo, con ese
nombre se perforo el primer pozo entre 17 de junio y 18 de julio de 1988.
Alcanzó una profundidad de 8330ˈ y dio una producción de 10617 BFPD de
los reservorios “T” (1008 BFPD, 33° API), “U” (8617 BFPD, 32° API), “M2”
(442 BFPD, 32° API) y Basal Tena (550 BFPD, 20° API)” (Baby,
Rivadeneira, & Barragan, 2004, pág. 286).
“En 1991, a raíz del fallecimiento de Víctor Hugo Ruales (Ejecutivo de CEPE,
uno de los artífices del arranque de la producción de los primeros campos de
la empresa), se le rebautizó con su nombre” (Baby, Rivadeneira, &
Barragan, 2004, pág. 286).
El campo VHR inicia su producción en marzo de 1991. Con la información
sísmica obtenida en 1987 e interpretada por CEPE – ECOPETROL se
definió un alto estructural compartido entre Ecuador y Colombia, al que se
denominó Frontera Quillasinga, perforándose en diciembre de 1987 los
pozos FTR-0, con una producción de 4500 BFPD de las arenas “Ui” y “T” y
en 1988 el pozo Quillasinga-01 por ECOPETROL Colombia, con una
producción en los mismos yacimientos.
57
3.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El campo se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, al Norte de la
Cuenca Oriente, limitado al Norte y al Este por la frontera con Colombia, al
Sur por el Campo Cuyabeno – Sansahuari y hacia el oeste por los campos
Tapi-Tetete y Frontera.
Se encuentra localizado dentro de las siguientes coordenadas:
Latitud: 00° 15ˈ y 00° 24ˈ N
Longitud: 76° 17ˈ y 76° 19ˈ W
Figura 3.1 Ubicación Geográfica del Campo VHR.
Fuente:(Ruiz, 2009).
58
3.1.3 ESTRUCTURA
La estructura del campo Víctor Hugo Ruales (VHR) es un anticlinal de 15 km
de largo aproximadamente por 2,50 km de ancho, al este se encuentra
limitada por una falla de rumbo, transpresional en el tiempo Eoceno
Superior, lo que se evidencia por deformación sin-tectónica de los
sedimentos de la formación Tiyuyacu Inferior.
El campo presenta a los diferentes niveles cretácicos una configuración
morfológica estructural caracterizada por un anticlinal fallado, elongado en
dirección N-S.
Figura 3.2 Mapa Estructural del Campo VHR.
Fuente:(Bonilla & Buestán, 2013).
59
3.1.4 POZO VHR-31
El pozo VHR-31, inició su operación de perforación el día 18 de Diciembre
del 2013 a las 00:00 horas. Llegando a la profundidad final de 8750 ft MD /
8326 ft TVD el día 31 de Diciembre del 2013 a las 13:00 horas. Se
emplearon 5 BHAˈs, 5 Brocas PDC, siendo necesarios 114 días de
perforación.
Figura 3.3 Mapa de la Ubicación Pozo VHR-31.
Fuente:(Petrokem Logging Services, 2014).
60
Figura 3.4 Estado Mecánico Pozo VHR-31.
Fuente:(Petrokem Logging Services, 2014).
61
3.1.4.1 Descripción Litológica del Pozo VHR-31
a) Formación Orteguaza
Tope: 5283ˈ Profundidad Mediada (MD) / 4859ˈ Profundidad
Vertical Verdadera (TVD)
Formación comprendida por un gran espesor lutítico en la parte superior.
Hacia la parte media presenta intercalaciones de limolita gradando a una
arenisca muy fina, los cuales se describen de la siguiente manera:
Lutita: Gris, gris oscura, gris verdosa, moderadamente firme, sublaminar,
subfisil, astillosa, quebradiza, textura cerosa, no calcárea.
Limolita: Café rojiza, gris clara, firme a moderadamente firme, subbloque a
irregular, textura terrosa, no calcárea.
b) Formación Tiyuyacu
Tope: 5886ˈ Profundidad Mediada (MD) / 5462ˈ 4859ˈ Profundidad
Vertical Verdadera (TVD)
La Formación Tiyuyacu de ambiente Fluvial está constituida principalmente
por arcillolitas intercaladas con limolitas en la parte superior. Además se
encuentra conformada por dos cuerpos de conglomerado, siendo la Superior
de tipo cuarzoso asociado con arenisca, mientras que el inferior se
encuentra por chert ocasionalmente acompañado con algunos lentes de
arenisca hacia la base.
Arcillolita: Gris oscura, café clara, gris clara, moderadamente firme a suave,
subbloque, textura terrosa, no calcárea.
62
Conglomerado Superior: Cuarzoso, blanco lechoso, blanco amarillento,
gris claro, subtranslucido, subtransparente, opaco, suelto, muy duro,
fragmentos angulares, fractura concoidea.
Arcillolita: Gris clara, crema, café rojiza, ocasionalmente café amarillenta,
suave a moderadamente firme, irregular a subbloque, textura terrosa, no
calcárea.
Limolita: Gris oscura, gris verdosa, moderadamente firme a firme, irregular,
textura terrosa, no calcárea, gradando a una arenisca de grano muy fino.
c) Formación Tena
Tope: 7609ˈ Profundidad Mediada (MD) / 7185ˈ Profundidad
Vertical Verdadera (TVD)
Está formada por una secuencia continental de arcillolitas intercaladas con
algunas capas de limolitas. Mientras que en parte basal está constituido por
Arenisca.
Arcillolita: Café oscura, café rojiza, café amarillenta, purpura, crema, gris
clara, moderadamente firme a firme, irregular a subbloque, ligeramente
calcárea.
Limolita: Rojiza, café, gris clara, ocasionalmente gris verdosa,
moderadamente firme a firme, subbloque a bloque, textura terrosa,
ligeramente calcárea.
d) Formación Napo
Tope: 7935ˈ Profundidad Mediada (MD) / 7511ˈ Profundidad
Vertical Verdadera (TVD)
63
En esta formación se encuentran los objetivos primarios y secundarios del
pozo VHR-31, en los reservorios correspondientes a los miembros: Arenisca
“U” Inferior, Arenisca M2, Arenisca “U” Superior y “U” Media, durante la
perforación de esta formación se detectaron niveles de background de gas e
hidrocarburos con manchamiento, fluorescencia y corte de areniscas.Esta
formación está constituida por una secuencia de lutitas con intercalaciones
de areniscas y calizas.
Lutita: Gris oscuro, moderadamente firme a firme, sublaminar, subfisil,
astillosa, quebradiza, cerosa, no calcárea.
3.2 DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS Y PROCEDIMIENTOS DE
PRUEBAS DE LABORATORIO
3.2.1 PRUEBAS DE LABORATORIO EN LOS FLUIDOS
El fluido de perforación busca garantizar la seguridad y eficacia en el
proceso de perforación, mediante la incorporación de ciertos productos
químicos para el tratamiento de problemas específicos a medida que se
profundiza la perforación, la circulación de dicho fluido se inicia al comenzar
la perforación y sólo debe interrumpirse al agregar cada tubo, o durante el
tiempo que dure el viaje de la sarta de perforación que se genere por el
cambio de la broca.
El API (Instituto Americano del Petróleo) ha recomendado métodos estándar
para la realización de pruebas de campo y en laboratorio de los fluidos de
perforación, cuyos procedimientos detallados pueden ser consultados en la
publicación de API titulada “Recommended Practice: Standard Procedure for
Field Testing Water-Based (Oil-Based) Drilling Fluids”, API RP 13B-1, 13B-2,
y el API RP-13I.
64
3.2.1.1 Densidad del Fluido
a) Descripción
La densidad comúnmente llamada peso de lodo es una medida de la masa
por volumen unitario de lodo, que controla la presión hidrostática existente
en las formaciones perforadas.
“Se mide con una balanza de lodo presurizada de suficiente precisión,
debido a que es de gran importancia obtener mediciones del peso del lodo
con un mínimo margen de error (0,1 lb/gal, 0,5 lb/pie3 o 5 psi/1000 pies de
profundidad)” (Mi-Swaco, 2001, pág. 33).
b) Equipo
La balanza de lodo se compone principalmente de una base sobre la cual
descansa un brazo graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel de burbuja de
aire, caballero y contrapeso. Se coloca el vaso de volumen constante en un
extremo del brazo graduado, el cual tiene un contrapeso en el otro extremo.
El vaso y el brazo oscilan perpendicularmente al cuchillo horizontal, el cual
descansa sobre el soporte, y son equilibrados desplazando el caballero a lo
largo del brazo.
Figura 3.5 Balanza Presurizada.
65
c) Procedimiento
1. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con el lodo a
probar.
2. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada,
asegurándose que parte del lodo sea expulsado a través del agujero de
la tapa.
3. Limpiar el lodo que está fuera del vaso y secar el vaso.
4. Colocar el brazo de la balanza sobre la base, con el cuchillo
descansando sobre el punto de apoyo.
5. Desplazar el caballero hasta que el nivel de burbuja de aire indique que
el brazo graduado está nivelado.
6. En el borde del caballero más cercano al vaso, leer la densidad o el
peso del lodo.
7. Ajustar el resultado a la graduación de escala más próxima, en lb/gal,
lb/pie3, psi/1.000 pies de profundidad o en Gravedad Específica (SG).
Ec [2]
Donde:
SG = Gravedad Específica
3.2.1.2 Viscosidad
a) Descripción
“Viscosidad es el término reológico más conocido. En su sentido más amplio,
la viscosidad se puede describir como la resistencia al flujo de una
sustancia” (Mi-Swaco, 2001, pág. 171).
Los términos a continuación se usan para describir la viscosidad y las
propiedades reológicas del fluido de perforación en el campo petrolífero:
66
Viscosidad embudo (seg/qt o seg/l).
Viscosidad aparente (cP o mPa•seg).
Viscosidad efectiva (cP o mPa•seg).
Viscosidad plástica (cP o mPa•seg).
Punto cedente (lb/100 pies2 o Pa).
Viscosidad a baja velocidad de corte y Viscosidad a Muy Baja
Velocidad de Corte (LSRV) (cP o mPa•sec).
Esfuerzos de gel (lb/100 pies2 o Pa).
b) Equipo
El Viscosímetro Rotativo o viscosímetros de indicación directa son
instrumentos de tipo rotativo accionados por un motor eléctrico o una
manivela. El fluido de perforación está contenido dentro del espacio anular
entre dos cilindros concéntricos.
“El cilindro exterior o manguito de rotor es accionado a una velocidad
rotacional (RPM – revoluciones por minuto) constante. La rotación del
manguito de rotor en el fluido impone un torque sobre el balancín o cilindro
interior. Un resorte de torsión limita el movimiento del balancín y su
desplazamiento es indicado por un cuadrante acoplado al balancín” (Mi-
Swaco, 2001, pág. 35).
Han sido ajustadas las constantes del instrumento para poder obtener la
viscosidad plástica y el punto cedente utilizando las indicaciones derivadas
de las velocidades del manguito de rotor de 600 y 300 RPM.
67
Figura 3.6 Viscosímetro Rotativo.
c) Procedimiento para la determinación de la Viscosidad Aparente,
la Viscosidad Plástica y el Punto Cedente
1. Colocar la muestra recién agitada dentro de un vaso térmico (termo
cup) y ajustar la superficie del lodo al nivel de la línea trazada en el
manguito de rotor.
2. Calentar o enfriar la muestra hasta 120ºF (49ºC). Agitar lentamente
mientras se ajusta la temperatura.
3. Arrancar el motor colocando el conmutador en la posición de alta
velocidad, con la palanca de cambio de velocidad en la posición más
baja. Esperar que el cuadrante indique un valor constante y registrar
la indicación obtenida a 600 RPM. Cambiar las velocidades
solamente cuando el motor está en marcha.
68
4. Ajustar el conmutador a la velocidad de 300 RPM. Esperar que el
cuadrante indique un valor constante y registrar el valor indicado para
300 RPM.
5. Viscosidad plástica en centipoise = indicación a 600 RPM menos
indicación a 300 RPM (Figura 3.6)
6. Punto Cedente en lb/100 pies2 = indicación a 300 RPM menos
viscosidad plástica en centipoise (Figura 3.6).
Figura 3.7 Curva Típica de Caudales para un Lodo de Perforación.
Fuente:(Mi-Swaco, 2001).
d) Procedimiento para la determinación del Esfuerzo de Gel
1. Agitar la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 15 segundos y
levantar lentamente el mecanismo de cambio de velocidad hasta la
posición neutra.
2. Apagar el motor y esperar 10 segundos.
3. Poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar las
unidades de deflexión máxima en lb/100 pies2 como esfuerzo de gel
inicial. Si el indicador del cuadrante no vuelve a ponerse a cero con el
motor apagado, no se debe reposicionar el conmutador.
69
4. Repetir las etapas 1 y 2, pero dejar un tiempo de 10 y 30 minutos y
luego poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar
las unidades de deflexión máxima como esfuerzo de gel a 10 minutos.
Indicar la temperatura medida.
3.2.1.3 Pérdida de Filtrado API
a) Descripción
“La propiedad de filtración o formación de paredes de un lodo es
determinada con un filtroprensa. La prueba consiste en determinar la
velocidad a la cual se fuerza un fluido a través del papel filtro. La prueba es
realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión
especificadas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 37).
La prueba de filtrado API es realizada a la temperatura superficial y a una
presión de 100 psi, de esta amanera se determina la velocidad a la cual se
fuerza un fluido a través de papel filtro y los resultados se registran como
número de mililitros perdidos en 30 minutos. Después de la prueba se mide
el espesor del revoque sólido que se ha asentado.
b) Equipo
Este instrumento consta de una celda de lodo, un regulador de presión y un
medidor montado encima de la caja de transporte o en la parte superior de
la unidad de laboratorio móvil. Se usa un adaptador de acoplamiento para
conectar la celda al regulador, simplemente introduciendo el empalme
macho de la celda dentro del empalme hembra del filtro prensa y dando un
cuarto de vuelta en sentido horario.
Algunas celdas no tienen este dispositivo de cierre y son simplemente
introducidas dentro del acoplamiento apropiado. La celda se cierra en la
70
parte inferior con una tapa provista de una tela metálica (o rejilla), colocando
la tapa firmemente contra el papel filtro y girando hasta que quede apretada.
Esto empuja la hoja de papel filtro contra la junta tórica que fue previamente
introducida en la base de la celda. La presión es proporcionada por un
pequeño cartucho de gas carbónico. Se proporciona una válvula de purga
para aliviar la presión antes de desacoplar la celda.
c) Procedimiento
1. Mantener disponible una presión de aire o gas de 100 psi.
2. Retirar la tapa de la parte inferior de la celda limpia y seca. Colocar la
junta tórica en una ranura en buen estado y volver la celda al revés para
llenarla. Cualquier daño mecánico podría perjudicar la hermeticidad de la
celda. Obturar la entrada con un dedo.
3. Llenar la celda con lodo hasta ¼ pulgada de la ranura de la junta tórica.
Colocar el papel filtro (Nº 50 o equivalente) encima de la junta tórica.
Colocar la tapa encima del papel filtro con las bridas de la tapa entre las
bridas de la celda, y girar en sentido horario hasta que quede apretada a
mano. Invertir la celda, introducir el empalme macho de la celda dentro
del empalme hembra del filtro prensa y girar en cualquier sentido para
bloquear.
4. Colocar un cilindro graduado apropiado debajo del orificio de descarga
de filtrado para recibir el filtrado.
5. Abrir la válvula de entrada aplicando presión sobre la celda. (Se puede
observar que la aguja oscila rápidamente hacia abajo a medida que la
presión llena la celda.)
6. La prueba de API dura normalmente 30 minutos. Al término de la
prueba, cerrar la válvula. Después de desconectar la fuente de presión,
la presión se purgará automáticamente. Retirar la celda.
7. Registrar el filtrado en mililitros, a menos que se especifique de otra
manera.
71
8. Desmontar la celda, desechar el lodo y recuperar el papel filtro con
mucho cuidado para perturbar lo menos posible el revoque. Lavar el
revoque minuciosamente para eliminar el exceso de lodo. Medir el
espesor del revoque y registrar la medida en 1/32 de pulgada.
Figura 3.8 Filtro Prensa API
3.2.1.4 Concentración Iónica de Hidrógeno (pH)
a) Descripción
“La medición en el campo del pH del fluido de perforación (o filtrado) y los
ajustes del pH son operaciones críticas para el control del fluido de
perforación. Las interacciones de la arcilla, la solubilidad de distintos
componentes y la eficacia de los aditivos dependen del pH, al igual que en
el control de los procesos de corrosión causada por ácidos y el sulfuro” (Mi-
Swaco, 2001, pág. 45).
72
b) Equipo
El medidor de pH digital consta de un electrodo de vidrio, el cual al
sumergirlo en una solución líquida, ya sea esta de alta o baja densidad o de
cualquier viscosidad, otorga una lectura exacta del pH de dicha solución. La
lectura está descrita en una pequeña pantalla digital. Este medidor es
preciso y proporciona valores de pH confiables, visto que está
esencialmente libre de interferencias.
Figura 3.9 Medidor de pH Electrónico.
c) Procedimiento
1. Remueva la tapa del electrodo de vidrio y presione el botón ON para
encender el equipo
2. Sumergir el electrodo de media pulgada a una pulgada en el fluido.
Esperar hasta que la lectura se estabilice
3. Anotar la lectura de pH y temperatura, quitando el electrodo del fluido en
el que se encuentra sumergido.
73
3.2.1.5 Capacidad de Azul de Metileno o MBT
a) Descripción
En un fluido de perforación la cantidad de arcillas reactivas (bentonita y/o
sólidos de perforación) presentes, se determina en base a una prueba con
azul de metileno (MBT). La capacidad de azul de metileno ofrece una
estimación de la capacidad total de intercambio catiónico (CEC) de los
sólidos en los fluidos de perforación.
b) Equipo
Matraz Erlenmeyer de 250 ml con tapón de caucho.
Jeringa de 3 ml, bureta de 10 ml.
Micropipeta de 0,5 ml.
Bureta o pipeta de 10 ml.
Cilindro graduado de 50 ml.
Varilla de agitación.
Plancha calentadora.
Papel filtro API: 11 cm de diámetro, Whatman Nº 1 o equivalente.
Agua destilada
c) Reactivos
Solución de azul de metileno: 1 ml = 0,01 miliequivalentes que contenga
3,74 gr de azul de metileno de calidad USP (C16H18N3SCl•3H2O) por
litro.
Peróxido de hidrógeno, solución al 3%.
Solución de ácido sulfúrico 5 N.
74
d) Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Agregar 10 ml de agua destilada en el matraz Erlenmeyer.
3. Transferir 2 ml de la muestra de fluido (o un volumen adecuado de
lodo que requiera de 2 a 10 ml de reactivo) al matraz Erlenmeyer;
mover en redondo el frasco para dispersar la muestra.
4. Agregar a la mezcla 15 ml de la solución de peróxido de hidrógeno
de 3%.
5. Agregar a la mezcla 0.5 ml de la solución de ácido sulfúrico 5 N.
6. Colocar el matraz sobre el calentador hasta que hierva la mezcla, y
hervir la mezcla a fuego lento durante 10 minutos.
7. Retirar el matraz del calentador y diluir la mezcla a 50 ml con agua
destilada. Dejar enfriar la mezcla.
8. Agregar a la mezcla 0.5 ml de solución de azul de metileno.
9. Agitar el contenido del matraz Erlenmeyer durante unos 30
segundos.
10. Transferir con la varilla agitadora una gota de la mezcla al papel de
filtro.
Tabla 3.1 Características de la Gota I.
Si la gota… Luego…
Forma un halo azul Ir al paso 11
No forma un halo azul Repetir los pasos 8 - 10
Fuente:(Baroid-Halliburton, 1999).
11. Agitar la mezcla durante 2 minutos.
12. Transferir con la varilla agitadora una gota de la mezcla al papel filtro.
Tabla 3.2 Características de la Gota II.
75
Si la gota… Luego…
Forma un halo azul Este es el punto final. Ir al paso 13
No forma un halo azul Repetir los pasos 8 - 12
Fuente:(Baroid-Halliburton, 1999).
13. Registrar el volumen (ml) de solución de azul de metileno usado para
llegar al punto final.
14. Calcular el CEC del azul de metileno.
Ec [3]
Donde:
CEC = Capacidad de Intercambio Catiónico
15. Calcular la capacidad de azul de metileno (MBT)
Ec [4]
Ec [5]
Donde:
MBT = Methylene Blue Test
76
Figura 3.10 Prueba de titulación con azul de metileno.
Fuente:(Baker Hughes Inteq, 1998).
3.2.2 PRUEBAS ESPECIALES DE INHIBICIÓN SOBRE COMPONENTES
ARCILLOSOS Y LUTITAS
Estas pruebas son realizadas con muestras de las formaciones Orteguaza,
Tiyuyacu, Tena y Napo del pozo en estudio, con dos tipos de lodos de
perforación, cada uno con su respectivo inhibidor de arcillas reactivas y
lutitas inestables para analizar la efectividad del actual y del nuevo inhibidor
dentro del fluido de perforación.
3.2.2.1 Capacidad de Azul de Metileno para Sólidos Perforados
a) Descripción
La capacidad de azul de metileno de los sólidos perforados es un estimado
de la capacidad de intercambio catiónico, esta capacidad de intercambio
77
probablemente será algo superior a la capacidad de azul de metileno de un
fluido de perforación.
La solución de azul de metileno se utiliza para valorar una muestra de los
sólidos de perforación que se ha secado, molido y tratados con un
dispersante fuerte, hasta que aparezca un “halo” azul alrededor de una gota
de sólidos de perforación sobre un papel filtro.
b) Equipo
Solución Azul de Metileno.
Ácido sulfúrico diluido 5N.
Pirofosfato Tetrasódico al 2%.
Peróxido de Hidrogeno al 3%.
Matraz Erlenmeyer 250 mL.
Probeta de 10 mL, micropipeta de 0,5 mL o pipeta graduada de 1 mL.
Cilindro graduado de 50 mL.
Varilla de agitación.
Mortero
Tamiz de malla No. 200 equivalente a 75 micrómetros.
Balanza de sensibilidad 0,05 g.
Plancha de calentamiento.
Agitador magnético.
Papel filtro No. 1 Whatman.
Horno de secado: 220°F (105°C)
78
Figura 3.11 Equipo de Prueba de Azul de Metileno para Sólidos Perforados.
c) Procedimiento
1. Limpiar todas las señales de fluido de perforación de la muestra de
los sólidos perforados y secar a 220°F (105°C) por dos horas.
2. Moler los sólidos perforados a un polvo fino usando el mortero y pasar
a través del tamiz de malla 200.
3. Pesar 1.0 gramos de los sólidos perforados menores a 75
micrómetros y agregar a un matraz Erlenmeyer que contiene 25 ml de
Pirofosfato Tetrasódico al 2%.
4. Mezclar bien y hervir suavemente por 10 minutos. No permitir que
hierva a sequedad.
5. Agregar 15 ml de peróxido de hidrógeno y 1 ml de acido sulfúrico.
Hervir suavemente por unos 10 minutos adicionales. Enfriar a
temperatura amiente y diluir hasta 50 ml con agua.
6. Agregar solución de azul de metileno en le matraz en incrementos de
1 ml mientras se agita con el agitador magnético. Si la cantidad
79
aproximada de la solución de azul de metileno necesaria para
alcanzar el punto final es conocido de pruebas previas, se puede
utilizar incrementos más grandes en el comienzo de la valoración.
Después de cada adición, mezclar el contenido del matraz por 30
segundos y remover una gota de suspensión con la varilla de
agitación y poner sobre el papel filtro. El punto final inicial de la
valoración es alcanzado cuando aparece colorante como un anillo
azul tenue o halo que rodea los sólidos teñidos.
7. Cuando el punto final inicial es detectado, remover el matraz por unos
2 minutos adicionales y poner otra gota sobre el papel de prueba. Si
el anillo azul es otra vez evidente, el punto final a los dos minutos ha
sido alcanzado. Si el anillo no aparece, continuar como en el paso 6
hasta tomar una gota después de agitar 2 minutos muestre el tinte
azul.
8. Continuar agitando unos 10 minutos adicionales y poner otra gota
sobre el papel de prueba. Si el anillo azul es otra vez evidente el
punto final a los diez minutos ha sido alcanzado. Si el anillo no
aparece, continuar como en el paso 6 hasta tomar una gota después
de agitar 30 segundos muestre el tinte azul.
Ec [6]
Donde:
MBT = Methylene Blue Test.
Meq = Miliequivalentes.
3.2.2.2 Prueba de Erosión o Dispersión
a) Descripción
La prueba de erosión o dispersión de las lutitas se usa para medir el efecto
dispersante que un fluido tendrá sobre un tipo específico de lutitas.
80
En esta prueba se usa un horno de rolado para determinar los efectos de la
temperatura sobre el fluido de perforación mientras circula a través del
hueco.
El porcentaje de erosión o dispersión se calcula en base a la pérdida de
peso medida después que la muestra ha sido rolada durante 16 horas a
150°F
(65°C), obteniendo estos resultados en porcentajes.
Dentro de esta prueba un porcentaje de erosión menor del 5 por ciento
indica que la lutita no se erosiona en el fluido probado.
b) Equipo
Celdas de rolado de envejecimiento.
Balanza digital.
Horno de rolado.
Horno de secado.
Tamices de malla 5, 10 y malla 20.
Desecador.
Figura 3.12 Horno de Rolado y Celdas de Envejecimiento.
81
c) Procedimiento
1. Tamizar una muestra de lutita lavada y secada a 105 grados
centígrados para obtener partículas que pasen a través de un tamiz
malla 10, pero que no pasan por un tamiz malla 20.
2. Pesar 3.0 gramos de muestra para cada solución a ser probada.
Registrar el peso exacto de la muestra como WI peso inicial de la
muestra en gramos.
3. Agregar lutita en las celdas de rolado de envejecimiento con 400
mililitros de fluido y rolar por 16 horas a 150°F (65°C).
4. Sacar las celdas de rolado del horno, enfriar y luego verter el
contenido en el tamiz de malla número 20 para lavarlas con alcohol.
5. Secar en el horno a 220°F (105°C) los sólidos retenidos en el tamiz.
6. Depositar los sólidos dentro del desecador durante 30 minutos.
7. Tamizar las lutitas a través de la malla número 20. Mantener las
lutitas que se retienen en la malla y volver a pesar ésta. Registrar el
peso final de la muestra de lutitas como WF.
8. El resultado de la cantidad dispersa es (WI – WF).
Ec [7]
3.2.2.3 Prueba de Tiempo de Succión Capilar (CST)
a) Descripción
“Es un tipo de prueba de filtración estática par lodos base agua que mide la
rata de filtración (tiempo para que el agua libre pase entre dos electrolitos)
usando papel filtro como el medio” (Qmax-Colombia, 2013).
El CST se usa para medir la tendencia de la arcilla a hincharse una vez que
es introducida al agua fresca, también para caracterizar lutitas, optimizar la
82
concentración de electrolitos en los fluidos de perforación y minimizar su
efecto sobre las formaciones de arcillas.
El Instrumento CST mide el tiempo que el filtrado avanza entre los
electrodos separados radialmente, cuando una área fija de un papel filtro
especial es expuesta a la suspensión.
El valor de CST es una indicación de la permeabilidad, donde las partículas
muy dispersables dan valores de baja permeabilidad del revoque y alto CST.
Las partículas floculadas dan valores de alta permeabilidad de la torta y bajo
CST.
“El valor de CST depende del tipo de sólidos y el contenido de la lechada, el
grado de mezclado, pH, salinidad, tipo y concentración de desfloculante o
dispersante, y tipo y concentración de polímeros” (Qmax-Colombia, 2013).
El potencial de hinchamiento de la arcilla está directamente relacionado con
el tiempo registrado en el CST (entre más alto el tiempo, más alto es el
potencial de hinchamiento).
b) Equipo
Equipo CST
Celda Licuadora de 100 mililitros.
Jeringuilla de 2 mililitros.
Papel para CST.
Agua destilada.
Balanza digital.
83
Figura 3.13 Equipo CST.
c) Procedimiento
1. Moler la muestra y tamizarla a través de una malla número 100.
2. Colocar el papel especial en la parte superior del soporte del cabezal
de ensayo, y colocar el bloque conteniendo las probetas o sondas de
acero inoxidable en él, con el lado de la probeta mirando había abajo,
sobre la parte superior del papel filtro.
3. Inserte el embudo (cilindro de acero) en el cabezal de ensayo y rotarlo
mientras se aplica una ligera presión hacia abajo en esta posición,
para asegurar un contacto parejo con el papel de filtro.
4. Pesar un gramo de muestra y 12,5 cc de solución inhibidora.
5. Agitar durante 90 segundos. Encender el CST. El timer deberá indicar
cero y la lucecita deberá estar apagada; si no es así entonces
presionar “Reset”.
6. Usando una jeringa, poner 3 ml de la muestra en el interior de la
cápsula de acero inoxidable montada en el equipo.
7. Los líquidos de la muestra sean absorbidos por el papel filtro, en una
trayectoria circular de diámetro creciente. Cuando el frente de líquido
84
alcanza el primer par de electrodos, sonara un “beep” característico y
comenzara el conteo del tiempo de succión capilar.
Cuando el líquido alcance el tercer electrodo el tiempo se detendrá,
una luz roja de terminación comenzara hacer flashes y sonara un
segundo “beep”.
Tome nota de las lecturas de conteo, las cuales representan el CST
en segundos y decimas de segundos.
8. Remover cuidadosamente la parte superior del cabezal de ensayo, y
luego el embudo. Remueva el papel de CST de la base y guardarlo
para su posterior análisis. Limpiar con un paño y seque el cabezal y el
embudo para evitar lecturas erróneas.
9. Repetir al menos un mínimo de tres medidas por muestra, y realice un
promedio de CST.
10. Colocar en “Off” el instrumento después de cada uso.
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
85
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
En este capítulo se presenta los resultados de la parte experimental de las
pruebas físico - químicas y pruebas especiales de inhibición descritas en uno
de los capítulos anteriores, que permiten determinar el mejor inhibidor para
el control de las arcillas reactivas y lutitas inestables de las formaciones
Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo del Campo Víctor Hugo Ruales (VHR)
pozo – 31.
Estas pruebas fueron realizadas en el laboratorio de QMAX Ecuador, para
ver el efecto inhibitorio de los productos químicos mediante las pruebas de
laboratorio, fue necesario darles un tratamiento especial a las muestras de
las formaciones.
Es necesario lavar, secar y pulverizar las muestras de las formaciones para
las pruebas de Azul de Metileno (MBT), Hinchamiento Lineal y Tiempo de
Succión Capilar (CST), mientras que para la prueba de Dispersión solo se
requiere lavar y secar las muestras.
4.1 RECOLECCION DE SÓLIDOS PERFORADOS
Las muestras de arcilla y de lutitas se obtienen manualmente de las
zarandas del taladro de perforación y se realiza un lavado previo con agua
para eliminar el exceso de lodo. Se debe lavar con cuidado para retener la
mayor cantidad de componentes arcillosos en las muestras y evitar que se
hinchen con el fin de mantener sus características para un correcto análisis.
Posterior a esto se coloca las muestras en bolsas impermeables, indicando
la profundidad y formación de origen con tinta indeleble, para su posterior
envió al laboratorio.
86
Figura 4.1 Empaquetamiento de Muestras
4.2 SELECCIÓN DE MUESTRAS
El intervalo de recolección de muestras varía de acuerdo a las
especificaciones de la empresa, teniendo en cuenta los topes formacionales
del pozo. Sin embargo no todas las muestras de las formaciones
recolectadas que se encuentran en el laboratorio son hábiles para proceder
hacer las pruebas, por lo que hay que seleccionarlas según su tamaño y
composición.
Basado en el reporte final de geología y en el registro Master Log,
proporcionados por la empresa Petroken, se procede a seleccionar los
mejores intervalos de profundidad que contengan arcillas y lutitas.
87
Tabla 4.1 Muestras seleccionadas para pruebas
No. FORMACIÓN PROFUNDIDAD MD (ft)
1 ORTEGUAZA 5270 - 5330
2 ORTEGUAZA 5330 - 5490
3 ORTEGUAZA 5390 - 5500
4 TIYUYACU 5900 - 6050
5 TIYUYACU 6100 - 5350
6 TIYUYACU 6500 - 6750
7 TENA 7590 - 7650
8 TENA 7650 - 7710
9 TENA 7710 - 7770
10 NAPO 7970 - 8010
11 NAPO 8110 - 8210
12 NAPO 8210 - 8330
Fuente:(Petrokem Logging Services, 2014)
4.3 TRATAMIENTO DE MUESTRAS SELECCIONADAS
A las muestras seleccionadas de cada formación se les realiza un proceso
de lavado muy leve con una mínima cantidad de agua para eliminar los
residuos de fluido existente.
Una vez que se encuentran sin residuos de lodo se procede a lavar con
etanol para evitar la absorción de agua por as arcillas y lutitas, hasta que se
encuentren totalmente limpias y lograr conseguir fragmentos de lutitas y
arcillolitas en estado más natural posible.
Luego del lavado viene el proceso de secado para lo cual se utiliza un horno
a una temperatura de 105°C, posteriora esto se coloca la muestra seca en
un desecador con el fin de eliminar la humedad en su totalidadpara ser
88
molidas y tamizadas por una malla de 10, 20, 100 y 200 micrones para
obtener de esta manera el material necesario para las pruebas de inhibición
de los minerales arcillosos.
Figura 4.2 Lavado de Muestras
Las muestras secas se dividen para las distintas pruebas, para la prueba de
Azul de Metileno (MBT) y Tiempo de Succión Capilar (CST) se utilizan las
muestras que han sido pulverizadas y tamizadas por la malla de 100
micrones, mientras que para la prueba de Hinchamiento Lineal se utilizan las
muestras tamizadas por la malla de 200 micrones, esto garantiza que se las
muestras se mezclen uniformemente con el fluido de perforación.
Figura 4.3 Muestras lavadas por los mallas de 20, 40 y 100 micrones
89
Para la prueba de Dispersión se utilizan las muestras secas de las
formaciones que pasen a través de la malla de 10 micrones pero que no
pasen por la malla de 20 micrones.
Figura 4.4 Secado y Deshumificado de Muestras
4.4 PRUEBAS PARA DETERMINAR EL EFECTO DE INHIBICIÓN SOBRE
ARCILLAS REACTIVAS Y LUTITAS INESTABLES
4.4.1 Capacidad de Azul de Metileno para Sólidos Perforados
Para determinar la capacidad de intercambio catiónico (CEC) de las
formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo se realizó la prueba de azul
de metileno de sólidos, mediante el procedimiento de las Norma API 13I.
Además se evaluó la capacidad de intercambio catiónico de la bentonita
comercial, para tener un patrón del valor máximo de capacidad de
intercambio que respalde el análisis comparativo.
90
Figura 4.5 Muestras Tamizadas por la malla de 100 micrones
La Capacidad de Intercambio Catiónico (CEC) constituye una mejor medida
de la reactividad de la arcilla o lutita que el análisis mineralógico deducido
del análisis de difracción de rayos X (XRD). Las arcillas con una alta
capacidad de intercambio catiónico (CEC) tienen una elevado número de
cargas negativas en sus superficies.
Para la prueba se tomaron muestras de las formaciones en estudio
previamente pulverizadas y tamizadas por la malla de 100 micrones (um)
para pesar 1 gr de cada muestra y realizar la prueba.Obteniendo los
siguientes resultados de ml de azul de metileno y utilizando la ecuación de
Capacidad de Intercambio Catiónico para sólidos perforados para obtener el
CEC equivalente por cada 100 gramos para cada formación mostrados en la
tabla 4.2:
91
Tabla 4.2 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno para Sólidos (MBT)
FORMACIÓN LECTURA
AZUL DE
METILENO
(ml)
CEC
(meq/100
g)
Tipo de
Arcilla
Bentonita
Lectura 1 39 78
Esmectita Lectura 2 40 80
Lectura 3 40 80
Promedio 39,7 79,3
Orteguaza
Lectura 1 18 18
Illita -
Clorita
Lectura 2 17 17
Lectura 3 18 18
Promedio 17,7 17,7
Tiyuyacu
Lectura 1 17 17
Illita -
Clorita
Lectura 2 17 17
Lectura 3 16 16
Promedio 16,7 16,7
Tena
Lectura 1 11 11
Illita -
Clorita
Lectura 2 12 12
Lectura 3 12 12
Promedio 11,7 11,7
Napo
Lectura 1 10 10
Kaolinita Lectura 2 9 9
Lectura 3 10 10
Promedio 9,7 9,7
92
Figura 4.6 Resultados del CEC de las Formaciones y de la Bentonita
4.4.1.1 Análisis de Resultados
En esta prueba se realizaron 3 repeticiones para obtener un valor promedio
y poder conocer el mejor resultado para cada formación.
En la tabla 4.2 se puede observar la Capacidad de Intercambio Catiónico de
la Bentonita Comercial como un valor patrón de reactividad con 79.3
meq/100g, incluso está dentro del rango de las Esmectitas, que son las
arcillas naturales con más nivel de intercambio catiónico.
Mientras que Orteguaga, Tiyuyacu y Tena muestran valores de Intercambio
Catiónico de 17.7, 16.7 y 11.7 meq/100g respectivamente, lo cual nos da
una idea que son Illitas o Cloritas, debido a que estas minerales arcillosos
están dentro del rango de 10 – 40 meq/100g.
La arcilla de Napo no presentan un rango tan alto de reactividad con un valor
de 9,7 meq/100g, esta arcilla se encuentra en el rango de las Kaolinitas (3 –
10 meq/100g), pero a pesar de esto se le considera una arcilla reactiva, ya
que hay que recordar que el poder de reacción no depende únicamente del
79,3
17,7 16,7 11,7 9,7
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Bentonita Orteguaza Tiyuyacu Tena Napo
MEQ
/10
0
CEC de las Formaciones y de la Bentonita
CEC (meq/100 g)
93
nivel de reactividad que tengan, sino también del tipo de iones
intercambiables disponibles en la arcilla y esto puede ocasionar derrumbes,
inestabilidad del pozo, embolamiento de la broca, pega de tubería, entre
otros.
Tabla 4.3 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno para
Sólidos
BENTONITA
ORTEGUAZA MUESTRA 1 ORTEGUAZA MUESTRA 2 ORTEGUAZA MUESTRA 3
TIYUYACU MUESTRA 1 TIYUYACU MUESTRA 2 TIYUYACU MUESTRA 3
94
Continuación Tabla 4.3
TENA MUESTRA 1 TENA MUESTRA 2 TENA MUESTRA 3
NAPO MUESTRA 1 NAPO MUESTRA 2 NAPO MUESTRA 3
4.4.2 Prueba de Azul de Metileno para elegir la mejor concentración del
inhibidor
Este procedimiento puede ser útil para evaluar la cantidad y la calidad de las
arcillas presentes en el lodo. Normalmente se registra la Capacidad de Azul
de Metileno (MBC) como cantidad equivalente de bentonita de Wyoming, en
libras por barril (ppb), requerida para obtener esta misma capacidad. Pero es
importante notar que la prueba no indica directamente la cantidad de
bentonita presente pero es un procedimiento útil para evaluar la cantidad y
la calidad de las arcillas en el lodo.
Para este análisis se probaron los dos productos químicos inhibidores de
arcillas, con el Maxdrill se utilizó 0,25 gal/bl, que es la concentración que
95
manejaron los Ingenieros de Lodos para perforar la segunda sección del
pozo VHR - 31 y con el Clay Control Plus se utilizaron diferentes
concentraciones desde 1 libra por barril (ppb) hasta 4 libras por barril (ppb)
que es la dosificación que recomienda el fabricante.
El análisis de los dos inhibidores de arcilla se realizar con 15 libras por barril
(ppb) de Bentonita, con la finalidad de evaluar el poder inhibitorio del sistema
de fluido usado al contacto con la arcilla más reactiva y elegir la mejor
concentración del inhibidor Clay Control Plus.Adicionalmente se probó el
sinergismo que tienen los inhibidores con el Glymax (1.5%), que es un
estabilizador de lutitas y luego observar cual es el mejor inhibidor de arcillas
y lutitas inestables.
Cabe mencionar que la adición de bentonita en campo solo se la realiza en
píldoras de desplazamiento o para la perforación de la primera sección de un
pozo, en concentraciones de 10 a 20 ppb, solo para efectos de mejorar la
viscosidad y de reducir el filtrado de fluido. En este caso se añadió 15 ppb
de bentonita porque se considera una concentración ideal para mostrar los
efectos de reacción e inhibición de arcillas y que los mismos se ilustren de
una manera contundente obteniendo resultados lo más cercanos a la
realidad.
Para lo cual se preparó 350 ml tanto del fluido con el inhibidor Maxdrill como
del fluido con el inhibidor Clay Control Plus con diferentes concentraciones,
además se tamizo 15 libras por barril (ppb) por la malla de 100 micrones, y
se agito durante una hora para que todos los componentes se mezclen
correctamente. Luego se realizó el mismo procedimiento adicionando a los
fluidos Maxdrill con Glymax y Clay Control con Maxdrill con las mismas 15
ppb de Bentonita.
Inmediatamente que se sacó los fluidos de los mezcladores se midió el pH
que debe estar en un rango de 9 a 9,5, debido a que los inhibidores
96
funcionan en ese rango de pH y si no se encuentra en ese rango se adiciona
Soda Cáustica (NaOH).
Figura 4.7 Mezcladores de Bajas Revoluciones por Minuto (RPM)
La ecuación 4.1 es utilizada para calcular el equivalente de bentonita
mediante el Azul de Metileno en un fluido inhibidor de arcillas.
Ec [8]
Donde:
MBT = Methylene Blue Test
Para aclarar lo mencionando se citará el siguiente ejemplo:
InhibidosppbyInhibidosnoBentonitappbml
ml5.12.5.25*
2
1
A continuación se muestran los valores obtenidos de 3 lecturas que se
realizó al fluido con Clay Control a sus diferentes concentraciones:
97
Tabla 4.4 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con Clay
Control Plus a diferentes concentraciones
Concentración
Clay Control
Plus (ppb)
Concentración
Clay Control
Plus (gal/bl)
LECTURA
AZUL DE
METILENO
(ml)
MBT
(lb/bl)
Inhibición
(%) pH
1 0,12
Lectura 1 4,00 10,00
27,78 9,17 Lectura 2 4,50 11,25
Lectura 3 4,50 11,25
Promedio 4,33 10,83
2 0,23
Lectura 1 4,00 10,00
27,78 9,38 Lectura 2 4,50 11,25
Lectura 3 4,50 11,25
Promedio 4,33 10,83
2,5 0,29
Lectura 1 4,00 10,00
27,78 9,35 Lectura 2 4,50 11,25
Lectura 3 4,50 11,25
Promedio 4,33 10,83
3 0,35
Lectura 1 3,50 8,75
36,11 9,20 Lectura 2 4,00 10,00
Lectura 3 4,00 10,00
Promedio 3,83 9,58
3,5 0,41
Lectura 1 4,00 10,00
36,11 9,22 Lectura 2 4,00 10,00
Lectura 3 3,50 8,75
Promedio 3,83 9,58
4 0,47
Lectura 1 4,00 10,00
36,11 9,10 Lectura 2 3,50 8,75
Lectura 3 4,00 10,00
Promedio 3,83 9,58
Tabla 4.5 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con Clay
Control Plus a diferentes concentraciones y Glymax (1,5%)
98
Concentración
Glymax (%)
Concentración
Clay Control
Plus (gal/bl)
LECTURA
AZUL DE
METILENO
(ml)
MBT
(lb/bl)
Inhibición
(%) pH
1,5 0,12
Lectura 1 4,00 10,00
33,33 9,34 Lectura 2 4,00 10,00
Lectura 3 4,00 10,00
Promedio 4,00 10,00
1,5 0,23
Lectura 1 3,50 8,75
41,67 9,10 Lectura 2 3,50 8,75
Lectura 3 3,50 8,75
Promedio 3,50 8,75
1,5 0,29
Lectura 1 3,50 8,75
41,67 9,05 Lectura 2 3,50 8,75
Lectura 3 3,50 8,75
Promedio 3,50 8,75
1,5 0,35
Lectura 1 3,50 8,75
41,67 9,15 Lectura 2 3,50 8,75
Lectura 3 3,50 8,75
Promedio 3,50 8,75
1,5 0,41
Lectura 1 3,50 8,75
41,67 9,16 Lectura 2 3,50 8,75
Lectura 3 3,50 8,75
Promedio 3,50 8,75
1,5 0,47
Lectura 1 3,50 8,75
41,67 9,28 Lectura 2 3,50 8,75
Lectura 3 3,50 8,75
Promedio 3,50 8,75
En la tabla 4.5 se presentan los valores obtenidos con el Clay Control Plus a
diferentes concentraciones junto con el Glymax (1,5%).
99
Figura 4.8 Resultados del MBT con Clay Control Plus a diferentes
concentraciones
Figura 4.9 Resultados del MBT con Clay Control Plus a diferentes
concentraciones + Glymax (1,5%)
Tabla 4.6 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno para el Clay
Control Plus
27,78 27,78 27,78
36,11 36,11 36,11
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0,12 0,23 0,29 0,35 0,41 0,47
INH
IBIC
IÓN
(%
)
Resultados del MBT con Clay Control Plus a diferentes concentraciones
Concentración Clay Control Plus ( gal/bl)
33,33
41,67 41,67 41,67 41,67 41,67
0
10
20
30
40
50
0,12 0,23 0,29 0,35 0,41 0,47
INH
IBIC
IÓN
(%
)
Resultados del MBT con Clay Control Plus a diferentes concentraciones + Glymax
(1,5%)
Concentración Clay Control Plus ( gal/bl)
100
Concentración 0,12 gal/bl Concentración 0,23 gal/bl Concentración 0,29 gal/bl
Concentración 0,35 gal/bl Concentración 0,41 gal/bl Concentración 0,47 gal/bl
Tabla 4.7 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno para el Clay
Control Plus + Glymax (1,5%)
Concentración 0,12 gal/bl Concentración 0,23 gal/bl Concentración 0,29 gal/bl
101
Continuación Tabla 4.7
Concentración 0,35 gal/bl Concentración 0,41 gal/bl Concentración 0,47 gal/bl
A continuación se muestran los valores de la prueba de Azul de Metileno
obtenidos del Fluido con Maxdrill a una concentración de 0,25 gal/bl y del
Fluido con Maxdrill a la misma concentración más el inhibidor de lutitas
Glymax (1,5%).
Tabla 4.8 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con Maxdrill
(0,25 gal/bl) y Glymax (1,5%)
Concentración
Maxdrill (gal/bl) LECTURA
AZUL DE
METILENO
(ml)
MBT
(lb/bl)
Inhibición
(%) pH
0,25
Lectura 1 3,00 7,50
50,00 9,03 Lectura 2 3,00 7,50
Lectura 3 3,00 7,50
Promedio 3,00 7,50
Concentración
Maxdrill (gal/bl) +
Glymax 1,5%
LECTURA
AZUL DE
METILENO
(ml)
MBT
(lb/bl)
Inhibición
(%) pH
0,25
Lectura 1 2,00 5,00
66,67 9,17 Lectura 2 2,00 5,00
Lectura 3 2,00 5,00
Promedio 2,00 5,00
102
Figura 4.10 Resultados del MBT con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax
(1,5%)
Tabla 4.9 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno del fluido
con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax (1,5%)
Concentración Maxdrill (0,25
gal/bl)
Concentración Maxdrill (0,25
gal/bl) + Glymax (1,5%)
50,00
66,67
0
10
20
30
40
50
60
70 IN
HIB
ICIÓ
N (
%)
Resultados del MBT con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax (1,5%)
Concentración Maxdrill 0,25 gal/bl Concentración Maxdrill 0,25 gal/bl + Glymax 1,5 %
103
Tabla 4.10 Resumen de los Resultados de la Prueba de Azul de Metileno
(MBT)
Concentración Clay
Control Plus (gal/bl)
Inhibición
(%)
Concentración Clay
Control Plus (gal/bl) +
Glymax (1,5%)
Inhibición
(%)
0,12 27,78 0,12 33,33
0,23 27,78 0,23 41,67
0,29 27,78 0,29 41,67
0,35 36,11 0,35 41,67
0,41 36,11 0,41 41,67
0,47 36,11 0,47 41,67
Concentración
Maxdrill (gal/bl)
Inhibición
(%)
Concentración Maxdrill
(gal/bl) + Glymax (1,5%)
Inhibición
(%)
0,25 50,00 0,25 66,67
Figura 4.11 Resumen de los resultados de la Prueba de Azul de Metileno
(MBT)
27,78
41,67
50,00
66,67
0
10
20
30
40
50
60
70
80
INH
IBIC
IÓN
(%
)
Resumen de los resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT)
Concentración Clay Control Plus 0,29 gal/bl
Concentración Clay Control Plus 0,29 gal/bl + Glymax 1,5%
Concentración Maxdrill 0,25 gal/bl
Concentración Maxdrill 0,25 gal/bl + Glymax 1,5 %
104
4.4.2.1 Análisis de Resultados
En la tabla 4.8 se puede observar que los resultados de inhibición del fluido
con Clay Control Plus se mantienen constantes con 27,78% de inhibición
desde la concentración de 0,12 gal/bl hasta la de 0,29 gal/bl, mientras que el
fluido con Maxdrill (0,25 gal/bl) muestra un porcentaje del 50%, lo que indica
que este tiene una mayor efectividad de inhibición sobre los minerales
arcillosos.
Mientras que en el fluido que contiene el nuevo inhibidor de arcillas Clay
Control Plus más Glymax (1,5%) se observa el menor porcentaje de
inhibición (33,33%) con la concentración de 0,12 gal/bl, sin embargo con las
concentraciones de 0,23 gal/bl a 0,43 gal/bl se mantiene constante el
porcentaje de inhibición con el 41,67%.
Los mejores resultados de Inhibición de minerales arcillosos se obtuvo del
fluido que contenía Maxdrill (0,25 gal/bl) y Glymax (1,5%) debido a que
fueron sometidos al poder inhibitorio de la sinergia del glicol con la amina
con un valor de 66,67%. Cabe mencionar la concentración del inhibidor de
lutitas Glymaxpuede variar de 0,5% al 2% dependiendo de las necesidades
operacionales de campo, pero la perforación de la segunda sección del pozo
VHR-31 se utilizó la concentración del 1,5%, dando como resultados que la
adición del Glymax dentro de un fluido de perforación ayuda a mejor la
inhibición de las arcillas y lutitas.
4.4.3 Tiempo de Succión Capilar
La prueba de Tiempo de Succión Capilar mide el tiempo que toma en viajar
radialmente entre dos electrodos sobre un papel filtro grueso y poroso una
cantidad determinada de agua o inhibidor con arcilla, por lo que esta prueba
mide las propiedades hidratantes y dispersantes de las arcillas simulando las
fuerzas de agitación y químicas durante la perforación.
105
El valor del tiempo de succión capilar CST depende de la cantidad y del
tipo de sólidos en el fluido, pH, tipo, intensidad de la mezcla y concentración
del inhibidor.
Para tener una referencia del efecto inhibidor del productos químicos (Clay
Control Plus y Maxdrill) se realizó primero la prueba con un fluido Blanco
(Agua) con el cual los componentes arcillosos reaccionan en contacto con el
agua, dando lugar a la expansión de su estructura, consecuentemente
provocando un hinchamiento y dispersión causando un efecto sobre los
valores de permeabilidad y de Tiempo de Succión Capilar, así podemos
tener un tiempo de referencia que nos permita marcar una diferencia con el
fluido inhibidor, el mismo que al entrar en contacto con los componentes
arcillosos inhibe y flocula con estos provocando altos valores de
permeabilidad y bajos de Tiempo de Succión Capilar.
Para esto se tomó muestras de las diferentes formaciones que fueron
previamente tamizadas con malla No. 100, se pesó 4 gramos para 50 ml de
fluido mezclando en la licuadora por 3 minutos, inmediatamente se tomó 2
ml de muestra en solución. De esta manera se realizaron 5 repeticiones para
cada formación (Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo) con los fluidos que se
preparó (Agua, Maxdrill 0,25 gal/bl y Clay Control Plus a sus diferentes
concentraciones).
Luego se puso la solución preparada dentro del cabezal de ensayo CST
para iniciar la prueba.
Es muy importante tener en cuenta que para realizar cualquier prueba se
debe mantener un pH estándar para todo el estudio, para que los resultados
no varíen, si el fluido utilizado no cumple con el pH deseado (9 a 9,5) se
adiciona Soda Cáustica (NaOH).
106
Figura 4.12 Realización de la Prueba de CST
El fluido inhibidor de componentes arcillosos con Maxdrill fue preparado con
una concentración de 0,25 gal/bbl de Maxdrill, la concentración utilizada es
dada por programas de perforación de pozos realizados por QMAX
ECUADOR debido a la experiencia obtenida en esta, es una concentración
estándar utilizada en campo.
Mientras que en el fluido inhibidor de arcillas con Clay Control Plus se probó
con diferentes concentraciones para corroborar con la información de la
prueba de Azul de metileno y poder elegir la concentración optima del nuevo
producto inhibidor de arcillas.
Tabla 4.11 Resultado de pH Inicial y pH Final
Inhibidor Concentración (gal/bl) pH Inicial pH Final
Agua
7,08 7,08
Maxdrill 0,25 5,02 9,33
Clay Control 0,12 5,45 9,15
Clay Control 0,23 5,18 9,19
Clay Control 0,29 5,16 9,21
Clay Control 0,35 5,08 9,15
Clay Control 0,41 5,00 9,30
Clay Control 0,47 5,00 9,08
107
4.4.3.1 Formación Orteguaza
Se realizaron 5 repeticiones con cada uno de los fluidos antes mencionados
para obtener un valor promedio y poder realizar el cálculo del efecto de
inhibición para conocer cuál es el más óptimo inhibidor de arcillas. Los
tiempos obtenidos se muestran a continuación en la tabla 4.10 con las
diferentes repeticiones.
Tabla 4.12 Resultado de CST para la Formación Orteguaza
TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR (CST)
FORMACIÓN ORTEGUAZA
Inhibidor Concentración
(gal/bl)
Lectura
1 (seg)
Lectura
2 (seg)
Lectura
3 (seg)
Lectura
4 (seg)
Lectura
5 (seg)
Promedio
(seg)
Agua
513,2 508,7 499,7 502,5 505 505,82
Maxdrill 0,25 95,2 84 86 86,8 78,1 86,02
Clay Control 0,12 150,1 152,3 135,6 150,4 148 147,28
Clay Control 0,23 148,3 143,5 143 144 145 144,76
Clay Control 0,29 148,5 145,3 141,3 140,5 140 143,12
Clay Control 0,35 97,5 95,7 97,3 90,8 94,7 95,2
Clay Control 0,41 88,3 90,2 88,5 87,1 83,6 87,54
Clay Control 0,47 81,4 81,7 79,8 81,2 83,7 81,56
108
Tabla 4.13 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la Formación
Orteguaza con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay Control Plus.
Fluido Blanco Fluido Maxdrill (0,25 gal/bl)
Fluido Clay Control (0,12 gal/bl)
Fluido Clay Control (0,29
gal/bl)
109
Figura 4.13 Resultados de la Prueba CST para la Formación Orteguaza
Obtenido los datos de los tiempos realizamos una gráfica para poder
observar la tendencia y diferencia que tienen ambos fluidos, visualizando el
gran efecto inhibidor que tiene el fluido Maxdrill.
4.4.3.2 Formación Tiyuyacu
De la misma manera se realizaron 5 repeticiones tomando como muestra la
Formación Tiyuyacu con lo cual se obtuvo valores de tiempo y se calculó el
promedio de cada fluido.
A continuación se muestra en la tabla 4.14 los valores de tiempo para la
formación Tiyuyacu y con ello se realizamos un gráfico para poder observar
la tendencia que tienen los dos fluidos y para poder visualizar la diferencia
existente entre los fluidos sus diferentes concentraciones.
505,82
86,02
147,28 144,76 143,12
95,2 87,54 81,56
0
100
200
300
400
500
600 P
RO
MED
IO (
seg)
CST FORMACIÓN ORTEGUAZA
Agua
Maxdrill (0,25 gal/bl)
Clay Control (0,12 gal/bl)
Clay Control (0,23 gal/bl)
Clay Control (0,29 gal/bl)
Clay Control (0,35 gal/bl)
Clay Control (0,41 gal/bl)
Clay Control (0,47 gal/bl)
110
Tabla 4.14 Resultado de CST para la Formación Tiyuyacu
TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR (CST)
FORMACIÓN TIYUYACU
Inhibidor Concentración
(gal/bl)
Lectura
1 (seg)
Lectura
2 (seg)
Lectura
3 (seg)
Lectura
4 (seg)
Lectura
5 (seg)
Promedio
(seg)
Agua
447 455,3 460 447,5 457 453,36
Maxdrill 0,25 76,4 86,9 89,8 76,6 76,1 81,16
Clay Control 0,12 145 145,4 148 148,3 147 146,74
Clay Control 0,23 145 137,4 142,3 142 142 141,74
Clay Control 0,29 139,5 140,7 141,6 140,3 148,7 142,16
Clay Control 0,35 92,1 90,7 90,3 98,2 88,8 92,02
Clay Control 0,41 83,6 84,8 83,2 90,5 87,7 85,96
Clay Control 0,47 81,6 87,4 81 81,3 82,5 82,76
Figura 4.14 Resultados de la Prueba CST para la Formación Tiyuyacu
453,36
81,16
146,74 141,74 142,16
92,02 85,96 82,76
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
PR
OM
EDIO
(se
g)
CST FORMACIÓN TIYUYACU
Agua
Maxdrill (0,25 gal/bl)
Clay Control (0,12 gal/bl)
Clay Control (0,23 gal/bl)
Clay Control (0,29 gal/bl)
Clay Control (0,35 gal/bl)
Clay Control (0,41 gal/bl)
Clay Control (0,47 gal/bl)
111
Tabla 4.15 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la Formación
Tiyuyacu con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay Control Plus.
Fluido Blanco Fluido Maxdrill (0,25 gal/bl)
Fluido Clay Control (0,23 gal/bl)
Fluido Clay Control (0,47
gal/bl)
112
4.4.3.3 Formación Tena
Así mismo con la Formación Tena se realizaron 5 repeticiones con cada
fluido, para poder diferenciar el efecto inhibidor de los Fluido Inhibidores de
arcillas. Con los valores obtenidos mediante la prueba de Tiempo de Succión
Capilar podemos hacer una tabla de datos y obtener un promedio para cada
uno de los fluidos como se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 4.16 Resultado de CST para la Formación Tena
TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR (CST)
FORMACIÓN TENA
Inhibidor Concentraci
ón (gal/bl)
Lectur
a 1
(seg)
Lectur
a 2
(seg)
Lectur
a 3
(seg)
Lectur
a 4
(seg)
Lectur
a 5
(seg)
Promed
io (seg)
Agua
450,1 445 445,3 437 438,5 443,18
Maxdrill 0,25 84,8 72,1 69,1 70,4 79,5 75,18
Clay
Control 0,12 138,5 137 148,3 138,5 140 140,46
Clay
Control 0,23 142,5 142,7 139,5 142 143 141,94
Clay
Control 0,29 138,3 130,2 128,6 127,5 128,3 130,58
Clay
Control 0,35 86 84,8 88,2 86,1 86,2 86,26
Clay
Control 0,41 85,2 85,7 85,2 86,3 88,2 86,12
Clay
Control 0,47 78,6 79,3 78,6 79 79,6 79,02
113
Tabla 4.17 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la Formación
Tena con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay Control Plus.
Fluido Blanco Fluido Maxdrill (0,25 gal/bl)
Fluido Clay Control (0,12 gal/bl)
Fluido Clay Control (0,41
gal/bl)
114
Figura 4.15 Resultados de la Prueba CST para la Formación Tena
Con la ayuda de una gráfica podemos visualizar claramente la diferencia que
existe entre los tiempos del Fluido Blanco, el Fluido Base Maxdrill y el Fluido
Base Clay Control. Determinando una gran eficiencia de inhibición.
4.4.3.4 Formación Napo
De igual manera para Napo Shale se realizaron 5 repeticiones con cada
fluido para determinar una tendencia de un valor que represente a cada uno
de los fluidos inhibitorios. En la siguiente tabla podemos observar los
diferentes valores de Tiempo de Succión Capilar para Napo con los fluidos
probados a sus diferentes concentraciones.
443,18
75,18
140,46 141,94 130,58
86,26 86,12 79,02
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500 P
RO
MED
IO (
seg)
FORMACIÓN TENA
Agua
Maxdrill (0,25 gal/bl)
Clay Control (0,12 gal/bl)
Clay Control (0,23 gal/bl)
Clay Control (0,29 gal/bl)
Clay Control (0,35 gal/bl)
Clay Control (0,41 gal/bl)
Clay Control (0,47 gal/bl)
115
Tabla 4.18 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la Formación
Napo con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay Control Plus.
Fluido Blanco Fluido Maxdrill (0,25 gal/bl)
Fluido Clay Control (0,35 gal/bl)
Fluido Clay Control (0,41
gal/bl)
116
Tabla 4.19 Resultado de CST para la Formación Napo
TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR (CST)
FORMACIÓN NAPO
Inhibidor Concentración
(gal/bl)
Lectura
1 (seg)
Lectura
2 (seg)
Lectura
3 (seg)
Lectura
4 (seg)
Lectura
5 (seg)
Promedio
(seg)
Agua
320,3 325,3 315 318,2 315,7 318,9
Maxdrill 0,25 73 70,3 79,9 73,5 75,7 74,48
Clay Control 0,12 133 135,3 137,3 138 137,4 136,2
Clay Control 0,23 138 138,7 137,5 138,5 138,4 138,22
Clay Control 0,29 125,7 130,2 128,6 127,5 128,3 128,06
Clay Control 0,35 78,4 77,2 79,2 78,6 79,1 78,5
Clay Control 0,41 74 74,5 76 76,5 78,3 75,86
Clay Control 0,47 73,8 74,6 72,5 74,3 74,2 73,88
Figura 4.16 Resultados de la Prueba CST para la Formación Napo
318,9
74,48
136,2 138,22 128,06
78,5 75,86 73,88
0
50
100
150
200
250
300
350
PR
OM
EDIO
(se
g)
FORMACIÓN NAPO
Agua
Maxdrill (0,25 gal/bl)
Clay Control (0,12 gal/bl)
Clay Control (0,23 gal/bl)
Clay Control (0,29 gal/bl)
Clay Control (0,35 gal/bl)
Clay Control (0,41 gal/bl)
Clay Control (0,47 gal/bl)
117
Tabla 4.20 Resumen de Resultados de la Prueba de CST
Formación Inhibidor Concentración
(gal/bl)
Promedio
(seg)
Inhibición
(%)
Orteguaza
Agua
505,82
Maxdrill 0,25 86,02 82,99
Clay Control 0,29 143,12 71,71
Tiyuyacu
Agua
453,36
Maxdrill 0,25 81,16 83,95
Clay Control 0,29 142,16 71,90
Tena
Agua
443,18
Maxdrill 0,25 75,18 85,14
Clay Control 0,29 130,58 74,18
Napo
Agua
318,9
Maxdrill 0,25 74,48 85,28
Clay Control 0,29 128,06 74,68
Figura 4.17 Resumen de los Resultados de la Prueba CST
60
65
70
75
80
85
90
Orteguaza Tiyuyacu Tena Napo
INH
IBIC
IÓN
(%
)
Formaciones
Resumen de Resultados de la Prueba de CST
Maxdrill
Clay Control
118
4.4.3.5 Análisis de Resultados
Una vez realizadas todas las pruebas obteniendo valores promedios de
Tiempo de Succión Capilar de cada una de las formaciones con los fluidos a
prueba, se hicieron los cálculos de inhibición, basándonos que con el Fluido
Blanco (Agua) se da el mayor porcentaje de dispersión debido a la
dispersión de los componentes arcillosos al reaccionar en contacto con el
agua, mientras que con el Fluido Base Maxdrill tenemos el mejor efecto
inhibidor porque los minerales arcillosos en vez de dispersarse se floculan.
Como se puede observar los valores promedios de cada formación
estudiada para el fluido blanco (Agua) se obtuvo tiempos altos para
Orteguaza de 505,82 segundos, seguidos por las arcillas de Tiyuyacu y Tena
con valores parejos de 453,36 y 443,18 segundos respectivamente y
finalmente la formación Napo con 318,9 segundos, esto es un indicativo de
que todas las formaciones contienen componentes arcillosos muy reactivos
cuando está en contacto con el agua, con propiedades hidrantes y de
dispersión altas para las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Tena, las
mismas que provocarían efectos de reducción de permeabilidad del revoque
por su alto CST y la formación Napo muestra características dispersantes
menores exhibiendo una floculación mínima pero visible. A pesar de esto, los
niveles de dispersión de la Formación Napo son suficientes para provocar
problemas de inestabilidad del hoyo.
Mientras tanto que con el Fluido Clay Control (0,29 gal/bl) se obtuvieron
valores promedios del porcentaje de inhibición muy parejos para la
formación Orteguaza y Tiyuyacu con un 71,71% y 71,90% respectivamente,
sin embargo para las formaciones Tena y Napo también se obtuvieron
resultados similares de inhibición con un 74,18 y 74,68% respectivamente.
Para el Fluido Maxdrill (0,25 gal/bl) se obtuvieron mejores resultados en los
valores promedios del porcentaje de inhibición con un 82,99% para la
119
formación Orteguaza y un valor muy similar para la formación Tiyuyacu con
83,95, sin embargo el porcentaje de inhibición para las formaciones Tena y
Napo también es muy parejo con valores de 85,14% y 85,28%
respectivamente.
Como podemos observar el fluido Maxdrill mostro los mejores porcentajes de
inhibición para todas las formaciones con un valor promedio de 84,34%,
mientras que el fluido Clay Control Plus muestra un valor promedio de
inhibición para todas las formaciones de 73,12%. De tal manera podemos
concluir que el Fluido Base Maxdrill tiene el mejor efecto inhibidor sobre
elementos arcillosos y/o lutitas impidiendo que las arcillas absorban el agua,
permitiendo que esta pase en un tiempo menor por los sensores y así
reduciendo la hidratación de estas.
Para el caso del Fluido Clay Control Plus se puede observar que a medida
que se aumenta la concentración del inhibidor el tiempo en que el agua pasa
por los dos sensores disminuye, hasta un determinado valor en el cual así
aumente la concentración del inhibidor el valor del CST ya no disminuye.
Cabe una vez más enfatizar que en esta prueba solo se prueba el inhibidor
principal, donde los mejores resultados CST fueron para el Inhibidor Maxdrill.
4.4.4 Dispersión
La prueba de Dispersión o Erosión nos indica la cantidad de sedimentos que
se dispersan al estar en contacto con el fluido de perforación, bajo
condiciones simuladas de fondo de pozo, dándonos a notar el efecto
dispersante que los dos fluidos (Maxdrill y Clay Control Plus) tendrán sobre
un tipo específico de muestra.
De esta manera podemos evaluar la eficiencia de los diferentes
componentes de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus como
120
encapsuladores, estabilizadores e inhibidores de lutitas. Obteniendo así una
indicación de qué sistema de fluido será más compatible y optimo con las
formaciones estudiadas.
Para realizar este estudio se seleccionó la concentración ideal del Fluido
Clay Control Plus (0,29 gal/bl) según la prueba de Azul de Metileno (MBT) y
Capacidad de Succión Capilar (CST), para compararlo con el Fluido Maxdrill
a la concentración que se maneja en campo (0,25 gal/bl), preparados en un
volumen de 250 ml con 3 gr de muestra, lo cual se realizó 3 repeticiones de
cada formación tanto para el fluido Blanco (Agua) como para el Fluido
Maxdrill y el Fluido Clay Control Plus.
Figura 4.18 Tamices de 10 y 20 micrones
Tabla 4.21 Componentes de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus
FLUIDO MAXDRILL FLUIDO CLAY CONTROL PLUS
PRODUCTO CONCENTRACIÓN PRODUCTO CONCENTRACIÓN
Kelzan 0,5 ppb Kelzan 0,5 ppb
Stardrill 2 ppb Stardrill 2 ppb
Synerfloc A-25D 2 ppb Synerfloc A-25D 2 ppb
Glymax 1,5% Glymax 1,5%
Maxdrill 0,25 gal/bl Clay Control 0,29 gal/bl
121
4.4.4.1 Preparación de las Muestras
Para realizar esta prueba se necesitó tamizar a las muestras por una malla
No. 10, pero que no pasen por la malla No. 20. Una vez tamizadas las
muestras se pesó 3 gramos de cada formación (Orteguaza, Tiyuyacu, Tena
y Napo), se colocó cada muestra en las celdas de rolado con un Fluido
Blanco (Agua) para iniciar el proceso de envejecimiento simulando las
condiciones de fondo de pozo durante 16 horas a 150 °F.
Figura 4.19 Preparación de las Celdas de Rolamiento
Luego de las 16 horas, se abrencuidadosamente de las celdas de rolamiento
para obtener todos los residuos de las muestras con la menor cantidad de
fluido y se colocan estas en vasos de precipitación para secarlas en el horno
de secado durante 2 horas a 105 °F.
122
Figura 4.20 Muestras de la Formación Tena con Fluido Maxdrill
Una vez secas las muestras se las tamizan individualmente con la malla No.
20 y se obtiene la muestra que queda en éste. Se vuelve a pesar la muestra
obtenida en la malla para realizar los cálculos respectivos. Luego realizamos
el mismo procedimiento para los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus, sin
olvidar de mantener el pH en rango de 9 a 9,5, sino se encuentra dentro de
este rango se adiciona Soda Cáustica (NaOH) debido a que los compuestos
químicos que contienen los fluidos tienen su mayor rendimiento dentro de
este rango de pH.
Figura 4.21 Horno de Rolado y Horno de Secado
Luego de realizar la prueba de Dispersión se obtuvieron los siguientes
resultados:
123
Tabla 4.22 Resultados de la Dispersión para las formaciones con el Fluido
Blanco (Agua)
FLUIDO BLANCO
FORMACIÓN PESO INICIAL (gr) PESO FINAL (gr) DISPERSIÓN (%)
Orteguaza 3,0010 2,3421 21,96
Tiyuyacu 3,0008 2,6287 12,40
Tena 3,0010 2,5514 14,98
Napo 3,0023 2,6849 10,57
Tabla 4.23 Resultados de la Dispersión para las formaciones con el Fluido
Maxdrill
FLUIDO MAXDRILL
FORMACIÓN PESO INICIAL (gr) PESO FINAL (gr) DISPERSIÓN (%)
Orteguaza 3,0008 2,9075 3,11
Tiyuyacu 3,0008 2,9123 2,95
Tena 3,0034 2,9380 2,18
Napo 3,0059 2,9231 2,75
Tabla 4.24 Resultados de la Dispersión para las formaciones con el Fluido
Clay Control Plus
FLUIDO CLAY CONTROL PLUS
FORMACIÓN PESO INICIAL (gr) PESO FINAL (gr) DISPERSIÓN (%)
Orteguaza 3,0013 2,8070 6,47
Tiyuyacu 3,0028 2,7908 7,06
Tena 3,0031 2,8120 6,36
Napo 3,0018 2,8050 6,56
124
Tabla 4.25 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Blanco (Agua)
Peso Inicial Orteguaza Peso Final Orteguaza
Peso Inicial Tiyuyacu Peso Final Tiyuyacu
Peso Inicial Tena Peso Final Tena
Peso Inicial Napo Peso Final Napo
125
Tabla 4.26 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Maxdrill
Peso Inicial Orteguaza Peso Final Orteguaza
Peso Inicial Tiyuyacu Peso Final Tiyuyacu
Peso Inicial Tena Peso Final Tena
Peso Inicial Napo Peso Final Napo
126
Tabla 4.27 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Clay Control
Peso Inicial Orteguaza Peso Final Orteguaza
Peso Inicial Tiyuyacu Peso Final Tiyuyacu
Peso Inicial Tena Peso Final Tena
Peso Inicial Napo Peso Final Napo
127
Tabla 4.28 Resumen de los resultados de la Dispersión
DISPERSIÓN
FORMACIÓN FLUIDO
BLANCO (%)
FLUIDO
MAXDRILL (%)
FLUIDO CLAY
CONTROL (%)
Orteguaza 21,9560 3,1092 6,47
Tiyuyacu 12,4000 2,9492 7,06
Tena 14,9817 2,1775 6,36
Napo 10,5719 2,7546 6,56
Figura 4.22 Porcentaje de Dispersión de las Formaciones Estudiadas con el
Fluido Blanco, Maxdrill y Clay Control Plus
4.4.4.2 Análisis de Resultados
La formación Orteguaza es la más reactiva al agua con un 21,95%, por lo
tanto esta formación es la que causa mayor inestabilidad en el pozo,
21,9560
12,4000
14,9817
10,5719
3,1092 2,9492 2,1775 2,7546
6,47 7,06 6,36 6,56
0
5
10
15
20
25
Orteguaza Tiyuyacu Tena Napo
INH
IBIC
IÓN
(%
)
FORMACIONES
Resumen de la Dispersión
DISPERSIÓN DISPERSIÓN DISPERSIÓN
128
problemas en la tubería, derrumbes, embolamientos, entre otras. La
formación Tiyuyacu, Tena y Napo tienen un menor porcentaje de dispersión
con valores no muy distantes, 12,4, 14,98 y 10,57 respectivamente con el
Fluido Blanco (Agua), pero son porcentajes suficientes para causar
problemas operacionales en el pozo.
Observando en la figura podemos concluir que las formaciones que fueron
expuestas al fluido Maxdrill tuvieron el mejor resultado con un menor
porcentaje dispersión que las formaciones que fueron puestas a prueba con
el fluido Clay Control Plus, la disminución en la dispersión al añadir los
fluidos Maxdrill y Clay Control se debe a los productos inhibidores de arcillas
y al efecto complementario del encapsulador Synerfloc A-25D (PHPA) sobre
a los fluidos inhibidores, esto se atribuye a que las moléculas de PHPA son
muy grandes y por lo tanto muy difícil para que penetran en los poros, y
también para que se intercalan entre las laminillas de arcilla, la PHPA es
adsorbida en la parte exterior de los cortes o en la pared del hoyo.
Esta prueba evalúa el comportamiento real que tendrán los fluidos de
perforación enel campo, simulando las condiciones de fondo a través del
horno de rolado durante 16 horas a 150 °F.
4.4.5 Azul de Metileno con las Formaciones Estudiadas
4.4.5.1 Fluidos a Condiciones de Superficie
Para realizar se elaboraron dos fluidos de perforación con todos sus
componentes, variando únicamente el producto inhibidor de arcillas con sus
mejores concentraciones (Maxdrill y Clay Control Plus) con componentes
arcillosos (Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo) con la finalidad de conocer la
capacidad de inhibición de los lodos usados con cada una de las
formaciones y de esta manera conocer el mejor producto inhibidor de
arcillas.
129
Para lo cual se preparó 350 ml tanto del Fluido Maxdrill como del Fluido Clay
Control Plus con 15 ppb de muestra tamizada por una malla de 100
micrones, se agito por una hora para que todos los componentes se mezclen
correctamente.
Tabla 4.29 Composición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus
FLUIDO MAXDRILL
PRODUCTO CONCENTRACIÓN 350 ml
Kelzan 0,5 ppb 0,5 gr
Stardrill 2 ppb 2 gr
Synerfloc A-25D 2 ppb 2 gr
Glymax 1,5% 5,25 ml
Maxdrill 0,25 gal/bl 2,08 ml
Formaciones 15 ppb 15 gr
FLUIDO CLAY CONTROL PLUS
PRODUCTO CONCENTRACIÓN 350 ml
Kelzan 0,5 ppb 0,5 gr
Stardrill 2 ppb 2 gr
Synerfloc A-25D 2 ppb 2 gr
Glymax 1,5% 5,25 ml
Clay Control 0,29 gal/bl 2,4 ml
Formaciones 15 ppb 15 gr
Luego se saca de los mezcladores y se mide el pH que debe estar en un
rango de 9 a 9,5, si no se encuentran en el rango se adiciona Soda Cáustica
(NaOH).
En la tabla 4.20 se muestran los valores de pH de cada uno de los fluidos
con sus respectivas muestras de formación:
130
Tabla 4.30 pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus a Condiciones de
Superficie
FLUIDO MAXDRILL FLUIDO CLAY CONTROL PLUS
FORMACIÓN pH INICIAL pH FINAL FORMACIÓN pH INICIAL pH FINAL
Bentonita 8,30 9,10 Bentonita 8,43 9,10
Orteguaza 8,06 9,08 Orteguaza 7,91 9,15
Tiyuyacu 8,06 9,11 Tiyuyacu 7,92 9,09
Tena 8,26 9,06 Tena 8,20 9,12
Napo 8,24 9,09 Napo 8,31 9,09
Elaboración de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus
Una vez estabilizado el pH se realiza la prueba de Azul de Metileno (MBT)
según la norma API 13B 1.Los resultados obtenidos se reportan en la
siguiente tabla:
131
Tabla 4.31 Resultados obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus
a condiciones de superficie
FLUIDO MAXDRILL
Formación Azul de Metileno (ml) MBT (lb/bl) Inhibición (%)
Bentonita 2 5 66,67
Orteguaza 1 2,5 83,33
Tiyuyacu 0,6 1,5 90,00
Tena 0,5 1,25 91,67
Napo 0,7 1,75 88,33
FLUIDO CLAY CONTROL PLUS
Formación Azul de Metileno (ml) MBT (lb/bl) Inhibición (%)
Bentonita 2,5 6,25 58,33
Orteguaza 1,1 2,75 81,67
Tiyuyacu 0,7 1,75 88,33
Tena 0,6 1,5 90,00
Napo 0,8 2 86,67
Figura 4.23 Porcentaje de Inhibición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control
Plus
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Bentonita Orteguaza Tiyuyacu Tena Napo
INH
IBIC
IÓN
(%
)
FORMACIONES
Porcentaje de Inhibición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus a condiciones de superficie
FLUIDO MAXDRILL
FLUIDO CLAY CONTROL PLUS
132
Tabla 4.32 Resultados gráficos obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay
Control Plus a condiciones de superficie en las formaciones estudiadas
FLUIDO MAXDRILL FLUIDO CLAY CONTROL
Formación Orteguaza Formación Orteguaza
Formación Tiyuyacu Formación Tiyuyacu
Formación Tena Formación Tena
133
Formación Napo Formación Napo
a) Análisis de Resultados
Se puede observar según los datos mostrados en la tabla 4.16 que, para el
Fluido Maxdrill el porcentaje de inhibición estáen el promedio de 88,33%,
tomando en cuenta que la formación que menos inhibió fue Orteguaza, lo
que no ocurrió con la formación Tena que fue la que más inhibió con un
90%.
Con el Fluido Clay Control Plus el porcentaje promedio de inhibición está en
un 86,66%, siendo igual la formación Orteguaza la menos inhibida y la
formación que más inhibió fue Tena con un 90%.
Por lo tanto el resultado de esta prueba es que el Fluido Maxdrill tiene mayor
eficiencia de inhibición, aunque los dos fluidos tienen un similar porcentaje
de inhibición, pero el Fluido Maxdrill será el más opcionado para un proceso
exitoso de perforación.
4.4.5.2 Fluidos Después de Rolar
Una vez que se ha metido las celdas de envejecimiento con los fluidos al
horno de rolado a 150°Fy esperado 16 horas, para simular condiciones de
fondo, se ha sacado cada uno de ellos, y registrado el pH de cada uno de los
fluidos con sus respectivas muestras de formación. Es importante mencionar
Continuación Tabla 4.32
134
que se deben registrar los valores de pH antes y después de rolar, la tabla
4.22 muestra los valores de pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus
después del rolamiento con sus respectivas formaciones.
Tabla 4.33 pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus después de Rolar
FLUIDO MAXDRILL FLUIDO CLAY CONTROL
FORMACIÓN pH FORMACIÓN pH
Bentonita 8,21 Bentonita 8,27
Orteguaza 8,40 Orteguaza 8,25
Tiyuyacu 8,72 Tiyuyacu 8,40
Tena 8,71 Tena 8,52
Napo 8,70 Napo 8,40
Tabla 4.34 Resultados obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus
después de rolar
DESPUES DEL ROLADO
FLUIDO MAXDRILL
Formación Azul de Metileno (ml) MBT (lb/bl) Inhibición (%)
Bentonita 2 5 66,67
Orteguaza 1 2,5 83,33
Tiyuyacu 0,6 1,5 90,00
Tena 0,5 1,25 91,67
Napo 0,7 1,75 88,33
FLUIDO CLAY CONTROL PLUS
Formación Azul de Metileno (ml) MBT (lb/bl) Inhibición (%)
Bentonita 3,5 8,75 41,67
Orteguaza 1,4 3,5 76,67
Tiyuyacu 0,8 2 86,67
Tena 0,7 1,75 88,33
Napo 0,9 ,25 85,00
135
Figura 4.24 Porcentaje de Inhibición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control
Plus
Tabla 4.35 Resultados gráficos obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay
Control Plus después de rolar con las formaciones estudiadas
FLUIDO MAXDRILL FLUIDO CLAY CONTROL
Formación Orteguaza Formación Orteguaza
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Bentonita Orteguaza Tiyuyacu Tena Napo
INH
IBIC
IÓN
(%
)
FORMACIONES
Porcentaje de Inhibición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus despues de rolado
FLUIDO MAXDRILL
FLUIDO CLAY CONTROL PLUS
136
Formación Tiyuyacu Formación Tiyuyacu
Formación Tena Formación Tena
Formación Napo Formación Napo
a) Análisis de Resultados
Se realiza este procedimiento con el objetivo de conocer la disminución de
las propiedades de inhibición del fluido, debido a que están sometidas a
presiones y temperaturas extremas. Simulando de esta manera lo más
próximo a la realidad bajo condiciones de reservorio.
Continuación Tabla 4.35
137
Se puede observar que pese a que el Fluido Maxdrill se sometió a un
proceso de envejecimiento, no disminuyo su efecto inhibitorio en los
componentes arcillosos con el mismo porcentaje promedio de 88,33%.
Siendo igual la formación Orteguaza las menos inhibida con un 83,33% y la
formación más inhibida Tena con un 91,67%.
Caso contrario con el Fluido Clay Control Plus que debido al procesode
envejecimiento disminuyo su efecto inhibitorio con un porcentaje promedio
de 84,66%. Teniendo a la formación Orteguaza con el menor efecto de
inhibición con un 76,67% y siendo la formación Tena la más inhibida con un
88,33%.
Cabe mencionar que la eficiencia de inhibición del Fluido Maxdrill es superior
a la del Fluido Clay Control Plus, lo cual indica que es un fluido que se puede
utilizar en el campo sin ningún problema.
4.4.6 Pruebas Básicas realizadas a los Fluidos de Perforación
Las pruebas realizadas al fluido de perforación son las principales para
caracterizar un fluido de propiedades requeridas para la perforación de la
segunda sección de diámetro de 12 ¼” del pozo Víctor Hugo Ruales (VHR)
– 31 con sus mejores concentraciones de los productos químicos, para tener
valores cercanos a la realidad de condiciones de fondo de pozo se realizó
las pruebas al fluido rolado por 16 horas a una temperatura de 150°F. Y para
conocer las propiedades de un fluido nuevo a condiciones de superficie
también se realizó las pruebas al fluido recién preparado.
138
Tabla 4.36 Composición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus
FLUIDO MAXDRILL
PRODUCTO CONCENTRACIÓN 350 ml
Kelzan 0,5 ppb 0,5 gr
Stardrill 2 ppb 2 gr
Synerfloc A-25D 2 ppb 2 gr
Glymax 1,5% 5,25 ml
Maxdrill 0,25 gal/bl 2,08 ml
Barita 9 ppg 37 gr
Bentonita 15 ppb 15 gr
FLUIDO CLAY CONTROL PLUS
PRODUCTO CONCENTRACIÓN 350 ml
Kelzan 0,5 ppb 0,5 gr
Stardrill 2 ppb 2 gr
Synerfloc A-25D 2 ppb 2 gr
Glymax 1,5% 5,25 ml
Clay Control 0,29 gal/bl 2,4 ml
Barita 9 ppg 37 gr
Bentonita 15 ppb 15 gr
La ecuación 4.2 es utilizada para calcular el las libras de Barita necesaria
para obtener el peso deseado para el fluido según las necesidades
operacionales.
Ec [9]
139
Figura 4.25 Componentes Sólidos y Líquidos de los Fluidos Maxdrill y Clay
Control Plus
Tabla 4.37 Resultados de las Pruebas Básicas a los Fluidos Maxdrill y Clay
Control Plus a condiciones de superficie
FLUIDO A CONDICIONES SUPERFICIE
PRUEBA FLUIDO
BLANCO
FLUIDO
MAXDRILL
FLUIDO CLAY
CONTROL
Densidad (lb/g) 9 9 9
Θ600 134 62 90
Θ300 97 45 64
Θ200 80 35 57
Θ100 61 25 42
Θ6 28 8 17
Θ3 25 5 14
Viscosidad
Aparente (cp) 67 31 45
Viscosidad
Plástica (cp) 37 17 26
Punto Cedente
(lb/100ft2) 60 28 38
Esfuerzo Gel
10"/10'/30' 25/38/43 5/7/9 12/19/22
Filtrado API (ml) 7 7,5 7
pH 9,2 9,06 9,08
140
Tabla 4.38 Resultados de las Pruebas Básicas a los Fluidos Maxdrill y Clay
Control Plus después de rolar
FLUIDOS DESPUES DE ROLAR
PRUEBA FLUIDO
BLANCO
FLUIDO
MAXDRILL
FLUIDO CLAY
CONTROL
Densidad (lb/g) 9 9 9
Θ600 119 57 87
Θ300 89 41 61
Θ200 76 32 52
Θ100 58 22 38
Θ6 20 7 14
Θ3 12 4 10
Viscosidad
Aparente (cp) 59,5 28,5 43,5
Viscosidad
Plástica (cp) 30 16 26
Punto Cedente
(lb/100ft2) 59 25 36
Esfuerzo Gel
10"/10'/30' 18/29/35 4/5/6 11/17/20
Filtrado API (ml) 7,5 8 7,5
pH 8,6 8,64 8,6
141
Figura 4.26 Medición de la Reología
4.4.6.1 Análisis de Resultados
Para estas pruebas fueron preparados 3 tipos de fluidos, el Fluido Blanco
(Sin Inhibidores), el Fluido Maxdrill y el Fluido Clay Control. La densidad para
los Fluidos Maxdrill, Clay Control y Fluido Blanco fue preparada para que
tenga un peso de 9 ppg, la misma que se mantiene antes y después del
proceso de rolado en los tres fluidos.
En la viscosidad Plática el Fluido Maxdrill es el único que se encuentra
dentro del rango del programa de perforación establecido para la perforación
de este pozo con un valor de 17 cp a condiciones de superficie y luego de
rolar con un valor de 16 cp, en cambio el Fluido Clay Control tuvo valores
fuera del rango del programa de lodos y el Fluido Blanco tuvo valores
demasiados altos debido a que no tenía ningún tipo de inhibidor por lo que la
Bentonita procedió a hincharse con el agua y producir una alta viscosidad.
Por lo general, un incremento en la viscosidad plástica, significa un
incremento en el contenido de sólidos, una reducción ene l tamaño de los
sólidos o ambas.
Para el valor de Punto Cedente se observó igual que el único fluido que se
encontraba dentro del rango del programa de lodos fue el Fluido Maxdrill con
142
valores de 28 y 25lb/100 ft2 a condiciones de superficie y luego del rolado
respectivamente. Los mismos que están en el rango de valores de 15 a 35
lb/100 ft2 diseñados para la perforación del pozo VHR - 31 en la segunda
sección, este es un indicativo de la capacidad que tiene un fluido para
soportar y arrastrar a superficie los cortes generados durante la perforación.
Los valores obtenidos de los esfuerzos de gel a 10 segundos, 10 minutos y
30 minutos, para el Fluido Maxdrillfueron5/7/9respectivamente, sin una
variación muy notoria entre fluido rolado y sin rolar.Sin embargo para los
fluidos Clay Control y para el Fluido Blanco se obtuvieron valores muy altos
fuera de los rangos del programa de perforación.
El valor del filtrado API de los tres Fluidos se encuentra en el rango de 7 a
7,5 ml a condiciones de superficie, sin una variación significativa luego del
proceso de rolamiento. Obteniendo un buen revoque y poca invasión a la
formación.
El pH de los fluidos de perforación puestos a prueba se encontraron dentro
de un rango de 9 a 9,2 y el presentando después de rolar un valor de 8,6 los
mismos tres fluidos lo que nos indica que está dentro del rango de
operación.
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
143
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Las arcillas de las formaciones en estudio del pozo VHR – 31 del
campo Víctor Hugo Ruales reaccionan al mínimo contacto con el
agua, causando problemas de inestabilidad en el pozo a causa del
hinchamiento de los minerales. (Tabla 4.2)
Con la Prueba de Azul de Metileno se seleccionó que la dosificación
más efectiva del Clay Control para la inhibición de los minerales
arcillosos es de 0.29 gal/bl. (Tabla 4.10)
La utilización del Glymax (glicol de polietileno) beneficia en el
incremento del ROP, además de proveer un alto grado de inhibición
de lutitas, estabilidad de la pared del pozo a través de la adsorción
química, controla la perdida de filtrado y el embolamiento de la broca.
(Tabla 4.10)
También se realiza la Prueba CST para elegir la dosificación más
efectiva del Clay Control probándolo con las formaciones en estudio,
las mismas que son sometidas a un efecto inhibitorio, sin embargo en
esta prueba también se mantienen valores superiores de inhibición
con el Producto Maxdrill utilizado actualmente por la empresa. (Tabla
4.20)
En la prueba de Dispersión el Sistema Maxdrill (0,25 gal/bl) presenta
mayores ventajas frente al Sistema Clay Control (0,29 gal/bl)
mostrando valores de dispersión menores al 5%, mientras que el
144
Fluido Clay Control sobrepasa el rango del 5% establecido en el
programa de perforación. (Tabla 4.28)
En la prueba de MBT realizada con las formaciones estudiadas
(Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo) con la finalidad de conocer la
capacidad de inhibición de los lodos usados con cada una de las
formaciones, teniendo los mejores resultados de inhibición con el
Fluido Maxdrill con un valor promedio de 88,33%, mientras que el
Fluido Clay Control obtuvo un 86,66%. (Tabla 4.31)
Se comprobó que el envejecimiento del Fluido Maxdrill no provoca
una disminución de las funciones y propiedades inhibitorias de
arcillas, manteniendo resultados similares a los obtenidos con el fluido
sin rolar, sin embargo el Fluido Clay Control muestra una considerable
disminución en dichas propiedades luego del proceso de rolado.
(Tabla 4.34)
Realizados las pruebas generales de laboratorio al Fluido Maxdrill
(Reología, filtrado, densidad, viscosidad) se obtuvieron valores dentro
del rango del programa de perforación del pozo VHR – 31, sin
variación de las propiedades luego del proceso de rolado, caso
contrario del Fluido Clay Control que muestra valores fuera del rango
y mostrando resultados de reología muy altos con relación a los
obtenidos en los fluidos sin rolar. (Tabla 4.36)
El Fluido Clay Control tiene un efecto inhibitorio sobre los minerales
arcillosos, pero no supera la eficacia del Fluido Maxdrill, determinado
esto luego de haber evaluado los dos fluidos mediante las pruebas de
Azul de Metileno (MBT), Tiempo de Succión Capilar (CST) y
Dispersión. Por lo que en lugar de obtener beneficios con este fluido
se pueden llegar a tener problemas operacionales y económicos.
145
5.2 RECOMENDACIONES
Mantener el producto Maxdrill para la inhibición de arcillas reactivas y
lutitas inestables en operaciones de perforación de la segunda
sección en proyectos futuros del Campo Víctor Hugo Ruales (VHR).
Cualquier producto químico debe pasar por las pruebas básicas y
especiales de inhibición realizadas en el laboratorio para determinar
su efecto inhibitorio y poder tomar una decisión adecuado respecto a
la utilización del nuevo producto.
Se debe controlar los valores de pH de los fluidos antes de realizar las
pruebas y previo al envejecimiento de los fluidos en el horno de
rolado, manteniéndolos en un rango de 8,5 - 9,5 para garantizar que
el pH de los fluidos no impida el funcionamiento de los polímeros.
Es recomendable mantener los valores de las concentraciones de los
componentes y productos químicos con los que la empresa QMAX
Ecuador perfora en la segunda sección del oriente ecuatoriano, para
no tener problemas causados por arcillas reactivas o inestabilidad de
lutitas.
Se deberá evitar poner en contacto las muestras con agua demasiado
tiempo, el momento de recolectarlas, a fin de evitar posibles
reacciones fluido - sedimento para que conserven.
Para cualquier prueba de laboratorio se debe utilizar el equipo de
protección personal (EPP) en todo momento, evitando de esa manera
accidentes al trabajar con químicos peligrosos.
146
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Bibliografía
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Geología y Petróleo. Quito: Editores Científicos.
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Houston: Halliburton.
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Perforación de Pozos en los Campos Cuyabeno y VHR. Quito:
Escuela Politécnica Nacional.
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Fluidos de Control Base Agua. Mexico: Universidad Michoacana de
San Nicolas de Hidalgo.
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Sistema de Fluidos Base Amina-Glicol-PHPA en la Inhibición de los
Componentes Arcillosos de las Formaciones Orteguaza, Tiyuyacu,
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Pichincha, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional.
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compuesto por Carbonato de Calcio para Minimizar el Daño en
Formaciones Productoras en el Campo Palo Azul. Quito – Ecuador.
Universidad Central del Ecuador.
Meza D., Gómez G., (2012). Estudio de la Composición Óptima del
Fluido Maxdrill y su Efecto en la Inhibición de las Formaciones
Reactivas del Campo Palo Azul. Quito – Ecuador. Escuela Politécnica
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Texas – USA. (En linea) Tomada de:
http://www.ofite.com/instructions/sp-instructions-list-alpha.htm(Fecha
de Consulta: 12-Junio-2014)
GLOSARIO
148
GLOSARIO
Absorción: Dicho de una sustancia sólida: Ejercer atracción sobre un
fluido con el que está en contacto, de modo que las moléculas de éste
penetren en aquella. La penetración o desaparición aparente de
moléculas o iones de una o varias sustancias dentro de un sólido o
líquido.
Acidez: Potencia ácida relativa de los líquidos, que se mide por
medio del pH. Acidez implica un pH inferior a 7.0
Adhesión: Fuerza que mantiene juntas a moléculas diferentes.
Adsorción: Atraer y retener en la superficie de un cuerpo moléculas o
iones de otro cuerpo. Un fenómeno superficial demostrado por un sólido
(adsorbente) para mantener o concentrar gases, líquidos o sustancias
disueltas (adsortivos) sobre su superficie, una propiedad causada por la
adhesión.
Análisis de Lodo: Examen sistemático y continuo del fluido de
perforación, para determinar sus propiedades físicas y químicas.
Aglomeración: Agrupamiento de partículas individuales.
Arcilla: Dícese de aquella materia plástica, blanda, de varios colores,
generalmente compuesta por silicato de aluminio, formada por la
descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio.
Barita: Sulfato de bario natural que se usa para aumentar la
densidad de los lodos. El mineral se manifiesta en depósitos de color
gris, blanco, verdoso y/o rojizo, y en estructuras masivas de cristal.
Bentonita: Arcilla plástica, coloidal, constituida principalmente por
Montmorillonita sódica, que es un silicato de aluminio hidratado.
Caolinita: Es una arcilla no hidratable ya que sus capas unitarias están
fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Presentan caolín
por hidrólisis de los feldespatos que contienen las rocas graníticas.
Clorita: Los minerales arcillosos de clorita son similares a la arcilla ilita
en lo que se refiere a la reactividad, no contiene agua entre capas, no se
149
hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que hinchen ligeramente
al ser modificadas.
Catión: Partícula positivamente cargada en la solución de un
electrolito que bajo la influencia de un potencial eléctrico, se moviliza
hacia el cátodo (electrodo negativo).
Cohesión: La fuerza de atracción entre moléculas del mismo tipo. Acción
y efecto de reunirse o adherirse las cosas entre sí o la materia de que
están formadas
Coloide: Estado de subdivisión de la materia que consiste en
grandes moléculas individuales o en agregados de moléculas más
pequeñas ,dispersadas en el grado que la grado que la fuerza de
superficie se convierte en un factor importante para determinar sus
propiedades . El tamaño de las partículas coloidales varían entre
0.001 a 0.005 micrones.
Embolamiento: Acumulación de material perforado por encima de la
broca o barrena impidiendo que se continúe perforando.
Erosión: Proceso geológico de desgaste de la superficie terrestre y de
remoción y transporte de materiales del suelo o roca originados por la
gravitación y otros agentes.
Filtrado: Líquido forzado a través de un medio poroso durante el
proceso de filtración.
Fluido de Perforación: material fluido de composición química variable,
que se hace circular en el hoyo que cumple funciones importantes
durante la perforación. Sus componentes más comunes son la bentonita
y la barita.
Floculación: Es la asociación de borde a borde y/o borde a cara de las
partículas, resultando en la formación de una estructura similar a un
“castillo de naipes”.
Glicol: Es un agente de taponamiento deformable usado en fluido de
perforación base agua, utilizado para la inhibición de lutitas.
Hidratación: Acto por el cual una sustancia admite agua por medio de
absorción y / o adsorción.
150
Ilita: La ilita es un mineral arcilloso con una estructura principal de
aluminosilicato similar a la esméctica, pero no muestran la capacidad de
hinchamiento entre capas.
Inhibición: Cualquier agente que en operaciones de perforación
previenen de la hidratación de minerales arcillosos por agua mediante
acciones preventivas sobre la arcilla.
Lutitas: Arcilla de origen rocoso, finamente granular, con clivaje tipo
pizarra, que es una sustancia orgánica parecida al petróleo.
PHPA: La amina Poliacrilamida parcialmente hidrolizada se usa como
inhibidor de lutitas y como polímero encapsulador de sólidos en los
sistemas de agua dulce, agua salada, NaCl y KCl.
Plasticidad: Propiedad que se debe a que el agua forma un
recubrimiento sobre las partículas laminadas produciendo un efecto
lubricante que facilita el deslizamiento de unas partículas sobre citas
cuando se ejerce un esfuerzo sobre ellas.
Polímero: Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas
iguales, unidas extremo con extremo, dando por resultado una
sustancia que posee los mismos elementos en la misma proporción
que las moléculas originales, pero de mayor peso molecular y con
diferentes propiedades físicas.
Reología: Es un término que denota el estudio de la determinación de
materiales, incluyendo el flujo.
Revoque: Los sólidos suspendidos que se depositan sobre un medio
poroso durante el proceso de filtración.
Tixotropía: Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel
con el tiempo. Cualidad de una suspensión coloidal de desarrollar una
fuerza gelificante cuando se encuentra en reposo, pero que se
convierte nuevamente en fluido por agitación mecánica.
Viscosidad: Resistencia interna al flujo ofrecido por un fluido debido
a atracciones entre moléculas.
ANEXOS
151
ANEXO 1 CORTE SECCION HORIZONTAL POZO
VHRE-031
151
PETROAMAZONAS EPPETROAMAZONAS EPPETROAMAZONAS EPPETROAMAZONAS EP
CORTE SECCION HORIZONTAL POZO VHRE-031A A´
151
ANEXO 2 PROGRAMA DE FLUIDOS DE
PERFORACIÓN
152
153
ANEXO 3 CURVA DE PESOS DEL FLUIDO DE
PERFORACIÓN EN EL POZO VHR-31
154
9 8,4
9,2
10 10,2
9,6 9,8
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
8 8,5 9 9,5 10 10,5
PR
OF
UN
DID
AD
LPG
Cambio de fluido @ 7849' (9,6 lpg)
155
ANEXO 4 FICHA TÉCNICA DEL PRODUCTO CLAY
CONTROL PLUS
156
HOJA DE DA TOS DEL PRODUCTO
ARCILLA INHIBE LA EXPANSIÓN
SOLUBLE EN AGUA RODAJE AMINE DE ARCILLA INHIBE LA EXPANSIÓN
INHIBE A TRAVES DE FASE DE AGUA
TOTALMENTE SOLUBLE EN AGUA DULCE Y ALTAMENTE DISPERSABLE EN LA
MAYORIA DE PRODUCTO NATURAL
DISEÑADA ESPECIALMENTE PARA PARTICIÓN PREFERENTEMENTE A LA FASEACUOSA.POSEE ESCELENTES PROPIEDADES DE EMULSIÓN Y PREVENSIÓN DE ESPUMA
PESO ESPECÍFICO 60°F
DENSIDAD lbs/gal 60°F
1.026 I 0.016
8.54 I 0.125
PUNTO DE INFLAMACION
(PMCC) °F
VISCOSIDAD cps @ 76° F
VISCOSIDAD cps @ 32° F
> 200
10-15
ND
PUNTO DE DERRAME °F
pH
< / = 6
4.3+/=0.5
@ 75 °F
5 Minutos 10 10 1
1 Hora 10 10 1
8 Hora 10 10 1
I= Insoluble IO = SOLUBLES O DISPERSABLES
TOTALMENTE
USADO COMO UN EXCELENTE
INHIBIDOR DE EXPANSIÓN DE
ARCILLA, TAMBIEN SE LO UTILIZA
COMO AUXILIAR PARA CONTROL DE
LA CORROSION EN LAS
OPERACIONES DEL POZO.
ESTA ARCILLA DE CONTROL ES
NORMALMENTE UTILIZADA EN
CONCENTRACIONES DE 1-4 ppb.
ESTA ARCILLA DE CONTROL SE DEBE
AÑADIR DIRECTAMENTE AL SISTEMA
DE LODO.
OBSERVE LAS PRECAUCIONES
NORMALES PARA PRODUCTOS
QUIMICOS INDUSTRIALES.MANTENER
ALEJADO DEL CALOR, CHISPAS Y
LLAMAS. PARA OBTENER CONSULTAR
LA HOJA DE SEGURIDAD.
157
ANEXO 5 FICHA DE SEGURIDAD DEL PRODUCTO
CLAY CONTROL PLUS
158
159
160
161
162
163
164
ANEXO 6 FICHA TÉCNICA DEL PRODUCTO
MAXDRILL
165
27/11/06
HOJA DE DATOS DEL PRODUCTO
Maxdrill
Introducción
Es un inhibidor de arcilla de base polímeroque se utiliza en los fluidos perforación, essoluble en agua.
Descripción del producto
Es un líquido claro. Apacible
Naturaleza Química
Catiónico, Multivalente Aminas orgánico non-volátil en el agua.
Propiedades Físicas y Químicas
Forma Liquido
Color Transparente
Densidad (g/cc 25ºC)
1.07
Solubilidad 100% soluble
pH 6 8
Aplicaciones
Maxdrill es un inhibidor de arcillas paraformaciones sensibles al agua. Tiene un fácilintercambio iónico que permite la substituciónfácil en los sitios del intercambio el ion desodio, que permite la hidratación del agua. Laprueba de la succión capilar ilustra laspropiedades de inhibición de arcilla deMaxdrill. Estas pruebas ilustran la inhibicióna las concentraciones tan bajo como 0.005%.además a mostrado que presenta unaestabilidad química.
Tratamiento
Las concentraciones normales que se utilizaen el campo es de 0.3% a 0.6%. Maxdrill estadiseñado para ser utilizado en rangos de pH de10,5 o menos. Al utilizar en rangos de pHmayor que 10,5 reduce su efectividad yrequerida de una cantidad mayor de la misma.
Presentación
Maxdrill se encuentra disponible en tamboresde 55 galones.
Precauciones
Revise la hoja de seguridad del producto parainformación detallada sobre manejo,almacenamiento, transporte y medidas deseguridad.
Disponibilidad
El Maxdrill está disponible. Contáctese conQMAX ECUADOR S.A. para susrequerimientos
166
ANEXO 7 FICHA DE SEGURIDAD DEL MAXDRILL
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