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• Heberto Marin Arevalo

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TEMA 8 8. Fluidos de perforación (F.P.) 8.1.

Introducción

Nuestra industria petrolera “PEMEX”, no tan solo tiene en sus operaciones de aplicar programas preventivos, la preocupación en materia de seguridad y protección ambiental, sino, lograr también en sus estudios de ingeniería la localización y exploración de yacimientos petroleros rentables; quedando en manos de la rama operativa de que los pozos se perforen con éxito. Uno de los principales elementos esenciales en la perforación de un pozo, es el fluido de perforación, llamado de esta forma, por que en la actualidad se manejan diferentes tipos de fluidos y en donde se requiere conocimientos de ingenieria, técnicos y experiencia y, su nombre de la perforación. Lodo de perforación fue tomado por su naturaleza al inicio de llevar el control de un F.P., es condición necesario que la persona conozca las funciones que debe desempeñar el F.P. y los parámetros para su control, para lograr de esta forma la eliminación o disminución de problemas en el pozo y obtener el objetivo final. Es importante conocer el concepto de una de las disciplinas que se aplican en el estudio de los fluidos, para poder interpretar algunos de los parámetros que trataremos mas adelante y, es sobre “Reología”. El Larousse de ciencias y técnicas la define como: La Reología es parte de la física que trata de la viscosidad, la plasticidad, la elasticidad y, en general, del flujo de la materia. Otro autor nos dice, que la reología fundamentalmente utiliza un método de análisis de las propiedades mecánicas basándose en determinados modelos idealizados cuyo comportamiento sé describe por un número reducido de parámetros y en las cosas más simples, por un solo parámetro, y la define como: “La reología es la ciencia que formula las reglas y las leyes del análisis generalizado del comportamiento mecánico de los cuerpos semejantes a sólidos y líquidos” Con base en lo anterior, los sistemas dispersos, se reflejan en un amplio juego de los posibles valores de tres parámetros reológicos fundamentales: El modelo de elasticidad de cizallamiento (ó del modulo Young E), de la viscosidad y de la tensión limite de cizallamiento (limite de fluencia). Todo esto explica el porqué cuando mencionamos en nuestro F.P. las propiedades reologiítas, proporcionamos los valores de la viscosidad plástica y el punto de cadencia.

8.2

Tipos, características, componentes y usos de los fluidos de perforación

8.2.1. Tipos de fluidos.- Sabiendo que nuestro fluido es un sistema disperso, de acuerdo a la fase continua ó dispersa, los F.P. se clasifican considerando esta fase liquida en: F.P. base-agua: Bentonitico Bentonitico polimérico Disperso no inhibidos Inhibido no disperso Disperso inhibido Emulsionados (Emulsión directa)

8.2.2 Características componentes y usos de los fluidos de perforación. A continuación se expondrá en forma de resumen estos elementos de un fluido de perforación base- agua y base- aceite. F.P. base- agua Tipo de F.P. Bentonítico

Bentonítico Polimérico.

Disperso no Inhibido.

Disperso no inhibido.

Características No se aplican dispersantes químicos. Encuentran su propia conclusión de equilibrio en el sistema de una forma natural. Se trabaja con bajo contenido de calcio menor de 200 ppm, se controla con carbonato de calcio. No se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados. No utilizan bentonita sódica. Ampliamente utilizados en el mando. Es un sistema con buena tolerancia a los contaminantes más comunes y a grandes contenidos de sólidos. Con Surfactantes son excelentes para perforar pozos de altas

Componentes Agua dulce y arcilla comercial, bentonita. Se incorporan arcillas de la formación.

Uso Al inicio de la perforación.

Agua fresca o agua salada y polímeros.

Para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla.

Dispersantes químicos para desflocular a la bentonita sódica.

Trabajar un bajo contenido de sólidos.

Polímeros: Goma de Santana y lo Guar, celulosas, etc. Lubricantes de presión extrema.

Eliminación de recortes arcillosos casi íntegros y contenidos de arcillas bajo (MBT).

temperaturas. Disperso inhibido

Emulsionados (directa)

De baja densidad, emulsión directa

Ultraligeros

F.P base- aceite Emulsión inversa.

Utiliza Ios dispersantes químicos para desflocular la bentonita sódica. Los dispersantes actúan sobre los recortes de la formación, maximizando su dispersión. Se tiene dos fases líquidas agua (continua) aceite (dispersa) la emulsión es de 5 a 10% en volumen del F.P. Propiedades adecuadas para perforar calizas y dolomías. (Temperatura y PH) bajas densidades. Se obtiene densidades mas bajas que en los F.P. de baja densidademulsión directa hasta 0.4 gr./cm3.

Iones de inhibición. Dispersantes (lignosulfonatos y logritos o defloculantes poliméricos).

Alta dispersión de la bentonita y de los sólidos arcillosos de la formación. Estabilidad de las arcillas en especial cuando son arenosas.

La fase dispersa puede ser diesel o crudo. Emulsificantes.

Mejorar el avance de la perforación y aumento en la vida de la barrena. Reducir embolamiento de la barrena. Perforar zonas o formaciones depresionadas.

Nitrógeno, tensoctivos, inhibidores. De hidratación de antioxidantes y alcalizantes.

Perforar formaciones depresionadas.

La face dispersa esta formada por pequeñas partículas de agua salada. Produce el fenómeno de osmosis en el pozo.

Aceite, diesel, agua salada ó salmuera y emulsificantes.

Perforar arcillas altamente hidrofílicas y pozos con altas temperaturas.

Emulsificantes y polímeros en caso necesario, uso de una base débil (etanolamina).

Emulsión relajado

inversa Se ocasionan altos enjarres frente formaciones arenosas altamente permeables.

100% aceite

Menos sensible a las contaminaciones.

Aceite, diesel y agua salada.

Aceites 100% y controladores de filtrado las faltas oxidadas y la gilsonita arcillas organofílicas.

Para perforar zonas de rocas duras o carbonatadas del cretácico superiora perforación profunda donde no se encuentran formaciones altamente permeables. Problemas extremos de flujo de agua, domos salinos profundos. Perforación menos daño en la formación.

8.3 Funciones de los fluidos de perforación.- nuestro F.P es uno de las partes principales en las operaciones de perforación del pozo, siendo una parte vital para el logro de los objetivos programados, todo esto debido a las efectivas funciones que desempeñan. Es de suma importancia saber que todas las formaciones que a continuación expondremos se encuentran relacionadas con las propiedades físico- química del F.P., por lo que importante llevar el mejor control del mismo. Para que esas propiedades cumplan en forma eficiente su función. Funciones 1. transportar los recortes de la formación del fondo a la superficie. 2. controlar presiones en el pozo (brotes y derrumbes). 3. suspender los recortes y material densificante. 4. enfriar y lubricar la sarta de perforación y la barrena. 5. proteger la formación productora. 6. transmitir la potencia hidráulica a la barrena. 7. disminuir parte del peso de la sarta de perforación por efecto de flotación. 8. disminuir la corrosión en el sistema de circulación. 9. suspender recortes cuando se interrumpe la circulación. 10. obtener información de las formaciones perforadas. 8.4 Propiedades y análisis físico-química de los fluidos de perforación. 8.4.1 Introducción

El proceso de dispersión de los sólidos es uno de los mas difundidos y de gran escala en la técnica moderna incluyendo la técnica de gran importancia, la emulsificación. En el cual se tienen muchas propiedades de las mecánicas, sistemas dispersos tales como: físicos, químicos, cinéticos- moleculares, etc. En nuestro tema trataremos en forma técnico- práctico las propiedades físico- químico que tiene nuestro fluido de perforación. El papel que representan las propiedades físico – química en nuestro de fluido, es el de cumplir con las funciones principales en la estabilidad y operaciones en el pozo y mantener estable el sistema (F.P.) bajo un control de los parámetros físico- químico. A continuación describiremos el concepto de las propiedades físico- química, así mismo, como el instrumento de medida. La función de cada una fueron tratados en temas anteriores. En algunos casos proporcionamos las unidades en el sistema ingles. 8.4.2 Densidad.- la podemos representar como el peso por unidad de volumen. Sus unidades principales son: gr/cm3 y lb/gal. El instrumento de medida es la balanza Barcid (Fig. 8.1). 8.4.3 Propiedades tecnológicas (análisis e interpretación) para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. Este mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el numero de segundos requeridos para que 1000 ml. De lodo pasen a través de un tubo de 3/16pulg. De diámetro, colocado a continuación de un embudo de 12 pulg. De largo con capacidad de 1500 ml. (Fig. 8.2). el valor resultante es el indicador cualitativo de la viscosidad del lodo. Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el empleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa de cilindros concéntricos. La unidad estándar de campo es el viscosímetro FANN (Fig. 8.3). el viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos parámetros reológicos: Viscosidad plástica y punto de cedencia. Para la viscosidad plástica se utiliza el centipoise. Este es la resistencia al flujo de lodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas, y también por la viscosidad de la face fluida. La viscosidad plástica es afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo. Para el punto de cedencia se usan comunidades de libra por 100 pies cuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causadas por la fuerza de tracción entre partículas. Estas fuerzas atractivas son a su vez causadas por las fuerzas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en el lodo. El análisis para estas propiedades en un F.P. base- agua es igual para un F.P. baseaceite de emulsión inversa con acepción que a igual densidad el F.P. base- aceite tiene mayor viscosidad por su face líquida (aceite). FIGURA 8.3

Análisis 1. tomar una muestra del fluido de perforación (F.P). 2. agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo. 3. colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la marca del cilindro. 4. operar el viscosímetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que se observe en el dial. 5. cambiar la velocidad del viscosímetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada. 6. aplicar las siguientes formulas. Vp=Lec600-Lec300

Yp=Lec300-Vp

Va=Lec600/2

Donde Vp= viscosidad plástica, en centipois (cps). Lec600= lectura de 600 r.p.m. en el viscosímetro. Lec300= lectura de 300 r.p.m. en el viscosímetro. Yp= punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2. Va= viscosidad aparente, en cps. 7. lavar y limpiar el equipo para dejarlo preparado en un próximo análisis. 8.4.4 Sólidos y líquidos. Para comprender más el presente concepto y análisis, hacemos un recordatorio de las fases del fluido de perforación.

Base-agua

Base-aceite Emulsión Inversa

Fase Liquida:

Agua principalmente, aceite cuando se Emulsiona (Emulsión Directa).

Fase Sólida:

Material densificante y viscosificante (Barita y bentonita)

Fase Química:

Productos químicos

Fase Liquida

Fase continua: Aceite. Fase Discontinua o Dispersa: agua salada

Fase Sólida: Material desinfectante (Barita)

Fase Química: Emulsificantes. Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase sólida se refiere a los sólidos deseables que son propiamente los que tienen nuestro fluido de perforación para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los sólidos ajenos a estos, llamados sólidos indeseables se deben de eliminar. El análisis físico que nos proporciona dicha información para tomar una decisión, es por medio de la retorta que se compone de (Fig.8.4): • • • • • • • • • •

Cámara de calentamiento Condensador Recipiente del F.P. (muestra de 10 cm3 de F.P.) Lana de acero Probeta graduada. (10 cm3 ) Espátula Solución de agente humectante Cepillos limpia pipetas Automático para e corte de la corriente (110V) a los 15 minutos Grasa metálica (para alta temperatura)

FIGURA 8.4 Análisis 1. Tome el recipiente de la muestra del F.P. y confirme que se encuentra limpio y seco. 2. Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los vapores que pasan al condensador. 3. Llene en recipiente de la muestra con el F.P., coloque la tapa y deje que salga el exceso del F.P. por el orificio central de la tapa. 4. Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metálica en la rosca. 5. Enrosque el recipiente en el cilindro metálico. 6. Coloque el cilindro metálico en la cámara de calentamiento. 7. Coloque la probeta en la parte inferior del condensador. 8. Conecte la retorta 9. Al terminar la destilación, retire la probeta del condensador. 10. Tome la lecturas de los cm3 de líquidos (agua y aceite) y multiplique cada uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de sólidos. 11. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes, para tener la retorta disponible.

8.4.5 Gelatinocidad.- Es la tendencia del fluido a formar gel en estado de repos. Para su análisis se hace uso del viscosímetro FANN, con lectura de 3 r.p.m. o. Mientras mayor sea el tiempo de reposo la gel aumenta, siendo mayor el esfuerzo para regresarlo al estado liquido. También se como una propiedad tixotropicaen un tiempo de cero (10 seg.) minuto y 10 minutos y se reporta en lb/1002. Las altas gelatinocidades se logran en los F.P. base-agua, donde deben de tomarse las medidas preventivas para evitar un problema en el pozo. 8.4.6 Filtrado y enjarre.- La filtración en el pozo es el paso del fluido o perdida a través de las formaciones permeables. El paso del liquido deposita sólidos en la pared del agujero, creando una película llamada enjarre y al liquido filtrado.el filtrado esta en función de la permeabilidad de la formación, presión diferencial y las características del fluido de perforación. Para realizar el análisis de un filtrado en un F.P. base-agua se utiliza el filtro prensa API de baja presión y en un F.P. base-aceite el de alta presión ( Fig. 8.5 y Fig. .8.6). 8.4.7 Potencial Hidrogeno (pH).- Nos proporciona la alcalinidad o acidez de un fluido, de acuerdo ala siguiente escala.

0

1

2

3

4

5

acidez

6

7

8

9

10

11

12

13

14

alcalinidad neutro

El uso de esta propiedad en nuestro F.P.,es trabajar con un pH arriba de 7 para: • Evitar o disminuir la corrosión en el sistema de circulación. • Apoyo en la dispersión de la bentonita. • Hacer ma efectivo el uso de algunos productos químicos. • Soportar mayor concentración de algunas contaminaciones. Su determinación se puede realizar instrumento y con El papel phyelryom (Fig. 8.7). 8.4.8 Alcalinidad.- La determinación de la alcalinidad nos ayuda a identificar y monitorizar la contaminación del F.P. con gases de dióxido de carbono (CO2), carbohidratos y bicarbonatos. 8.4.9 Cloruros.- Este análisis en el F.P. nos determina la contaminación de agua salada, provocando al inestabilidad en el fluido. 8.4.10 Contenido de Arena.- Cuando se perforan formaciones arenosas o arenas, es necesario llevar el control de arenas para eliminarlas, por los grandes problemas que ocasiona en el

sistema de circulación. Para medir esta concentración, se realiza el análisis del contenido de arenas en el F.P. (Fig.8.8) Condiciones de Prueba • • • • •

Presión 100 psi. Tiempo 30 minutos. 7.5 pulg2 papel Whatman nº 50. Temperatura ambiente. Reporte, filtrado en cm3,enjarre en mm.

Fig. 8.5.- Filtro Prensa API (baja presión) Condiciones de prueba • • •

Este es uno de varios tipos de unidades. Bueno para (148.88ºC) Para temperaturas mas altas, se debe usar otro tipo de unidad, y presiones mas altas (arriba y abajo). (La presión diferencial debe seguir siendo 500psi) FATAP=Filtrado - Alta Temperatura – Alta presión.

Fig.8.6.- Filtro Prensa API (Alta Presión) pH • •

MEDIDOR – ( Método Preferido) TIRAS – (Phydryom) (Rango General)

Fig.8.7.- Determinación del pH

Fig.8.8.- Equipo para medir el contenido de arena.

8.5 Tipos y usos de materiales químicos para los fluidos de perforación. Los productos químicos utilizados en los fluidos de perforación es numeroso. Se clasifican con base en su composición y adecuado. Uso e conveniente que antes de usar un producto químico se tenga información de su hoja de datos de seguridad y que el personal use su equipo de protección.

Materiales Químicos Comunes Producto Sulfato de bario (BaSO4) Oxido de Fierro ( Fe2O3)

Nombre Comercial Barita (Densidad Medio -4.25 gr/cm3) FE2 – O – BAP2

Función pro. Densificante

Densificante ( soluble Hasta un acido clorhídrico) Carbonato de Calcio Carbonato de Calcio Densificante( No daña la (CaCO3) formación productora). Preparación de Salmuera hasta 1.75gr/cm3 Cloruro de sodio ( NaCL) Cloruro de sodio Preparación de salmuera hasta 1.19 gr/cm3 Cloruro de Calcio ( CaCl2) Cloruro de calcio Preparación de salmuera hasta 1.39 gr/cm3 Bromuro de Calcio Bromuro de Calcio Preparación de Salmuera hasta 1.70 gr/cm3 Sales Formiato (Cesio, Formiatos Preparación de potasio, Sodio) salmueras hasta 2.3 gr/cm3 Montmorillonita Sodica Bentonita Viscosificante gelatenosidad y control de filtrado Ácidos Grasos Drilex, perfoil – 1 Emulsificante para F.P. invermul, etc. de emulsión inversa Detergentes(Surfactantes Lubrisesa, Q–T–50, ) drilling detergente, prodet plus,etc.

8.6 Problemas y tratamiento en el fluido de perforación base – Agua y base – aceite emulsión inversa. 8.6.1 Fluidos de Perforación Base Agua: Problema Yeso anhidrita

Embolamiento Barrena

Síntoma • Alta viscosidad y gelatinosidad, y aumento de filtrado • Calcio y sulfato en el filtrado

de

Abrasión

Alta Perdida de filtrado

la

Correctivo Tratar previamente si se rata de pequeñas cantidades, o remover químicamente con carbonato de bario o de sodio. Si se trata de anhidrita masiva cambie el sistema. 1. Disminución en la • Añadir diesel para velocidad de emulsionar el lodo. penetración. Succión en los • Controlar la viajes. Barrenas en viscosidad y el gel. unas condiciones, Mejorar la con poco hidráulica. desgaste, pero con recortes adheridos en forma muy compacta. 2. Disminución de la • Disminuir el vida útil de la contenido de arena barrena y desgaste con dilución excesivo de la agregando agua. parte hidráulica de Usar el la bomba de lodo. desarenados para mantener el contenido mínimo de arena. 3. Enjarre esponjoso, • Si el sistema blando y muy contiene suficiente grueso. aditivo de control de filtrado, añadir arillas (bentonita) al sistema (control con la prueba de

Perdidas de Circulación

4. Disminución del volumen en las presas. Perdida completa del retorno de lodo.

Lodo inestable

5. La barita se separa por sedimentación y precipitación.

Alta viscosidad

6. Elevada viscosidad Marsh y plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Alto contenido de sólidos.

Alta viscosidad

Elevada viscosidad en el embudo y plástica. Punto de cedencia y gel normal, alto contenido de sólidos.

azul de metileno) Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la densidad equivalente de circulación. Añadir material de pérdida e circulación. Colocar tapón de diesel-bentonita o diesel-bentonitacemento. Aumentar al viscosidad por adición de un viscosificante. Agregar estabilizador de viscosidad en lodos calientes y/o con altas densidades. • Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos. Se requiere dilución con agua. Posteriormente puede utilizarse un reductor de viscosidad. • Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos, se requiere dilución con agua. •

FALTA

8.8 Perdidas de circulación 8.8.1 Causas de las pérdidas de circulación Cuando se tiene una pérdida de circulación en el ------ , es decir, el flujo de perforación del pozo a la formación perforada, esta puede ser parcial o total. En la pérdida parcial se tiene circulación y disminución del nivel del F.P. en las presas y la pérdida total no se nivel del F.P. en las presas y la pérdida total no se tiene circulación ó retorno del F.P. Las causas de las pérdidas de circulación, se pueden clasificar por: a) origen natural y geológica: • Formaciones fracturadas.- se presentan generalmente en cualquier formación. • Formaciones permeables.- ocurren generalmente en gravas, arenas altamente permeables, formaciones poco consolidadas, etc. • Cavernas.- Generalmente se presentan en calizas y son totales. b) Mecánicas o inducidas • Perforar con F.P. de alta densidad y Teología. • Pintonear el pozo, al meter tubería en forma rápida. • Falla de protección con T.R. en formaciones sensibles. • Manejo inadecuado del inicio a circular un F.P. con alta gelatinosidad. 8.8.2 Tipos y materiales para el control de pérdidas. El material de pérdida de circulación agregado al F.P, afecta a sus propiedades, sin embargo por necesidad se tiene que agregar, estas se pueden clasificar en: • Fibrosos: Borra, aserrín, bagazo de caño, asbesto, etc. • Laminada: Papel celofán, viruta, etc. • Granular: Se divide es fino, medio y grueso. El material puede ser: Cáscara de nuez molida, plástico, caliza molida, etc. Lo más recomendable cuando se utilizan las materiales de pérdida de circulación es combinarlos entre si para que surtan mayor efecto. Asimismo, usar barrenas sin toberas, circular a bajo y evitar el paso del F.P., por la temblorina ó ----- vibradora. La concentración del material y tipo, es en función de las fracturas (Fig. 8. 16)

Fig. 8.16 Nota. Tomarla del manual de fluidos, Pág. 177 Figura 8.1 Fig. 8.14 Guía para seleccionar tamaño y tipo de ------8.8.3 Tapones Diesel- Bentonita y de sal para perdidas de circulación. Un tapón, se puede considerar como u volumen de lechada con propiedades de capacidad de obturar formaciones donde se presentan las perdidas de circulación, desplazado por F.P. o agua. Entre los tipos de tapones se pueden tener: • Tapón Diesel-Bentonita (DB) • Tapón de cemento (TXC) • Tapón de Barita (Fig. 8. 17) • Tapón de cemento-Bentonita (CB) • Tapón de cemento- Gilsenita • Tapón de Barita (Brote asociadas con pérdidas) • Tapón de sal (Fig. 8 .18) A causa de este número de tapones, trataremos dos de ellos, siendo los más comunes y teniendo en cuenta que las operaciones son similares y los componentes de cada uno es de acuerdo al tipo de tapón. Tapón Diesel-Bentonita (DB) Esta considerado como temporal y generalmente es aplicado para obturar pérdidas de circulación de tipo natural o geológica y otras en donde se requiera. Al mezclar la Bentonita con el Diesel, esta queda en suspensión, mientras exista agitación, en el momento de colocarlo y dejarlo en reposo a la profundidad deseada, la Bentonita se precipita y al hacer contacto con el agua presente, se hidrata y se hincha. Actividades en la colocación de un tapón DB 1) Perforación del tapón.- se requiere tener conocimiento de la severidad de la perdida, la densidad del tapón, diámetro del agujero y espacio aproximado de la zona por cubrir, para calcular el volumen de la lechada. Si la perdida es severa, se considera un volumen adicional, de 100 a 200% del volumen por cubrir, para la concentración de bentonita se puede aplicar en forma practica la siguiente tabla: Concentración: Sacos (Bentonita)/m3 (Diesel) 10/1 12/1 14/1 16/1 18/1 20/1 22/1

Volumen de Lechada m3

Densidad gr/cm3

1.200 1.240 1.280 1.320 1.360 1.400 1.440

1.12 1.16 1.20 1.24 1.28 1.31 1.35

de

lechada

24/1 26/1

1.480 1.520

1.38 1.41

Total de sacos (Bentonita) = (concentración – tabla) x vol. Total lechada – m3) (vol. De la lechada-Tabla) El equipo necesario.- Para esta operación, se recomienda disponer de la unidad de alta presión y una mezcladora para preparar la lechada y, la instalación típica del equipo (Fig. 8. 19) es la inyección por la tubería y espacio anular por el carrete de control, suministro del F. P. y Diesel. En esta operación debe considerarse el gradiente de presión de fractura.

2) Recomendaciones durante las operaciones.- se requiere que se consulte y aplique el procedimiento para la colocación de tapones. A continuación expandimos algunas recomendaciones complementarias, a saber: 1. Tener la información para el cálculo del tapón y desplazamiento. 2. Limpiar la mezcladora, cerrar líneas de agua, desplazar con diesel las líneas de succión y descarga en el interior de las bombas de la unidad de alta, todo esto para evitar contacto de la bentonita con el agua antes de tiempo. 3. Instalar un tubo difusor, para que el flujo del tapón sea en forma radial. 4. colocar la tubería de perforación aproximadamente 15m arriba de la zona pérdida. 5. La velocidad de desplazamiento de 4 a 10 bl/min ó mayor y en caso de inyección gustos bajos de ¼ ó ½ bl/min. Por intervalos. 6. separar el tapón con baches de 80 a 150m de tubería, es conveniente que el primer bache sea mayor que el segundo de acuerdo a la capacidad del agujero. 7. Si en la inyección, la presión en el espacio anular empieza a manifestarse, desminuya la velocidad en esta parte, en caso contrario aumentar la velocidad. 8. En caso de algún problema y es conveniente levantar la tubería, suspenda la operación para levantarla arriba de la cima teórica y continuar la operación. 9. Inyecte el volumen total de lechada, observando las presiones por espacio anular y tubería. 10. Al terminar la operación, verifique con bomba que no esté tapada. 3) Calculo de un tapón y volumen de desplazamiento colocar un tapón de diesel-bentonita en un agujero de 12” a una profundidad de 2800.0 m, de una longitud aproximada de 100.0 m con densidad de 1.38 gt/cm3 T.P. -5”, 19.5) b/pic, D.I. -4.276”, capacidad -9.26 lt/m capacidad de agujero -72.965 lt/m Operaciones: • Volumen total de la lechada 72.965 lt/m x 100m = 7,295 lt= 7.2965m3 (perdida no severa)

Nro. De sacos de bentonita= 24 x 7.2965 =118 sacos 1.48 Volumen de diesel: se requiere 1m3 de diesel por cada 24 sacos de bentonita, por lo tanto para 118 sacos: 118 sacos = 4.916 m3 de diesel 24 sacos/m3 Desplazamiento.-Cada buche separador de 80m, es:9.26 lt/mx80 m = 741.0 lt Volumen total del tapón: 741.0 + 7,297.0 + 741.0 = 8, 779.027 Volumen para desplazar, un Lts y Bls: Volumen en tubería -9.26 Lt/m x 2800.0 m = 25, 928.0 Lt 25,298.0 – 8,779.0=17, 149.0 lt = 107.8 bl= 108 bl Volumen para desplazar ----- de la tubería La lechada: 17, 149.0 lts ó 108 bl. Actividades en la colocación de un tapón de sal 1) Preparación del tapón y equipo. Su aplicación puede sen en formaciones muy permeables y en yacimientos depresionados, en conde se pierde la capacidad de ostentación de la columna de fluido y teniendo mínimo el gradiente de presión de fractura. (Densidad menor de 0.84 gr/cm3). En pozos depresionados se han utilizado con ---- resultados, el sistema “fluido de baja densidad sal granular” para obturar temporalmente los intervalos expuestos. Se mezcla el fluido de baja densidad (0.84 – 0.86 gr/cm3) de mas de 600 seg. De viscosidad Marsh (vehiculo transportador) con sal granular (agente obturante) en relación de 1 a 3 sacos de sal por barril de fluido. La sal granular no se disuelve por la fase liquida que es diesel, esto no afecta la estabilidad del fluido y los daños a la formación productora es mínima. El tapón se puede remover fácilmente circulando agua ---- a través de tubería flexible. El fluido debe preparase con una relación aceite/agua de 80/20. A pesar de la alta teología del fluido, es bombeable, y evita que la sal se precipite y tapar la tubería. Dependiendo del diámetro interior de la tubería en uso, magnitud de la pérdida y de la longitud del intervalo a obturar, se prepara el tapón. En tubería de D.I de 3 ½” o mayor se recomienda una concentración de 3 sacos/bl y en diámetro menores de 1 2 sacos/bl. El equipo requerido es la unidad de alta presión, ----. En caso de utilizar el embudo de mezclado de la unidad de alta presión (UAP), se hace pasar el fluido de las cajas de la UAP a través del embudo, la sal se agrega directamente al embudo, descargando en la caja de mezclado de la misma para bombear hacia el pozo (Fig. 8.20). 2) cálculos y recomendaciones en la aplicación del recirculador: a) calculo del volumen del intervalo a obturar P1= base del intervalo, en m P2= cima del intervalo, en m P= longitud del intervalo, en m P= P1-P2 V= volumen del intervalo, en lt D i = diámetro interior de T.R o agujero descubierto, en pg. V= 0.5067xDi2xP

b) calculo del numero de sacos de sal. Peso (Kg) Vsal= Densidad (gr/cm3 ) 1 saco de sal de 50kg, de densidad 2.18 gr/ cm3 (pronceli), ocupa un volumen de: 50 Vsa= = lt/saco 2.18 V Nro. De sacos de sal= Vs (lts/saco) c) volumen del fluido de transporte. Nro. De sacos Volumen de transporte (bl)= Concentración (sacos/bl) d) volumen para desplazar el tapón. El volumen se calcula hasta la base del tapón de sal. Vd= 0.5067x(D.I.)2xH1 D.I:= diámetro interior de la tubería en uso, en pg. e) recomendaciones operativas utilizando recirculador (Fig. 8.20). 1) el recirculador debe de tener agitadores y bomba centrífuga, para reciclar y alimentar la mezcla, de fluido- sal granular, a la unidad de bombeo de alta presión, la cuales se instalan en serie. 2) Colocar en la caja del recirculador el volumen calculando de fluido de transporte, pudiéndose hacer en varias etapas. 3) Agregar uno a uno los sacos de sal calculados, bombear la mezcla del recirculador a la bomba de la UAP y de esta al pozo a un gasto de 2 a 3 bl/min. Bombear en forma continua. 4) Bombeada la mezcla, se bombea el fluido desplazador y observar continuamente la presión de bombeo. Se puede suspender el bombeo o disminuir el gasto a 14bl/min, cuando la mezcla ha salido de la tubería. 5) Dejar que por gravedad se acomode la sal, si se suspende el bombeo, mas o menos 30 minutos y continuar bombeando a bajo gasto el volumen desplazador faltante. 6) Realizar las observaciones de incremento de presión, cuando la sal obtura la zona de perdida, se pueden presentar los siguientes casos: a) si la presión se incrementa y posteriormente se abate, suspenda el bombeo unos 15 minutos y continuar bombeando a bajo gasto el fluido desplazador.

b) Si se incrementa la presión y no existe abatimiento, represione a un máximo de acuerdo a su gradiente de presión de fractura o presión máxima permisible en la superficie. FIGURA 8.20 TECNICA PARA COLOCACIÓN DE TAPON DE SAL

8.8 Operaciones para desplazamiento de fluido por cambio de base. El desplazamiento de fluido de perforación o de control por agua dulce y/o por fluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remoción del lodo, el enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean estos: barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se recomienda utilizar fluidos con características físico- químicas, que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hasta la superficie. Factores a considerar para un programa de desplazamiento. •

•

•

Condiciones de temperatura y presión del pozo.- la temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de perforación o de control dentro del pozo, aunque este será desplazado es necesario tomar en cuenta la forma como pudiera la temperatura afecta a los fluidos diseñados para circularse dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente el equilibrio de presiones, que debe mantener en un desplazamiento de fluido. Diseño de las tuberías.- las tuberías tanto de producción como de revestimiento, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo , así como también afectan a los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que llevan estas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá mas que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer previamente las tubería s a través de las cuales se llevara a cabo el desplazamiento y diseñar el programa mas adecuado al mismo. Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie.- si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será

•

severamente reducida lo que puede ocasionar problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva. Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- este es el factor mas primordial ya que dependiendo de las condiciones de este, será la eficiencia del desplazamiento.

Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerado que mientras estas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. •

•

Efectividad del programa de desplazamiento.- desarrollar un programa de desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseñado. Productos químicos.- se debe considerar el diseño de los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los F.P: utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F:P: o de control hacia la superficie sin contaminación.

F.P. base- agua Tipo de F.P.

Bentonítico

Bentonítico Polimérico.

Disperso no Inhibido.

Características No se aplican dispersantes químicos. Encuentran su propia conclusión de equilibrio en el sistema de una forma natural. Se trabaja con bajo contenido de calcio menor de 200 ppm, se controla con carbonato de calcio. No se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados.

Componentes

Uso

Agua dulce y arcilla comercial, bentonita. Se incorporan arcillas de la formación.

Al inicio de la perforación.

Agua fresca o agua salada y polímeros.

Para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla.

Dispersantes químicos para desflocular a la bentonita sódica.

Trabajar un bajo contenido de sólidos.

Disperso no inhibido.

Disperso inhibido

Emulsionados (directa)

No utilizan bentonita sódica. Ampliamente utilizados en el mando. Es un sistema con buena tolerancia a los contaminantes más comunes y a grandes contenidos de sólidos. Con Surfactantes son excelentes para perforar pozos de altas temperaturas. Utiliza Ios dispersantes químicos para desflocular la bentonita sódica. Los dispersantes actúan sobre los recortes de la formación, maximizando su dispersión. Se tiene dos fases líquidas agua (continua) aceite (dispersa) la emulsión es de 5 a 10% en volumen del F.P.

Polímeros: Goma de Santana y lo Guar, celulosas, etc. Lubricantes de presión extrema.

Eliminación de recortes arcillosos casi íntegros y contenidos de arcillas bajo (MBT).

Iones de inhibición. Dispersantes (lignosulfonato s y logritos o defloculantes poliméricos).

Alta dispersión de la bentonita y de los sólidos arcillosos de la formación. Estabilidad de las arcillas en especial cuando son arenosas.

La fase dispersa puede ser diesel o crudo. Emulsificantes.

Mejorar el avance de la perforación y aumento en la vida de la barrena. Reducir embolamiento de la barrena.

De baja densidad, emulsión directa

Propiedades adecuadas para perforar calizas y dolomías. (Temperatura y PH) bajas densidades.

Emulsificantes y polímeros en caso necesario, uso de una base débil (etanolamina).

Ultraligeros

Se obtiene densidades mas bajas que en los F.P. de baja densidad- emulsión directa hasta 0.4 gr./cm3.

Nitrógeno, tensoctivos, inhibidores. De hidratación de antioxidantes y alcalizantes.

Perforar zonas o formaciones depresionadas.

Perforar formaciones depresionadas.

F.P base- aceite

Emulsión inversa.

La face dispersa esta formada por pequeñas partículas de agua salada. Produce el fenómeno de osmosis en el pozo.

Aceite diesel, agua salada ó salmuera y emulsificantes.

Emulsión inversa relajado

Se ocasionan altos enjarres frente formaciones arenosas altamente permeables.

Aceite, diesel y agua salada.

Menos sensible a las contaminaciones.

Aceites 100% y controladores de filtrado (as faltos oxidados y/o la gilsonita). Arcillas organofílicas.

100% aceite

Perforar arcillas altamente hidrofílicas y pozos con altas temperaturas. Para perforar zonas de rocas duras o carbonatadas del cretácico superior ó perforación profunda donde no se encuentren formaciones altamente permeables. Problemas extremos de flujo de agua, domos salinos profundos. Perforación con menos daño en la formación.

8.3 Funciones de los fluidos de perforación.- nuestro F.P es uno de las partes principales en las operaciones de perforación del pozo, siendo una parte vital para el logro de los objetivos programados, todo esto debido a las efectivas funciones que desempeñan. Es de suma importancia saber que todas las formaciones que a continuación expondremos se encuentran relacionadas con las propiedades físico- química del F.P., por lo que importante llevar el mejor control del mismo. Para que esas propiedades cumplan en forma eficiente su función. Funciones 11. Transportar los recortes de la formación del fondo a la superficie. 12. Controlar presiones en el pozo (brotes y derrumbes).

13. Suspender los recortes y material densificante. 14. Enfriar y lubricar la sarta de perforación y la barrena. 15. Proteger la formación productora. 16. Transmitir la potencia hidráulica a la barrena. 17. Disminuir parte del peso de la sarta de perforación por efecto de flotación. 18. Disminuir la corrosión en el sistema de circulación. 19. Suspender recortes cuando se interrumpe la circulación. 20. Obtener información de las formaciones perforadas. 8.4 Propiedades y análisis físico-química de los fluidos de perforación. 8.4.1 Introducción El proceso de dispersión de los sólidos es uno de los más difundidos y de gran escala en la técnica moderna incluyendo la técnica de gran importancia, la emulsificación. En el cual se tienen muchas propiedades de las mecánicas, sistemas dispersos tales como: físicos, químicos, cinéticos- moleculares, etc. En nuestro tema trataremos en forma técnico- práctico las propiedades físico- químico que tiene nuestro fluido de perforación. El papel que representan las propiedades físico – química en nuestro de fluido, es el de cumplir con las funciones principales en la estabilidad y operaciones en el pozo y mantener estable el sistema (F.P.) bajo un control de los parámetros físico- químico. A continuación describiremos el concepto de las propiedades físico- química, así mismo, como el instrumento de medida. La función de cada una fueron tratados en temas anteriores. En algunos casos proporcionamos las unidades en el sistema ingles. 8.4.2 Densidad.- la podemos representar como el peso por unidad de volumen. Sus unidades principales son: gr/cm3 y lb/gal. El instrumento de medida es la balanza Barcid (Fig. 8.1). 8.4.3 Propiedades tecnológicas (análisis e interpretación) para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. Este mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el número de segundos requeridos para que 1000 ml. De lodo pasen a través de un tubo de 3/16pulg. De diámetro, colocado a continuación de un embudo de 12 pulg. De largo con capacidad de 1500 ml. (Fig. 8.2). el valor resultante es el indicador cualitativo de la viscosidad del lodo. Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el empleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa de cilindros concéntricos. La unidad estándar de campo es el viscosímetro FANN (Fig. 8.3). El viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos parámetros reológicos: Viscosidad plástica y punto de cedencia. Para la viscosidad plástica se utiliza el centipoise. Este es la resistencia al flujo de lodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas, y también por la viscosidad de la face fluida. La viscosidad plástica es afectada por la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo.

Para el punto de cedencia se usan comunidades de libra por 100 pies cuadrados. El punto de cedecia es la parte de la resistencia al flujo, causadas por la fuerza de tracción entre partículas. Estas fuerzas atractivas son a su vez causadas por las fuerzas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas en el lodo. El análisis para estas propiedades en un F.P. base- agua es igual para un F.P. base- aceite de emulsión inversa con acepción que a igual densidad el F.P. base- aceite tiene mayor viscosidad por su face líquida (aceite). FIGURA 8.3

Análisis 7. tomar una muestra del fluido de perforación (F.P). 8. agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo. 9. colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la marca del cilindro. 10. operar el viscosímetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que se observe en el dial. 11. cambiar la velocidad del viscosímetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada. 12. aplicar las siguientes formulas. Vp=Lec600-Lec300

Yp=Lec300-Vp

Va=Lec600/2

Donde Vp= viscosidad plástica, en centipois (cps). Lec600= lectura de 600 r.p.m. en el viscosímetro. Lec300= lectura de 300 r.p.m. en el viscosímetro. Yp= punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2. Va= viscosidad aparente, en cps. 7. lavar y limpiar el equipo para dejarlo preparado en un próximo análisis. 8.4.4

Sólidos y líquidos.

Para comprender más el presente concepto y análisis, hacemos un recordatorio de las fases del fluido de perforación.

Base-agua

Fase Líquida:

Agua principalmente, aceite cuando se emulsiona (Emulsión Directa).

Fase Sólida:

Material densificante y viscosificante (Barita y bentonita)

Base-aceite Emulsión Inversa

Fase Química:

Productos químicos

Fase Líquida

Fase continua: Aceite. Fase Discontinua o dispersa: agua salada

Fase Sólida: Material desinfectante (Barita) Fase Química: Emulsificantes.

Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase sólida se refiere a los sólidos deseables que son propiamente los que tienen nuestro fluido de perforación para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los sólidos ajenos a estos, llamados sólidos indeseables se deben de eliminar. El análisis físico que nos proporciona dicha información para tomar una decisión, es por medio de la retorta que se compone de (Fig.8.4): • • • • • • • • • •

Cámara de calentamiento Condensador Recipiente del F.P. (muestra de 10 cm3 de F.P.) Lana de acero Probeta graduada. (10 cm3 ) Espátula Solución de agente humectante Cepillos limpia pipetas Automático para e corte de la corriente (110V) a los 15 minutos Grasa metálica (para alta temperatura) FIGURA 8.4 Análisis 12. Tome el recipiente de la muestra del F.P. y confirme que se encuentra limpio y seco. 13. Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los vapores que pasan al condensador. 14. Llene en recipiente de la muestra con el F.P., coloque la tapa y deje que salga el exceso del F.P. por el orificio central de la tapa. 15. Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metálica en la rosca.

16. Enrosque el recipiente en el cilindro metálico. 17. Coloque el cilindro metálico en la cámara de calentamiento. 18. Coloque la probeta en la parte inferior del condensador. 19. Conecte la retorta 20. Al terminar la destilación, retire la probeta del condensador. 21. Tome la lecturas de los cm3 de líquidos (agua y aceite) y multiplique cada uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de sólidos. 22. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes, para tener la retorta disponible. 8.4.5 Gelatinocidad.- Es la tendencia del fluido a formar gel en estado de reposo. Mientras mayor sea el tiempo de reposo la gel aumenta, siendo mayor el esfuerzo para regresarlo al estado liquido. También se como una propiedad tixotropica. Para su análisis se hace uso del viscosímetro Fann, con lectura de 3 r.p.m. en un tiempo de cero (10 seg.) minuto y 10 minutos y se reporta en lb/1002. Las altas gelatinocidades se logran en los F.P. base-agua, donde deben de tomarse las medidas preventivas para evitar un problema en el pozo. 8.4.6 Filtrado y enjarre.- La filtración en el pozo es el paso del fluido o perdida a través de las formaciones permeables. El paso del liquido deposita sólidos en la pared del agujero, creando una película llamada enjarre y al liquido filtrado. El filtrado esta en función de la permeabilidad de la formación, presión diferencial y las características del fluido de perforación. Para realizar el análisis de un filtrado en un F.P. base-agua se utiliza el filtro prensa API de baja presión y en un F.P. base-aceite el de alta presión ( Fig. 8.5 y Fig. .8.6). 8.4.7 Potencial Hidrogeno (pH).- Nos proporciona la alcalinidad o acidez de un fluido, de acuerdo ala siguiente escala.

0

1

2

3

4

5

acidez

6

7

8

9

10

11

12

13

14

alcalinidad Neutro

El uso de esta propiedad en nuestro F.P., es trabajar con un pH arriba de 7 para: • Evitar o disminuir la corrosión en el sistema de circulación. • Apoyo en la dispersión de la bentonita. • Hacer más efectivo el uso de algunos productos químicos. • Soportar mayor concentración de algunas contaminaciones. Su determinación se puede realizar instrumento y con El papel phyelryom (Fig. 8.7).

8.4.8 Alcalinidad.- La determinación de la alcalinidad nos ayuda a identificar y monitorizar la contaminación del F.P. con gases de dióxido de carbono (CO2), carbohidratos y bicarbonatos. 8.4.9 Cloruros.- Este análisis en el F.P. nos determina la contaminación de agua salada, provocando la inestabilidad en el fluido. 8.4.10 Contenido de Arena.- Cuando se perforan formaciones arenosas o arenas, es necesario llevar el control de arenas para eliminarlas, por los grandes problemas que ocasiona en el sistema de circulación. Para medir esta concentración, se realiza el análisis del contenido de arenas en el F.P. (Fig.8.8) .

8.5

Tipos y usos de materiales químicos para los fluidos de perforación.

Los productos químicos utilizados en los fluidos de perforación es numeroso. Se clasifican con base en su composición y adecuado. Uso e conveniente que antes de usar un producto químico se tenga información de su hoja de datos de seguridad y que el personal use su equipo de protección.

Materiales Químicos Comunes Producto Sulfato de bario (BaSO4)

Nombre Comercial Barita (Densidad pro. Medio -4.25 gr/cm3)

Oxido de Fierro ( Fe2O3)

FER – O – BAR

Carbonato de Calcio (CaCO3)

Carbonato de Calcio

Cloruro de sodio ( NaCl)

Cloruro de sodio

Cloruro de Calcio ( CaCl2)

Cloruro de calcio

Bromuro de Calcio

Bromuro de Calcio

Sales Formiato (Cesio, potasio, Sodio)

Formiatos

Montmorillonita Sódica

Bentonita

Función Densificante Densificante (soluble hasta un 85% en ácido clorhídrico) Densificante (No daña la formación productora). Preparación de Salmuera hasta 1.75gr/cm3 Preparación de salmuera hasta 1.19 gr/cm3 Preparación de salmuera hasta 1.39 gr/cm3 Preparación de Salmuera hasta 1.70 gr/cm3 Preparación de salmueras hasta 2.3 gr/cm3 Viscosificante, gelatenosidad y control

Ácidos Grasos

Drilex, perfoil – 1 invermul, etc.

Detergentes(Surfactantes )

Lubrisesa, Q–T–50, Drilling detergente, Prodet Plus,etc.

de filtrado Emulsificante para F.P. de emulsión inversa Precipitar arenas, emulsificar aceite en F.P. base – agua, preventivo en embolamiento de barrena, lubricante secundario, etc.

8.6 Problemas y tratamiento en el fluido de perforación base – Agua y base – aceite emulsión inversa. 8.6.1

Fluidos de Perforación Base Agua:

Problema

Síntoma •

Yeso anhidrita •

•

Embolamiento de la Barrena

Alta viscosidad y gelatinosidad, y aumento de filtrado Calcio y sulfato en el filtrado Disminución en la velocidad de penetración. Succión en los viajes. Barrenas en buenas condiciones, con poco desgaste, pero con recortes adheridos en forma muy compacta.

Tratamiento • Tratar previamente si se rata de pequeñas cantidades, o remover químicamente con carbonato de bario o de sodio. Si se trata de anhidrita masiva cambie el sistema. • Añadir diesel para emulsionar el lodo. •

Controlar la viscosidad y el gel. Mejorar la hidráulica.

• Abrasión

Disminución de la vida útil de la barrena y desgaste excesivo de la parte hidráulica de la bomba de lodo.

•

• Alta Pérdida de filtrado

•

Enjarre esponjoso, blando y muy grueso.

•

• Pérdidas de Circulación

Disminución del volumen en las presas. Pérdida completa del retorno de lodo.

• Lodo inestable

•

La barita se separa por sedimentación y precipitación. •

•

Elevada viscosidad Marsh y plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Alto contenido de sólidos.

•

Elevada viscosidad en el embudo y plástica. Punto de cedencia y gel normal, alto contenido de sólidos.

Alta viscosidad

Alta viscosidad

•

Disminuir el contenido de arena con dilución agregando agua. Usar el desarenado para mantener el contenido mínimo de arena. Si el sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado, añadir arcillas (bentonita) al sistema (control con la prueba de azul de metileno) Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la densidad equivalente de circulación. Añadir material de pérdida e circulación. Colocar tapón de dieselbentonita o dieselbentonita-cemento. Aumentar la viscosidad por adición de un viscosificante. Agregar estabilizador de viscosidad en lodos calientes y/o con altas densidades. Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos. Se requiere dilución con agua. Posteriormente puede utilizarse un reductor de viscosidad. Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos, se requiere también dilución con agua.

• Alta viscosidad

•

Alta pérdida de filtrado

Elevada viscosidad en el embudo y plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Sólidos normales. Viscosidad normal

•

Añadir dispersantes.

•

Añadir agente de control de filtrado. Añadir sosa cáustica, posiblemente se tenga agua salada en el sistema. Añadir inhibidor de corrosión. Aumentar si es posible la densidad. Reducir el filtrado. Aumentar la viscosidad si es posible. Convertir a un fluido inhibidor.

• •

Bajo PH

PH por debajo de 7.0. •

•

Derrumbes (sólidos grandes diferentes a los recortes de perforación)

Exceso de recortes en la temblorina. Tendencia a atraparse la tubería.

8.6.2 Fluidos de Perforación Base Aceite Emulsión Inversa: Problema

Síntoma • •

Contaminación con agua

• • • •

Incremento en las propiedades reológicas. Reducción en la relación aceite/agua. Aumento en el filtrado APAT. Disminución en la densidad. Aumento en el volumen de fluido en las presas. Disminución de la salinidad.

Correctivo • • •

Añadir emulsificante. Ajustar la relación aceite/agua y añadir el resto de aditivos. Ajustar salinidad.

• Alta concentración de sólidos

• • •

Exceso de emulsificante secundario (componente a base de polvo de asfalto).

Inestabilidad de la emulsión

• •

Aspecto grumoso del fluido. Difícil de emulsificar más agua. Baja estabilidad eléctrica. Hay presencia de agua en el filtrado APAT.

•

Ligera disminución en la densidad. Poco retorno de recortes a la superficie. Bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad. Presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido en la superficie. Baja salinidad. Se incrementa la concentración de sólidos. Los recortes se obtienen blandos y pastosos.

• •

Derrumbes, fricción y empaquetamiento en la sarta de perforación

• • •

• Contaminación con gas

Perforación de mantos salinos

Incremento en las propiedades reológicas. El incremento de viscosidad es posterior a un tratamiento con emulsificante secundario. La viscosidad se incrementa después de dar 2 ó 3 ciclos el fluido dentro del pozo.

• • • •

• Asentamiento de barita

Aumento constante de las propiedades reológicas. Disminución en el avance de perforación. Incremento de sólidos de la formación en el fluido.

• • • •

Si el gas es CO2 aumenta el filtrado FATAP y cuando la contaminación es alta aparece agua en el filtrado. Disminuye la densidad. Hay inestabilidad en la emulsión y toma un aspecto grumoso. En la temblorina se obtienen recortes de sal. Se incrementa la torsión en la sarta de perforación.

• • • • • • • •

• •

Disminuir el tamaño de malla en las mallas vibratorias. Checar que el equipo superficial eliminador de sólidos este funcionando Aumentar la relación aceite/ agua. Suspender adiciones de emulsificante. Aumentar la relación aceite/agua. Añadir emulsificante principal. Si hay huellas de agua en el filtrado APAT, añadir emulsificante principal. Si el filtrado es alto, añadir emulsificante principal y secundario.

Añadir arcilla organofílica dispersable en diesel. Bajar la relación aceite/agua si ésta es alta.

• •

Aumentar salinidad. Añadir emulsificante principal. Revisar que las tomas de agua en las presas estén cerradas.

•

• •

Utilizar el desgasificador. Añadir cal para contaminación de CO2. Aumentar agitación. Aumentar densidad.

• •

Aumentar densidad. Aumentar salinidad.

•

Sólidos humectados con agua: barita y/o recortes

• •

Apariencia grisácea del lodo.

Añadir agua salada y cal. Asegurarse que la relación aceite/agua y concentración de aditivos son correctos.

Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados dependerán de los productos comerciales de la compañía prestadora del servicio. El diesel utilizado para fluidos de perforación, es especial presentando las siguientes características: • • •

Bajo contenido de azufre (0.5 % máximo). Punto de anilina, mayor de 65º C (150º F). para tener menos daños a los implementos de hule en el sistema de circulación. Punto de ignición mayor de 52º C.

8.7 Control de sólidos en el fluido de perforación. 8.7.1 Clasificación de los sólidos. Durante la perforación de un pozo a medida que avanza la barrena se originan recortes de la formación, eliminándose parte de ellos en la malla de la temblorina y en la presa de asentamiento y el resto quedan formando parte como sólidos en el fluido de perforación, denominándose sólidos indeseables. Todo sólido que se agrega al F.P. en la superficie para la preparación y mejoramiento de sus propiedades, se le llama sólidos deseables. En la siguiente tabla tenemos la clasificación API para sólidos de acuerdo a su tamaño:

Material • Arcilla • Coloide • Bentonita Limo (Silt), Barita, Polvo de cemento fino

1

Malla de tamiz requerida para remover -

5

-

0.0002

1,470-400

0.0017-0.0018

Diámetro o Micrones

44-46

Diámetro pulgadas 0.00004

44 325 0.0017 53 270 0.00209 Arena fina 74 200 0.0029 105 140 0.0041 Arena mediana 149 100 0.0059 500 35 0.02 Arena gruesa 1000 18 0.04 Tabla 1.- Tamaño de sólidos. Los sólidos comunes que se encuentran en los fluidos. 8.7.2 Ventajas de trabajar con bajo contenido de sólidos derivados de su control. Aumento en la velocidad de penetración (m/hr) Aumento en la vida útil de la barrena. Menos pegadura por presión diferencial. Reducción en el tratamiento del F:P: Menos uso de agua. Menos mantenimiento en la parte hidráulica de las bombas de lodos. Agujeros mas parejos (menos erosión). Cementación mas eficiente. Menos daño a la formación productora. Menos densidad equivalente de circulación (DEG)

8.7.3 Métodos para la remoción de sólidos. Se puede considerar que la primera eliminación o remoción de sólidos por medio de las maltas y la presa de asentamiento. Como un método primario y en el caso del uso de los equipos de remoción mecánica, como un método correctivo. Las temblorinas (ó zaranda vibradora), su funcionamiento y rendimiento depende de: Circular • Tipo o patrón de vibración Elíptico desbalanceado Lineal

•

Dinámica de vibración

Medida de la capacidad que tiene un equipo (zaranda) para transportar y (fuerza g) separar los sólidos suspendidos en un medio líquido. Para zaranda estándar, se recomienda una fuerza “o” mínima de 5.

Configuración y área de canasta Características de las mallas Tipo y propiedades de fluido (reología) Carga de sólidos (velocidad de penetración y diámetro del agujero) Gasto de bomba.

Como primea etapa de la cadena de limpieza del F:P: demolición de sólidos, las zarandas (o mallas vibratorias) constituyen la primera línea de defensa contra la acumulación de sólidos (Fig. 8.9).Para comparar la eficiencia de los equipos de control de sólidos, se usa una clasificación de los tamaños de partículas basadas en el punto de corte, que se refiere a la combinación de un tamaño micrométrico con el porcentaje del tamaño de partículas que se elimina. Este punto de corte se indica con la letra “D” y un subíndice indicando el porcentaje eliminando, ejemplo: Punto de corte D50 de 40 micrones Nos indica: 50% de las partículas de 40 micrones se eliminan.

Características de las zarandas o temblorinas. • Zaranda de movimiento circular.- tiene baja fuerza “g” y produce un transporte rápido. Este diseño es eficaz por lo sólidos pegajosos de tipo arcilloso. Tiene baja capacidad para secar lo recortes. • Zaranda de movimiento elíptico.- tiene una fuerza “g” moderadamente alta y un transporte lento en comparación con los tipo circulares o lineales. Produce mayor secado. • Zaranda de movimiento lineal.- es la mas versátil, produce una fuerza “g” bastante alta y un transporte potencialmente rápido, según la velocidad rotacional, el Angulo de la cubierta y posición de le malla vibratoria. Una zaranda solo es tan buena como el tamaño del entramado y la calidad de su malla. Entre los términos mas usados para describir una malla tenemos: Malla.- nos indica el número de aberturas por pulgada lineal por ejemplo una malla de 40 x 40,

tiene 40 aberturas y además nos proporciona el número de alambres por persona, en este caso se tiene 40 alambres. Cuando el numero es igual, la abertura es cuadrada y en caso contrario es rectangular (malla o oblonga), si se tiene la malla de 70 x 30 en una dirección, se localizan 70 aberturas y en la otra (perpendicular) 30 aberturas. De acuerdo al fabricante, la maya 70 x 30, se puede describir como una maya oblonga, de 70 o de 80, para clasificar la abertura rectangular eficaz en términos de cuadrado equivalente, o posiblemente de 100 (Tabla 2). Área abierta.- es el área no ocupada por alambres. Una maya de 20 x 20 con un área abierta de 43.6 % (Tabla 1), manejara un volumen de F.P. mayor que la de 80 x 80 que tiene una área abierta de 31.4 %. Si una maya es plana tiene mayor área efectiva de proceso del fluido. En caso de colocar 2 mayas en Tandem, se colocan en la parte superior la de mayor área abierta y abajo la de menor área. Conductancia.- es la capacidad de caudal o permeabilidad relativa por espesor unitario de una maya (API-RP 13E). esta definición se basa en la ley de Carey, sus unidades mas usuales: kilodearcylom (KDlum) o KD-mm. La capacidad de flujo de la maya se determina a partir de su conductancia y del área total no taponada. Con base en lo anterior, se recomienda utilizar unidades elípticas desbalanceadas y circulares para la arcilla pegajosa (gumbo) o sólidos pegajosos y suaves, y como vibradores de primera separación. Las unidades con movimiento lineal se emplean para todas las aplicaciones donde se necesita una malla fina.

(Malla) 10 20 20x8(20-Obl.) 20x30(40-Obl.) 20x40(60-Obl.)

Tabla 2 NÚMERO DE MALLAS Diámetro de Abertura Abertura alambre (pulg.) (micras) (pulg.) 0.025 0.075 1875 0.017 0.033 825 0.020/0.028 0.030/0.097 763/2468 0.015 0.035/0.018 891/458 0.014/0.012 0.036/0.013 916/331

Área abierta % 56.3 43.6 48.1 39.1 39.4

20x60(80-Obl.) 30 40 50 60 80 100 120 150 200

0.014/0.009 0.013 0.010 0.009 0.0075 0.0055 0.0045 0.0037 0.0026 0.0021

0.036/0.008 0.020 0.015 0.011 0.0092 0.007 0.0055 0.0046 0.0041 0.0029

916/204 500 375 275 230 175 140 117 104 74

37.4 36.0 36.0 30.3 30.5 31.4 30.3 30.5 37.8 33.6

8.7.4 Equipos de control de sólidos. Cuando el F:P: es procesado en la primera limpieza de los recortes de la formación, es lógico que no todos ellos serán eliminados, los mas pequeños pasan la malla y otros se pueden quedar en la presa de asentamiento, los sólidos restantes formaran su concentración, Provocando posibles problemas en las operaciones. Un apoyo para la detección de un alto contenido de solios, es aplicar el análisis de solidos/líquidos y compararlos con los datos de tablas para F.P: en condiciones normales (Tabla 3 y 4), para tomar la decisión del uso del equipo de control de sólidos. El principio aplicado en los eliminadores de solidos es efecto de “ciclón” al provocar una fuerza centrifuga. Si se hace pasar el F.P. en forma tangencial a través de un hidrociclón (Fig. 8.10 y 8.11), esto provoca un ciclón en el interior y por medio de la fuerza centrifuga manda los sólidos a la pared del hidrociclón y por propio peso y tamaño se resbalan a la parte inferior en donde son eliminadas, el F.P: limpia en la parte central es recuperado en forma continua. En los equipos desarenadotes y desacilladores es aplicado el principio del hidrociclón (Fig. 8.12 y 8.13). Para estos equipos, se les debe de proporcionar la presión adecuada del fluido al múltiple de admisión, que se le denomina “cabeza hidrostática”. Muchos hidrociclónes están diseñados aproximadamente para 75 pies de cabeza hidrostática en el múltiple de admisión en donde debe medirse la presión. una cabeza hidrostática inadecuada resultara en le procesamiento de volúmenes menor del F:P: y un punto de corte as alto del que se desea obtener. En el caso de una cabeza hidrostática excesiva también es perjudicial, ya que la mayoría de los sólidos serán transportados de nuevo al F.P. (Fig. 8.14). la cabeza hidrostática esta relacionada con la densidad del F:P: y la presión en el múltiple, este calculo se puede realizar

con la siguiente formula: 19.23 x presión (psi ) Cabeza hidrostática (pies)= Densidad (lb/gal) 2.31 x presión (psi ) Cabeza hidrostática (pies)= Densidad (gr/ cm3) Si se desea conocer la presión requerida para una determinada densidad del F:P: y una cabeza hidrostática de 75 pies, aplique la siguiente formula: Presión (psi)= 0.433 x cabeza hidrostática (pies) x Densidad (gr/cm3) Ejemplo: (Fig 8.14): cabeza hidrostática – 75 pies Fluido de perforación – 1.44 gr/ cm3 (12 lb/gal) Presión= 0.433 x 75 pies x 1.44 gr/ cm3 = 46.76 psi ≈ 47 psi. Las centrifugas de tipo decantador, como en los hidrociclónes, la fuerza centrifuga que cusa la separación de los sólidos, es mayor. Se compone de un tazón cónico de acero horizontal que gira a una gran velocidad, con un tornillo transportador helicoidal en su interior la alta velocidad rotacional fuerza los sólidos contra la parte interior del tazón y el tornillo transportador, que gira en el mismo sentido que el tazón y a menos velocidad, los empuja hacia el extremo donde son descargados (Fig. 8.14). una de sus aplicaciones son: recuperación de barita, eliminar sólidos de tamaño fino y regresar la face liquida al sistema, deshidratación del F:P: eliminando sólidos secos y recuperando agua, etc. FIGURA (8.15) CENTRIFUGA DECENTADORA Tabla 3 Condiciones óptimas de un lodo convencional (base agua) controlado con el viscosímetro “FANN”

D gr/cm3

Vm Seg.

1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50

40 40 42 44 46 48 50

V.p. cps 12 14 15 16.5 18.5 20 22

-

16 18 20 22 22 26.5 29.0

P.c. Lbs/pie2 2.5 3.5 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5

-

7 8 9 9 10 10.5 11.0

SOLIDOS 0/0 VOLUMEN 12 14 15 16.5 18.5 21.0 22.0

-

16 18 19 20.5 22 24 24.5

1.55 1.60 1.65 1.70 1.75 1.80 1.85 1.90 1.95 2.00 2.05 2.10 2.15 2.20 2.25

51 53 55 56 58 60 61 63 65 66 68 70 72 73 75

26 28.5 29.5 32.0 35 38 41 44 46.5 49.5 52.5 56.5 59.5 63.5 68.0

-

30.5 34.0 36.5 38.5 41.5 46.0 48.0 51.0 54.5 57.5 61.5 65.0 69.0 74.0 79.0

7.0 7.5 7.5 8.0 8.5 9.0 10.0 10.5 11.0 12.0 13.0 14.0 15.5 17.5 19.5

-

12.0 12.5 13.0 14.0 14.5 15.5 16.5 17.5 18.5 19.5 20.5 22.0 24.0 25.5 28.5

22.5 23.5 24.5 25.0 26.5 27.5 29.0 30 31 32 33 34.5 35.5 37.0 38.5

-

26.0 26.5 28.0 29.0 30.0 31.5 32.5 34.0 35 36.5 37.5 39.5 41.0 43.0 44.5

Tabla 4 Condiciones optimas para un fluido de perforación E.I. DENSIDAD VISCOSIDAD PUNTO DE CE3 (gr/cm ) PLASTICA (cps) DENCIA (lb/100PIE2). 1.0 16-24 6-10 1.10 20-30 8-12 1.20 22-36 10-16 1.30 26-42 10-20 1.40 28-48 12-22

RELACIÓN ACEITE/AGUA 60/40 62/38 64/36 65/35 67/33

1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 2.30 2.40

32-54 34-60 36-64 40-70 44-78 50-84 58-94 64-104 70-110 72-114

14-24 16-28 16-30 18-32 18-36 20-40 22-46 24-52 28-56 30-60

70/30 70/30 72/28 75/25 75/25 77/23 80/20 80/20 85/15 90/10

FIGURA 8.10 PRINCIPIO DE HIDROCICLON FIGURA 8.12 CARACTERISTICAS DEL DESARENADOR FIGURA 8.13 CARACTERISTICAS DEL DESARCILLADOR FIGURA 8.14 PRESIÓN FLUIDO PARA UNA CABEZA CONSTANTE 8.8

Perdidas de circulación

8.8.1

Causas de las pérdidas de circulación

Cuando se tiene una pérdida de circulación en el pozo, es decir, el flujo de perforación del pozo a la formación perforada, esta puede ser parcial o total. En la pérdida parcial se tiene circulación y disminución del nivel del F.P. en las presas y la pérdida total no se nivel del F.P. en las presas y la pérdida total no se tiene circulación ó retorno del F.P. Las causas de las pérdidas de circulación, se pueden clasificar por: c) origen natural y geológica: • Formaciones fracturadas.- se presentan generalmente en cualquier formación. • Formaciones permeables.- ocurren generalmente en gravas, arenas altamente permeables, formaciones poco consolidadas, etc. • Cavernas.- Generalmente se presentan en calizas y son totales. d) Mecánicas o inducidas • Perforar con F.P. de alta densidad y Teología. • Pintonear el pozo, al meter tubería en forma rápida. • Falla de protección con T.R. en formaciones sensibles. • Manejo inadecuado del inicio a circular un F.P. con alta gelatinosidad.

8.8.2 Tipos y materiales para el control de pérdidas. El material de pérdida de circulación agregado al F.P, afecta a sus propiedades, sin embargo por necesidad se tiene que agregar, estas se pueden clasificar en: Fibrosos: Borra, aserrín, bagazo de caño, asbesto, etc. Laminada: Papel celofán, viruta, etc. Granular: Se divide es fino, medio y grueso. El material puede ser: Cáscara de nuez molida, plástico, caliza molida, etc. Lo más recomendable cuando se utilizan las materiales de pérdida de circulación es combinarlos entre si para que surtan mayor efecto. Asimismo, usar barrenas sin toberas, circular a bajo y evitar el paso del F.P., por la temblorina ó zañanda vibradora. La concentración del material y tipo, es en función de las fracturas (Fig. 8. 16) Fig. 8.16 Nota. Tomarla del manual de fluidos, Pág. 177 Figura 8.1 Fig. 8.14 Guía para seleccionar tamaño y tipo de obturante 8.8.3 Tapones Diesel- Bentonita y de sal para perdidas de circulación. Un tapón, se puede considerar como u volumen de lechada con propiedades de capacidad de obturar formaciones donde se presentan las perdidas de circulación, desplazado por F.P. o agua. Entre los tipos de tapones se pueden tener: Tapón Diesel-Bentonita (DB) Tapón de cemento (TXC) Tapón de Barita (Fig. 8. 17) Tapón de cemento-Bentonita (CB) Tapón de cemento- Gilsenita Tapón de Barita (Brote asociadas con pérdidas) Tapón de sal (Fig. 8 .18) A causa de este número de tapones, trataremos dos de ellos, siendo los más comunes y teniendo en cuenta que las operaciones son similares y los componentes de cada uno es de acuerdo al tipo de tapón. Tapón Diesel-Bentonita (DB) Esta considerado como temporal y generalmente es aplicado para obturar pérdidas de circulación de tipo natural o geológica y otras en donde se requiera. Al mezclar la Bentonita con el Diesel, esta queda en suspensión, mientras exista agitación, en el momento de colocarlo y dejarlo en reposo a la profundidad deseada, la Bentonita se precipita y al hacer contacto con el agua presente, se hidrata y se hincha. Actividades en la colocación de un tapón DB 3) Perforación del tapón.- se requiere tener conocimiento de la severidad de la pérdida, la densidad del tapón, diámetro del agujero y espacio aproximado de la zona

por cubrir, para calcular el volumen de la lechada. Si la perdida es severa, se considera un volumen adicional, de 100 a 200% del volumen por cubrir, para la concentración de bentonita se puede aplicar en forma practica la siguiente tabla: Concentración: Sacos (Bentonita)/m3 (Diesel) 10/1 12/1 14/1 16/1 18/1 20/1 22/1 24/1 26/1

Volumen de Lechada m3 1.200 1.240 1.280 1.320 1.360 1.400 1.440 1.480 1.520

Densidad de lechada gr/cm3 1.12 1.16 1.20 1.24 1.28 1.31 1.35 1.38 1.41

Total de sacos (Bentonita) = (concentración – tabla) x Vol. Total lechada – m3) (Vol. De la lechada-Tabla) El equipo necesario.- Para esta operación, se recomienda disponer de la unidad de alta presión y una mezcladora para preparar la lechada y, la instalación típica del equipo (Fig. 8. 19) es la inyección por la tubería y espacio anular por el carrete de control, suministro del F. P. y Diesel. En esta operación debe considerarse el gradiente de presión de fractura.

4) Recomendaciones durante las operaciones.- se requiere que se consulte y aplique el procedimiento para la colocación de tapones. A continuación expandimos algunas recomendaciones complementarias, a saber: 1. Tener la información para el cálculo del tapón y desplazamiento. 2. Limpiar la mezcladora, cerrar líneas de agua, desplazar con diesel las líneas de succión y descarga en el interior de las bombas de la unidad de alta, todo esto para evitar contacto de la bentonita con el agua antes de tiempo. 3. Instalar un tubo difusor, para que el flujo del tapón sea en forma radial. 4. colocar la tubería de perforación aproximadamente 15m arriba de la zona pérdida. 5. La velocidad de desplazamiento de 4 a 10 bl/min ó mayor y en caso de inyección gustos bajos de ¼ ó ½ bl/min. Por intervalos. 6. separar el tapón con baches de 80 a 150m de tubería, es conveniente que el primer bache sea mayor que el segundo de acuerdo a la capacidad del agujero.

7. Si en la inyección, la presión en el espacio anular empieza a manifestarse, desminuya la velocidad en esta parte, en caso contrario aumentar la velocidad. 8. En caso de algún problema y es conveniente levantar la tubería, suspenda la operación para levantarla arriba de la cima teórica y continuar la operación. 9. Inyecte el volumen total de lechada, observando las presiones por espacio anular y tubería. 10. Al terminar la operación, verifique con bomba que no esté tapada. 3) Calculo de un tapón y volumen de desplazamiento colocar un tapón de diesel-bentonita en un agujero de 12” a una profundidad de 2800.0 m, de una longitud aproximada de 100.0 m con densidad de 1.38 gt/cm3 T.P. -5”, 19.5) b/pic, D.I. -4.276”, capacidad -9.26 lt/m capacidad de agujero -72.965 lt/m Operaciones: •

Volumen total de la lechada 72.965 lt/m x 100m = 7,295 lt= 7.2965m3 (perdida no severa) Nro. De sacos de bentonita= 24 x 7.2965 =118 sacos 1.48

Volumen de diesel: se requiere 1m3 de diesel por cada 24 sacos de bentonita, por lo tanto para 118 sacos: 118 sacos = 4.916 m3 de diesel 24 sacos/m3 Desplazamiento.-Cada buche separador de 80m, es: 9.26 lt/mx80 m = 741.0 lt Volumen total del tapón: 741.0 + 7,297.0 + 741.0 = 8, 779.027 Volumen para desplazar, un Lts y Bls: Volumen en tubería -9.26 Lt/m x 2800.0 m = 25, 928.0 Lt 25,298.0 – 8,779.0=17, 149.0 lt = 107.8 bl= 108 bl Volumen para desplazar ----- de la tubería La lechada: 17, 149.0 lts ó 108 bl. Actividades en la colocación de un tapón de sal 3) Preparación del tapón y equipo. Su aplicación puede sen en formaciones muy permeables y en yacimientos de presionados, en conde se pierde la capacidad de ostentación de la columna de fluido y teniendo mínimo el gradiente de presión de fractura. (Densidad menor de 0.84 gr/cm3). En pozos de presionados se han utilizado con ---- resultados, el sistema “fluido de baja densidad sal granular” para obturar temporalmente los intervalos expuestos. Se mezcla el fluido de baja densidad (0.84 – 0.86 gr/cm3) de mas de 600 seg. De viscosidad Marsh (vehiculo transportador) con sal granular (agente obturante) en relación de 1 a 3 sacos de sal por barril de fluido. La sal granular no se disuelve por la fase liquida que es diesel, esto no afecta la estabilidad del fluido y los daños a la formación productora es

mínima. El tapón se puede remover fácilmente circulando agua ---- a través de tubería flexible. El fluido debe preparase con una relación aceite/agua de 80/20. A pesar de la alta teología del fluido, es bombeable, y evita que la sal se precipite y tapar la tubería. Dependiendo del diámetro interior de la tubería en uso, magnitud de la pérdida y de la longitud del intervalo a obturar, se prepara el tapón. En tubería de D.I. de 3 ½” o mayor se recomienda una concentración de 3 sacos/bl y en diámetro menores de 1 2 sacos/bl. El equipo requerido es la unidad de alta presión, ----. En caso de utilizar el embudo de mezclado de la unidad de alta presión (UAP), se hace pasar el fluido de las cajas de la UAP a través del embudo, la sal se agrega directamente al embudo, descargando en la caja de mezclado de la misma para bombear hacia el pozo (Fig. 8.20). 4) cálculos y recomendaciones en la aplicación del recirculador: a) calculo del volumen del intervalo a obturar P1= base del intervalo, en m P2= cima del intervalo, en m P= longitud del intervalo, en m P= P1-P2 V= volumen del intervalo, en lt D i = diámetro interior de T.R. o agujero descubierto, en pg. V= 0.5067x Di2 x P b) calculo del número de sacos de sal. Peso (Kg) Vsal= Densidad (gr/cm3 ) 1 saco de sal de 50kg, de densidad 2.18 gr/ cm3 (pronceli), ocupa un volumen de: 50 Vsa=

= lt/saco

2.18 V Nro. De sacos de sal= Vs (lts/saco) c) volumen del fluido de transporte. Nro. De sacos Volumen de transporte (bl)= Concentración (sacos/bl) d) volumen para desplazar el tapón. El volumen se calcula hasta la base del tapón de sal. Vd= 0.5067 x (D.I.)2xH1 D.I:= diámetro interior de la tubería en uso, en pg.

e) recomendaciones operativas utilizando recirculador (Fig. 8.20). 7) El recirculador debe de tener agitadores y bomba centrífuga, para reciclar y alimentar la mezcla, de fluido- sal granular, a la unidad de bombeo de alta presión, la cuales se instalan en serie. 8) Colocar en la caja del recirculador el volumen calculando de fluido de transporte, pudiéndose hacer en varias etapas. 9) Agregar uno a uno los sacos de sal calculados, bombear la mezcla del recirculador a la bomba de la UAP y de esta al pozo a un gasto de 2 a 3 bl/min. Bombear en forma continua. 10)Bombeada la mezcla, se bombea el fluido desplazador y observar continuamente la presión de bombeo. Se puede suspender el bombeo o disminuir el gasto a 14bl/min, cuando la mezcla ha salido de la tubería. 11)Dejar que por gravedad se acomode la sal, si se suspende el bombeo, mas o menos 30 minutos y continuar bombeando a bajo gasto el volumen desplazador faltante. 12)Realizar las observaciones de incremento de presión, cuando la sal obtura la zona de perdida, se pueden presentar los siguientes casos: a) si la presión se incrementa y posteriormente se abate, suspenda el bombeo unos 15 minutos y continuar bombeando a bajo gasto el fluido desplazador. b) Si se incrementa la presión y no existe abatimiento, represione a un máximo de acuerdo a su gradiente de presión de fractura o presión máxima permisible en la superficie. FIGURA 8.20 TECNICA PARA COLOCACIÓN DE TAPON DE SAL

8.8

Operaciones para desplazamiento de fluido por cambio de base.

El desplazamiento de fluido de perforación o de control por agua dulce y/o por fluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remoción del lodo, el enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean estos: barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se recomienda utilizar fluidos con características físico- químicas, que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hasta la superficie. Factores a considerar para un programa de desplazamiento. Condiciones de temperatura y presión del pozo.- la temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de perforación o de control dentro del pozo, aunque este será desplazado es necesario tomar en cuenta la forma como pudiera la temperatura afecta a

los fluidos diseñados para circularse dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente el equilibrio de presiones, que debe mantener en un desplazamiento de fluido. Diseño de las tuberías.- las tuberías tanto de producción como de revestimiento, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo , así como también afectan a los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que llevan estas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá mas que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer previamente las tubería s a través de las cuales se llevara a cabo el desplazamiento y diseñar el programa mas adecuado al mismo. Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie.- si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida lo que puede ocasionar problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva. Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- este es el factor mas primordial ya que dependiendo de las condiciones de este, será la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerado que mientras estas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. Efectividad del programa de desplazamiento.- desarrollar un programa de desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseñado. • Productos químicos.- se debe considerar el diseño de los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los F.P: utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F:P: o de control hacia la superficie sin contaminación.

Formas de desplazamiento

Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos: circulación inversa y circulación directa. La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas o intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulación Inversa.- Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculada, esta circulación es más factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de producción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con flujos turbulentos. Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una considerable reducción en los costos del lavado y filtración. Circulación Directa.-Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de CIRCULACION DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dará el RÉGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar que el pozo estará totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de colapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés. Recomendaciones previas al desplazamiento Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, por el diseño

de espaciadores y lavadores químicos., es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas de trabajo: 0 1. En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los espaciadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías. 1 En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo. 2 Establecer circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible en forma directa. 3 Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo, previo al desplazamiento del mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes consideraciones: a) Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contaminantes grandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado éste al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes. b) Reducir a valores mínimos permisibles la VISCOSIDAD PLÁSTICA y el PUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. c) Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas. 4 La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten, girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas viscosidades. 5. Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitirá incrementar la remoción del fluido de control. 6. Efectuar viaje corto con los espaciadores o con la tubería de revestimiento corta (boca liner) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. Así mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las herramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentos y remoción de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredes de las tuberías de revestimiento. 0 Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bombeo. 7. Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y lavadores químicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea

agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastos máximos de bombeo. La condición del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejorar la eficiencia de un desplazamiento. 8. Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado de pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los costos de estos reactivos. 9. En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar un análisis del costo beneficio de evitar desperdicios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica. Espaciadores y lavadores químicos. Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, para evitar mezclas de fluidos compatibles, problemas de contaminación, así como para limpiar el pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programados deberán ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más viscoso que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo menos 100 mts. de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser el Diesel por ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos de las compañías de servicios, los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos e inorgánicos. Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos, lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares; normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza. 8.10 Fluidos de terminación y reparación de pozos CONCEPTOS BÁSICOS En operaciones de terminación y reparación de pozos es recomendable recordar la razón principal de usar los “fluidos limpios”, que consiste en mejorar los sistemas para optimizar la

terminación o reparación e incrementar la producción y prolongar la vida del pozo al evitar el daño que se genera al utilizar fluidos con sólidos a la formación productora. Con base a este propósito y las ventajas que presentan en el campo, son disoluciones que se encuentran libres de sólidos. Es de grandes ventajas conocer algunos conceptos básicos de química para comprender el comportamiento de una salmuera, por lo tanto, a continuación expondremos algunos de los conceptos mas comunes utilizados en la terminología de salmueras. Disolución.- Se forma una disolución cuando una sustancia se dispersa de manera uniforme en otra. En otras palabras, las disoluciones son mezclas homogéneas. Solubilidad.- La cantidad de soluto necesario para formar una disolución saturada en una cantidad dada de disolvente se conoce como solubilidad de ese soluto. Por ejemplo la solubilidad del NaCl en agua a 00C es de 35.7g por 100ml de agua. Esta es la cantidad máxima de NaCl que se puede disolver en agua para dar una disolución estable, en equilibrio a esa temperatura. La solubilidad de la mayor parte de los solutos sólidos en agua aumenta al incrementar la temperatura de la disolución.

Temperatura de cristalización.- Es la temperatura a la cual la salmuera es saturada con una o más de sus sales. A ésta temperatura, de la sal menos soluble se vuelve insoluble y se precipita (el sólido precipitado puede ser sal o hielo de agua fresca).

8.10.2

PROPIEDADES Y PREPARACIÓN DE SALMUERAS

Densidad y viscosidad.- Las densidades de las salmueras varían de acuerdo al tipo y mezcla de sales a disolver y su viscosidad está en función de la concentración y naturaleza de las sales disueltas y la temperatura. Algunos valores típicos de la densidad y viscosidad de salmueras son las siguientes.

Salmuera NaCl CaCl CaBr2 CaCl2/CaBr2 CaBr2/ZnBr2

Densidad Viscosidad gr/cm3 1.20 1.39 1.70 1.81 2.30

Centipois(cp) 2 9 32 50 41

Turbidez.- La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partículas suspendidas en el fluido. Esta se mide con un Nefelómetro, expresando el resultado en “NTU”, siendo directamente proporcional a la concentración de sólidos suspendidos, un

fluido limpio ha sido definido como uno que no contiene partículas de diámetro mayor a 2 micras y dar un valor de turbidez no mayor de 30 NTU (Unidades Nefelométricas de Turbidez). PH.- Es la medida de la alcalinidad o acidez de un fluido, en la ausencia de hidrólisis, soluciones diluidas de sales neutras muestran un PH neutro (7.0). Sin embargo las sales usadas en la industria petrolera muestran valores de PH distintos debido principalmente a las concentraciones altas. El PH de salmueras con densidades cerca de 1.39 gr/cm3 es casi neutro y disminuye (Acidez) progresivamente con el aumento de densidad, como se muestra en la siguiente tabla:

Salmueras

Densidad

pH

3

NaCl/NaBr CaCl2 CaBr2 CaCl2/CaBr2 CaCl2/CaBr2/ZnBr2 CaCl2/CaBr2/ZnBr2 CaCl2/CaBr2/ZnBr2

gr/cm 1.08-1.50 1.39 1.70 1.80 1.92 2.16 2.28

7.0-8.0 6.5-7.5 6.5-7.5 6.0-7.0 4.5-5.0 2.5-3.0 1.5-2.0

Como usted a observado, la variación del PH con la densidad y la composición de las salmueras, debe de considerarlo como uno de los factores muy importantes para el efecto de la corrosión. La tasa de corrosión de las salmueras de alta densidad pueden ser disminuidas agregando aditivos como: inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxígeno y/o bactericidas. Fórmulas para variación de la densidad en función de la temperatura. Ds = Dp [1 + Ve (1.8Tp − 28)] Gg = 21 .1 +

Dp =

Ds 1 + Ve (1.8Tp − 28 )

P 35

Donde: Ds = Densidad de la salmuera en la superficie, en gr/cm3 (600F). Dp = Densidad de la salmuera en el pozo, en gr/cm3. Ve = Factor de expansión de volumen (Tabla 1).

*Tp = Temperatura promedio en el pozo, en 0C. Gg = Gradiente geotérmico, en 0C. P = Profundidad en donde se desea estimar la temperatura en el pozo, en m. *Nota.- Como la temperatura del pozo es variable en función de la profundidad, para estimar estas densidades, una forma práctica de aplicar una temperatura del pozo es haciendo un promedio de las temperaturas calculadas con el gradiente geotérmico cada 500.0m o menos, hasta la profundidad total.

Ejemplos Problema 1.- Se requiere un fluido de CaCl2/CaBr2 de densidad de 1.50 gr/cm3 para controlar un pozo cuya temperatura promedio a una profundidad de 2528.0m es de 640C. ¿Cuál será la densidad del fluido por preparar a 15.550C (600F)? Formula:

Sustituciones y operaciones:

Ds = Dp [1 + Ve (1.8Tp − 28 ) ]

Ds = 1.5[1 + 0.000264 (1.8 × 64 − 28) ] Ds = 1.5[1 + 0.000264 ( 87.2 ) ]

Ds = ?

Ds = 1.5[1 + 0.023] = 1.5 ×1.023

Dp = 1.50 gr cm 3 Ve = 0.000264

Ds = 1.53 gr cm3

Tp = 64 C 0

Problema 2.- Suponiendo que se tiene la salmuera anterior de una densidad de 1.39 gr/cm3 ¿Qué densidad se tiene en el pozo con una temperatura promedio de 640C? Formula: Dp =

sustituciones y operaciones: Ds 1 +Ve (1.8Tp − 28 )

Dp

Dp = ? Ds = 1.39

gr

cm 3

Ve = 0.000264 Tp = 64 0C

1.39 1 + 0.000264 (1.8 × 64 − 28 ) 1.39 = 1 + 0.000264 (115 .2 − 28 ) 1.39 = 1 + 0.000264 ( 87 .2 ) 1.39 = = 1.3587 1.023 = 1.36 gr cm 3

Dp =

Dp Dp Dp

Tabla 1.- Efecto de la presión y temperatura sobre las salmueras FACTORES DE EXPANSIÓN DE VOLUMEN (Ve) Ve

Densidad gr/cm3 _ (lb/gal)

Tipo de Salmuera

.000349 .000406 .000280 .000333 .000300 .000289 .000260 .000240 .000239 .000271 .000264 .000257 .000254 .000253 .000250 .000250 .000250 .000251 .000252 .000254 .000259 .000264 .000271 .000278

1.08 – (9.0) 1.14 – (9.5) 1.44 – (12.0) 1.08 – (9.0) 1.14 – (9.5) 1.20 – (10.0) 1.26 – (10.5) 1.32 – (11.0) 1.38 – (11.5) 1.44 – (12.0) 1.50 – (12.5) 1.56 – (13.0) 1.62 – (13.5) 1.68 – (14.0) 1.74 – (14.5) 1.80 – (15.0) 1.86 – (15.5) 1.92 – (16.0) 1.98 – (16.5) 2.04 – (17.0) 2.10 – (17.5) 2.16 – (18.0) 2.22 – (18.5) 2.28 – (19.0)

NaCl NaCl NaBr CaCl2 CaCl2 CaCl2 CaCl2 CaCl2 CaCl2 CaBr2/CaCl2 CaBr2/CaCl2 CaBr2/CaCl2 CaBr2/CaCl2 CaBr2/CaCl2 CaBr2/CaCl2 CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2

Tabla 2 Preparación de una salmueración con cloruro de sodio (NaCl) Tabla 3.3

Densidad de solución

1.0000 1.0053 1.0125 1.0268 1.0413 1.0559 1.0707 1.0857 1.1009 1.1162 1.1319 1.1478 1.1640 1.1804 1.11972

Por ciento NaCl por peso Solución 0124 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Gramos de sal por litro de agua

p.p.m de (NaCl) Agua

0:0 1:0 2:0 4:2 6:4 8:7 11:1 13:6 16:2 19:1 22:0 25:0 28:2 31:6 35:1

-10.0 20.3 41.6 63.8 87.2 110.9 136.2 162.4 190.0 219.0 249.3 281.0 315.7 350.5

-10,050 20,250 41,070 62,480 84,470 107,070 130,280 154,130 178,590 203,740 229,560 256,080 283,300 311,270

NaCl = Cloruro de Sodio Por ciento NaCl por peso Densidad de solución

Solución

Agua

Gramos de sal por litro de agua

p.p.m de (NaCl)

1.0000 1.0053 1.0125 1.0268 1.0413 1.0559 1.0707 1.0857 1.1009 1.1162 1.1319 1.1478 1.1640 1.1804 1.11972

0 1 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

0:0 1:0 2:0 4:2 6:4 8:7 11:1 13:6 16:2 19:1 22:0 25:0 28:2 31:6 35:1

10.0 20.3 41.6 63.8 87.2 110.9 136.2 162.4 190.0 219.0 249.3 281.0 315.7 350.5

10,050 20,250 41,070 62,480 84,470 107,070 130,280 154,130 178,590 203,740 229,560 256,080 283,300 311,270

Tabla 3.4 Preparación

de salmueras de diferentes densidades, usando cloruro de sodio, cloruro de calcio, y la combinación de ambos. Cantidad de materiales requeridos para preparar 1m de salmuera a 15.5º C. 3

Densidad gr/cm3

Cloruro de Calcio (CaCl2)

Cloruro de Sodio (NaCl)

Kg.

Kg.

Agua dulce litros

Preparada únicamente con (CaCl2) CaCl2 Kgs.

Agua dulce litros

1.00

8

996

8

996

1.02

26

991

23

993

1.03

46

984

37

991

1.04

63

979

54

989

1.06

80

974

68

986

1.07

100

967

83

984

1.08

117

960

100

977

1.09

134

953

117

972

1.10

154

946

131

970

1.12

174

939

148

965

1.13

194

932

165

960

1.14

214

924

182

955

1.15

231

917

200

948

1.16

251

910

216

943

1.18

271

900

231

941

1.19

291

894

247

936

1.20

311

886

270

929

1.21 1.22 1.23 1.25 1.26 1.27 1.28 1.30 1.31 1.32 1.33 1.34

83 148 205 254 296 220 350 385 407 430 453

250 200 154 117 91 71 57 46 37 28 17

874 872 875 875 870 867 865 862 858 858 860

285 302 319 336 353 370 388 405 422 439 456 476

924 914 915 910 903 896 894 941 884 877 872 862

1.35

496

855

1.37

513

853

1.38

530

846

1.39

547

741

1.40

567

831

1.41

587

825

1.43

607

815

1.44

630

808