UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA… · 2019. 10. 25. ·...
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS Diseño de un fluido sintético aireado aplicable para perforación y completación de pozos en arenas depletadas en la Cuenca Oriente Ecuatoriana Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de Petróleos AUTOR: Taquez Freire Bryan Joselo TUTOR Ing. Richard Hugo Torres Villacis Quito, 2019
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
Diseño de un fluido sintético aireado aplicable para perforación y completación de pozos en
arenas depletadas en la Cuenca Oriente Ecuatoriana
Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Taquez Freire Bryan Joselo
TUTOR
Ing. Richard Hugo Torres Villacis
Quito, 2019
ii
Copyright © 2019 por Bryan Taquez Todos los derechos reservados
https://orcid.org/0000-0002-0261-2559
iii
DERECHOS DE AUTOR
Yo, Bryan Joselo Taquez Freire, en calidad de autor y titular de los derechos morales y
patrimoniales del trabajo de titulación: DISEÑO DE UN FLUIDO SINTÉTICO
AIREADO APLICABLE PARA PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN DE POZOS
EN ARENAS DEPLETADAS EN LA CUENCA ORIENTE ECUATORIANA,
modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE
LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E
INNOVACIÓN, concedo a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia
gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines
estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autoría sobre la obra,
establecidos en la normativa citada.
Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización
y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de conformidad a lo
dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de
expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por
cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad
de toda responsabilidad.
__________________________
Bryan Joselo Taquez Freire
CC. 1723638472
Correo: [email protected]
iv
APROBACIÓN DEL TUTOR
En mi calidad de Tutor del Trabajo de Titulación, presentado por BRYAN JOSELO
TAQUEZ FREIRE, para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos; cuyo título es:
DISEÑO DE UN FLUIDO SINTÉTICO AIREADO APLICABLE PARA
PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN DE POZOS EN ARENAS DEPLETADAS EN
LA CUENCA ORIENTE ECUATORIANA, considero que dicho trabajo reúne los
requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por
parte del tribunal examinador que se designe.
En la ciudad de Quito a los 17 días del mes de octubre del 2019
__________________________________
Ing. Richard Hugo Torres Villacis
DOCENTE - TUTOR
CC. 1714559521
v
DEDICATORIA
A mis Padres José y Mercy por mostrarme el camino hacia la superación y ser mi mayor
inspiración, por enseñarme valores muy valiosos que me forjaron a ser la persona que soy en
la actualidad, gracias a su apoyo incondicional.
A mi hermanita Angie, por todo su apoyo y momentos que compartimos, gracias por
permitirme ser una guía como ejemplo de superación para que llegues a ser la mejor.
A mis abuelitos Flor María y Salomón (ϯ) por ser mi mayor motivación y cuidarme desde
niño.
A mis queridos primos Cristian y Edgar, por apoyarme en cada momento de mi vida y por
todas las experiencias y aventuras que compartimos, son los mejores.
A mis tías Liliana, Janeth, Julieta, Margarita, por sus consejos y apoyo absoluto a lo largo de
mi vida.
A toda mi Familia Taquez y Freire por su gran lazo de unión y fuente de inspiración para
lograr cada una de mis metas que me propuse.
Bryan Taquez Freire
vi
AGRADECIMIENTOS
A Dios Padre Todo Poderoso por haberme bendecido y protegido en todo este tiempo.
A mis Padres por todo su amor y apoyo incondicional en todo momento, en especial a mi
querida madre por estar pendiente de mí y hacer que nunca me falte nada en la vida.
A mis primos Edgar, Darío y Erick por acompañarme en mi etapa Universitaria y por
siempre haber encontrado un hogar cuando estuve lejos del mío.
A los ingenieros Andrés, Wilson, Johana, Mónica, Jairo, Verónica, Andrea, Gabriela y Ruth
que forman o formaron parte del activo Shushufindi de Petroamazonas Ep, por su guía,
enseñanzas y amistad brindada en el tiempo que realicé mis primeras pasantías, les
agradezco de todo corazón.
A la Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,
Petróleos y Ambiental, al cuerpo administrativo y docente de la Carrera de Ingeniería de
Petróleos, en especial a los Ingenieros Marcelo Benítez, Diego Palacios, Atahualpa Mantilla
y Gustavo Pinto por sus enseñanzas y valores plasmados durante mi etapa académica.
A mi tutor Richard Torres, y cotutor Rubén Paredes por ser unos excelentes profesionales y
guiarme en el desarrollo de mi trabajo.
A mis grandes amigos Alejandro, Bryan, Luis, Jhon, Edwin, Jhonny, Daniel, Johan, Joel
Andrea y Mishell, por haberme acompañado a lo largo de mis estudios universitarios,
muchas gracias, éxitos y bendiciones a cada uno de ustedes.
A CPVEN Servicios Petroleros Ltd. por brindarme la oportunidad de desarrollar mi
proyecto de titulación, en especial a Pablo, Diego, Aquiles, Elky, Jonathan, Julián, José,
Rubén, Lida, Sylvia, Christiane, María Jose y Mónica por sus enseñanzas en lo profesional y
hacerme sentir parte del equipo de trabajo.
Bryan Taquez Freire
vii
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN xvi
ABSTRACT xvii
CAPÍTULO I: GENERALIDADES 1
1.1 Antecedentes 1 1.2 Planteamiento del problema 2 1.3 Objetivos: 2 1.3.1 Objetivo general: 2 1.3.2 Objetivos específicos: 2 1.4 Justificación e importancia 2 1.5 Entorno del estudio 3 1.5.1 Marco institucional: 3 1.5.2 Marco ético 3 1.5.3 Marco legal 4
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO 5
2.1 Ubicación geográfica de la Cuenca Oriente 5 2.2 Geología del área de estudio 6 2.2.1 Características de los principales reservorios cretácicos de la Cuenca Oriente. 8 2.2.2 Zonas de baja presión 8 2.3 Pérdidas de circulación 9 2.3.1 Formaciones con fracturas naturales 9 2.3.2 Formaciones cavernosas 10 2.3.3 Formaciones altamente permeables o poco consolidadas 10 2.3.4 Formaciones con fracturas creadas o inducidas 10 2.4 Fluidos de perforación 11 2.4.1 Funciones de los fluidos de perforación 12 2.4.2 Propiedades de los fluidos de perforación 14 2.4.3 Clasificación de los fluidos de perforación. 25 2.5 Comportamiento de fase de los sistemas surfactante-agua -aceite 26 2.5.1 Diagrama ternario 27 2.6 Técnicas de perforación en zonas de bajo balance 28 2.7 Requisitos de presión de fondo del pozo 29 2.8 Sistemas de fluidos de perforación 30 2.8.1 Sistemas de fluidos aireados o gasificados 30 2.9 Daño de formación 32 2.9.1 Invasión de filtrado por tiempo de exposición. 32 2.9.2 Invasión de sólidos de perforación 33 2.9.3 Migración e hinchamiento de arcillas 34 2.9.4 Formación de emulsiones 34 2.9.5 Formación de precipitados 34 2.10 Análisis cuantitativo del daño de formación y radio de invasión. 35
CAPÍTULO III: METODOLOGÍA 36
3.1 Tipo de estudio 36 3.2 Universo y muestra 36 3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos 36 3.4 Procesamiento y análisis de la información 36
viii
3.5 Ensayos de laboratorio 37
CAPÍTULO IV: DESARROLLO 39
4.1 Elaboración del fluido aireado 39 4.1.1 Productos químicos y concentraciones 39 4.1.2 Proceso de formulación y preparación del fluido 40 4.2 Pruebas físicas 45 4.2.1 Medición de densidad 45 4.2.2 Estabilidad eléctrica 45 4.2.3 Reología 46 4.2.4 Filtración HP-HT 47 4.2.5 Horno de rolado 48 4.3 Balance de masas 49 4.4 Pruebas piloto 53 4.5 Formulaciones de fluido sintético aireado con relación diésel-agua 80/20 56 4.5.1 Surfactante ¨A¨ 56 4.5.2 Surfactante ¨B¨ 57 4.5.3 Surfactante ¨C¨ 58 4.5.4 Surfactante ¨D¨ 59 4.6 Formulaciones de fluido sintético aireado con relación diésel-agua 70/30 61 4.6.1 Surfactante ¨A¨ 61 4.6.2 Surfactante ¨B¨ 62 4.6.3 Surfactante ¨C¨ 63 4.6.4 Surfactante ¨D¨ 64 4.6.5 Surfactante ¨D1¨ 65 4.7 Análisis de resultados de experimentaciones iniciales 67 4.8 Formulaciones finales 72 4.9 Simulación de hidráulica de limpieza 85 4.10 Fluido propuesto 92 4.11 Concentración teórica de sólidos 93 4.12 Prefactibilidad 94 4.12.1 Curva de densidades 96 4.12.2 Costo de Fluido 102
CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 104
5.1 CONCLUSIONES 104 5.2 RECOMENDACIONES 106 5.2.1 Trabajo a futuro 106
BIBLIOGRAFÍA 107
ANEXOS 110
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente (datos SRTM, resolución 90m) .................. 5
Figura 2. Mapa morfo estructural de la Cuenca Oriente ............................................................ 6
Figura 3.Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente .............................................................. 7
Figura 4.Secciones de pérdida de circulación .......................................................................... 11
Figura 5. Balanza convencional (Izq.), balanza presurizada (Der.) ......................................... 15
Figura 6. Estructura del ácido esteárico (agente tensioactivo) ................................................. 18
Figura 7. Disposición del emulsificante alrededor de una gota de agua. ................................. 19
Figura 8. Condiciones para estabilizar una emulsión ............................................................... 21
Figura 9. Principio de una emulsión estable ............................................................................ 22
Figura 10. Emulsiones simples: Inversa (izq.); Directa(der.) .................................................. 23
Figura 11. Emulsiones múltiples .............................................................................................. 23
Figura 12. Clasificación de fluidos de perforación .................................................................. 25
Figura 13. Diagrama ternario ................................................................................................... 27
Figura 14. Perforación bajo balance(izq.), perforación convencional (der.) ............................ 28
Figura 15. Esquema de manejo de presión ............................................................................... 29
Figura 16. Esquema de selección de fluido .............................................................................. 30
Figura 17. Esquema de radio de invasión ................................................................................ 33
Figura 18. Flujograma de trabajo ............................................................................................. 38
Figura 19. Componentes y equipos para elaboración de fluido sintético aireado .................... 41
Figura 20. Productos Utilizados durante la experimentación .................................................. 42
Figura 21. Mezclador chandler ................................................................................................. 42
Figura 22. Mezcla de agua y surfactante .................................................................................. 43
Figura 23. Mezcla de agua, surfactante, controlador de filtrado y diésel ................................ 44
Figura 24. Fluido sintético aireado ........................................................................................... 44
Figura 25. Medición de densidad con balanza presurizada (izq) y balanza convencional(der)45
Figura 26. Medición de estabilidad eléctrica del fluido sintético aireado ................................ 46
Figura 27 Medición de viscosidad a un fluido sintético aireado mediante un viscosímetro
rotativo .............................................................................................................................. 46
Figura 28. Viscosímetro rotativo OFITE 900 .......................................................................... 47
Figura 29. Prueba de Filtrado HP-HT a un fluido sintético aireado ........................................ 48
Figura 30. Prueba con horno de rolado .................................................................................... 49
x
Figura 31. Densidad fluido vs % aire requerido ....................................................................... 52
Figura 32. Formulación 1 ......................................................................................................... 54
Figura 33. Formulación 2 ......................................................................................................... 54
Figura 34. Fluido sintético aireado con surfactante ¨A¨ Relación OWR 80/20 ....................... 57
Figura 35. Fluido sintético aireado con surfactante ¨B¨ Relación OWR 80/20 ....................... 57
Figura 36. Fluido sintético aireado con surfactante ¨C¨ Relación OWR 80/20 ....................... 58
Figura 37. Fluido sintético aireado con surfactante ¨D¨ Relación OWR 80/20 ....................... 59
Figura 38. Fluido sintético aireado con Surfactante ¨A¨ Relación OWR 70/30 ...................... 62
Figura 39. Fluido sintético aireado con surfactante ¨B¨ Relación OWR 70/30 ....................... 62
Figura 40. Fluido sintético aireado con surfactante ¨C¨ Relación OWR 70/30 ....................... 63
Figura 41. Fluido sintético aireado con surfactante ¨D¨ Relación OWR 70/30 ....................... 64
Figura 42. Fluido sintético aireado con surfactante ¨D1¨ Relación OWR 70/30 ..................... 65
Figura 43. Sistema ternario para surfactante ¨A¨, OWR: 70/30 (Rojo), 80/20(Azul) .............. 67
Figura 44. Sistema ternario para surfactante ¨B¨, OWR: 70/30 (Rojo), 80/20(Azul) .............. 68
Figura 45. Sistema ternario para surfactante ¨C¨, OWR: 70/30 (Rojo), 80/20(Azul) .............. 68
Figura 46. Sistema ternario para surfactante ¨D¨, OWR: 70/30 (Rojo), 80/20(Azul) .............. 69
Figura 47. Densidad de fluido vs % aire requerido, OWR: 80/20 ........................................... 70
Figura 48. Densidad de fluido vs % aire requerido, OWR: 70/30 ........................................... 71
Figura 49. Sistema ternario para surfactante ¨D¨, OWR: 70/30, surfactante 3% (Rojo), 2%
(Azul). ............................................................................................................................... 73
Figura 50. Densidad de los fluidos evaluados .......................................................................... 75
Figura 51. Volumen de los fluidos evaluados .......................................................................... 76
Figura 52. Viscosidad plástica de los fluidos evaluados .......................................................... 77
Figura 53. Punto cedente de los fluidos evaluados .................................................................. 77
Figura 54. Fluidos P1 y P2 con presencia de coalescencia ...................................................... 78
Figura 55. Fluido aireado base aceite mineral .......................................................................... 78
Figura 56. Densidad de fluido vs % aire requerido, OWR: 70/30, pruebas finales ................. 79
Figura 57. Formulaciones finales: P4, P6, P8 .......................................................................... 80
Figura 58. Equipo filtrado HP-HT (Izq.), viscosímetro OFITE 900 (Der.) ............................. 80
Figura 59. Densidad de los fluidos P4, P6, P8 ......................................................................... 82
Figura 60. Volumen de los fluidos P4, P6, P8 ......................................................................... 82
Figura 61. Viscosidad plática de los fluidos P4, P6, P8 ........................................................... 83
Figura 62. Punto cedente de los fluidos P4, P6, P8 .................................................................. 83
Figura 63. Filtrado HP-HT de los fluidos P4, P6, P8 ............................................................... 84
xi
Figura 64. Cantidad de aire requerido ...................................................................................... 84
Figura 65. Densidad equivalente de circulación ...................................................................... 86
Figura 66. Gasto crítico ............................................................................................................ 87
Figura 67. Velocidad de Asentamiento de recortes .................................................................. 88
Figura 68. Concentración de recortes ....................................................................................... 88
Figura 69. Densidad equivalente de circulación ...................................................................... 89
Figura 70. Gasto crítico ............................................................................................................ 90
Figura 71. Velocidad de asentamiento de recortes ................................................................... 91
Figura 72. Concentración de recortes ....................................................................................... 91
Figura 73. Análisis de fluidos .................................................................................................. 95
Figura 74. Gráfica de geomecánica y curva de densidad: Auca sur ........................................ 97
Figura 75. Gráfica de geomecánica y curva de densidad: Drago ............................................ 99
Figura 76. Gráfica de geomecánica y curva de densidad: Coca - Payamino ........................ 101
Figura 77. Comparación de Costos ........................................................................................ 103
xii
LISTA DE TABLAS
Tabla 1: Componentes del fluido sintético aireado .................................................................. 39
Tabla 2: Componentes del fluido sintético aireado representados en un barril de laboratorio 40
Tabla 3: Descripción de productos utilizados .......................................................................... 41
Tabla 4. Formulación inicial .................................................................................................... 53
Tabla 5. Resultados prueba piloto con surfactante ¨A¨ ............................................................ 55
Tabla 6. Surfactantes relación diésel-Agua 80/20 .................................................................... 56
Tabla 7. Resultados de pruebas de fluido sintético aireado relación diésel- agua 80/20 ......... 60
Tabla 8. Surfactantes Relación diésel -agua 70/30 .................................................................. 61
Tabla 9. Resultados de pruebas de fluido sintético aireado Relación diésel- Agua OWR 70/30
........................................................................................................................................... 66
Tabla 10. Cantidad de Aire Requerido, OWR: 80/20 .............................................................. 69
Tabla 11. Cantidad de Aire Requerido, OWR: 70/30 .............................................................. 70
Tabla 12. Formulaciones finales .............................................................................................. 72
Tabla 13. Resultados finales ..................................................................................................... 74
Tabla 14. Cantidad de aire requerido, OWR: 70/30, pruebas finales ....................................... 79
Tabla 15. Fluidos seleccionados ............................................................................................... 81
Tabla 16. Información General ................................................................................................ 85
Tabla 17. Sarta de perforación ................................................................................................. 85
Tabla 18. Propiedades del fluido P4 ......................................................................................... 86
Tabla 19. Parámetros operativos de limpieza de pozo ............................................................. 87
Tabla 20. Propiedades del fluido P8 ......................................................................................... 89
Tabla 21. Fluido sintético aireado propuesto ........................................................................... 92
Tabla 22. Comparación fluido sintético aireado propuesto, fluido Drill in, fluido de control . 94
Tabla 23. Datos de presiones .................................................................................................... 96
Tabla 24. Costo real ............................................................................................................... 102
xiii
LISTA DE ANEXOS
Anexo 1. Balanza electrónica de precisión ............................................................................ 110
Anexo 2. Procedimiento para medición de densidad de un fluido de perforación ................. 111
Anexo 3. Equipo mezclador de velocidades constantes marca Chandler .............................. 112
Anexo 4. Procedimiento de viscosímetro de lectura directa ............................................... 113
Anexo 5. Fluido sintético aireado propuesto .......................................................................... 114
xiv
LISTA DE ABREVIATURAS
% VV: Concentración volumen -volumen
(% 𝐖)
(%𝐎𝐢𝐥): Relación agua- diésel
(O/W): Emulsión aceite – agua
(W/O): Emulsión agua – aceite
ρf : Densidad de fluido sintético aireado
ρw: Densidad del agua
ρo : Densidad del diésel
ρa : Densidad del aire
API: Instituto americano del petróleo
API RP 13 B-2: Recommended practice for field testing oil- based drilling fluids
AR: Antes de rolado
BSW: Contenido de agua y sedimentos
CPVEN: Cementaciones petroleras venezolanas
Cp: Centipoise
DEC: Densidad equivalente de circulación
DR: Después de rolado
EE: Estabilidad eléctrica
EPP: Equipo de protección personal
K: Permeabilidad
Kskin : Permeabilidad con daño
HP-HT: High pressure- high temperature
HWDP: Heavy weigh drill pipe
Lb/gal: Libras por galón
xv
mf : Masa del fluido sintético aireado
mw: Masa del agua
mo: Masa del diésel
ma: Masa del aire
MWD: Measurement while drilling
OFITE: Ofi testing equipment
OWR: Oil water ratio
PC: Punto cedente
Ppb: Pounds per barrel
Rpm: Revoluciones por minuto
rskin : Radio de invasión
rw: Radio del pozo
TR: Tubería de revestimiento
Und: Unidades
Va: Volumen de aire
Vf: Volumen del fluido sintético aireado
Vo: Volumen de diésel
Vw: Volumen de agua
Vp: Viscosidad plástica
xvi
Tema: Diseño de un fluido sintético aireado aplicable para perforación y completación de
pozos en arenas depletadas en la Cuenca Oriente Ecuatoriana.
Área de estudio: Perforación y completación
Autor: Bryan Joselo Taquez Freire
Tutor: Richard Hugo Torres Villacis
Cotutor: Rubén Dario Paredes Escobar
RESUMEN
El presente estudio técnico se enfocó en el diseño de un fluido sintético aireado aplicable
para perforación y completación de pozos. En la actualidad es de importancia su enfoque y
análisis de factibilidad debido a las propiedades de limpieza y baja densidad que pueden
ofrecer específicamente para pozos con retos de pérdidas de circulación y zonas depletadas
en la Cuenca Oriente Ecuatoriana.
La metodología de investigación aplicada fue experimental basada en pruebas y análisis
de laboratorio establecidas bajo la norma API 13 B-2. Mediante recopilación técnica y
bibliográfica se elaboró las diferentes formulaciones para el fluido, un factor principal fue
determinar la cantidad de aire requerido para el fluido en función de su densidad, esto se
logró partiendo del balance de masa de un volumen teórico del fluido a preparar.
El estudio logró la formulación de un fluido sintético aireado en base a productos y
elementos disponibles localmente. Se recreó un escenario de aplicación similar a una
formación con zonas depletadas, el fluido se desempeñó correctamente en el sistema,
proporcionando mejor limpieza del pozo, mayor control en áreas con pérdidas de
circulación, reducción de daño en la formación, ya sea durante la perforación o completación
de un pozo.
Palabras Claves
FLUIDO SINTÉTICO AIREADO, CUENCA ORIENTE ECUATORIANA, ZONAS
DEPLETADAS, PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN, DENSIDAD, PERFORACIÓN,
COMPLETACIÓN.
xvii
Title: Design a synthetic based aired fluid applicable to drilling and completion wells in
depleted areas in the Ecuadorian Eastern Basin.
Area: Drilling and completion
Author: Bryan Joselo Taquez Freire
Tutor: Richard Hugo Torres Villacís
Cotutor: Rubén Dario Paredes Escobar
ABSTRACT
This technical study is focused on designing a synthetic based aired fluid applicable to
drilling and completion wells. Nowadays, the feasibility analysis and its importance due to
the cleaning and low-density properties that can be reached specifically for wells with lost
circulation challenges and depleted areas in the Eastern Ecuadorian Basin.
The applied research methodology was experimentally based on laboratory tests
established on API 13 B-2 through technical and bibliographic compilation of different
formulations for fluids design. The main objective was to determinate the amount of air
required for the fluids depending on its density, it was achieved based on a mass balance of
the theorical volume of the fluid set to be prepared.
The study achieved the formulation for synthetic based aired fluid, using specific
elements available in the local market. The study represented similar depleted formations
conditions, the fluid obtained matches better cleaning properties, for better control in areas
with lost circulation issues and formation damage reduction in drilling or well completion
operations.
Keywords
SYNTHETIC BASED AIRED FLUID, ECUADORIAN EASTERN BASIN, DEPLETED
AREAS, LOST CIRCULATION, DENSITY, DRILLING, COMPLETION.
1
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
1.1 Antecedentes
La Cuenca Oriente Ecuatoriana es una de las cuencas subandinas más complejas y
atractivas en el mundo tanto desde el punto de vista científico como económico. La
gran cantidad de información de subsuelo y presencia de afloramientos a lo largo de
su margen occidental ha permitido el desarrollo de varios estudios para guiar
estrategias de exploración y producción de hidrocarburos.(Baby, Rivadeneira, &
Barragán, 2014)
El diseño de fluidos de perforación y completación en la industria de petróleo ha
evolucionado en gran medida en los últimos años. Actualmente en Ecuador se
evidencia interés en el desarrollo de fluidos en zonas de bajo balance para su
implementación durante la perforación y completación de pozos, el conocimiento y
dedicación de varios profesionales será indispensable para contribuir con éxito en
varios proyectos a futuro en beneficio de empresas públicas y privadas.
El estudio y análisis para la implementación de nuevos sistemas de fluidos ya sea
base agua o sintéticos cada vez son más frecuentes y necesarios. Dado el caso la
empresa CPVEN Servicios Petroleros Ltd., la cual opera en el país desde el 2014,
provee varios servicios, uno de ellos se enfoca en el diseño y desarrollo de fluidos de
perforación y completación de pozos, enfocándose cada día en el uso de nuevas
soluciones tecnológicas.
Hoy en día la empresa no cuenta con un estudio técnico de prefactibilidad sobre
fluidos aireados de base sintético que permita realizar una planificación y análisis para
su implementación que ayudará a solventar futuras necesidades en las operaciones.
2
1.2 Planteamiento del problema
Gran parte de los campos petrolíferos de la Cuenca Oriente existen formaciones
donde principalmente las areniscas “T” y “U” están depletadas, esto debido al tiempo
de explotación y producción de sus pozos. La principal debilidad que presenta un
inadecuado diseño de fluido puede llegar a causar un severo daño a la formación, lo
cual involucra problemas asociados a la operación, incremento de costos y la posterior
pérdida de producción.
1.3 Objetivos:
1.3.1 Objetivo general:
Diseñar un fluido sintético aireado aplicable para perforación y completación de
pozos de gas y crudo con gravedad específica menor a 0.78, densidad menor a 6.5
lb/gal, con capacidad de limpieza y capaz de ser reutilizable.
1.3.2 Objetivos específicos:
• Evaluar experimentalmente las propiedades físicas y químicas de los fluidos
diseñados mediante pruebas de laboratorio según la norma API- 13B-2.
• Comparar las características y propiedades del fluido sintético aireado con un
fluido de completación y un fluido drill in.
• Definir la prefactibilidad de aplicación del fluido sintético aireado en areniscas
depletadas de la Cuenca Oriente Ecuatoriana.
1.4 Justificación e importancia
El estudio de fluidos base sintético ofrece una alternativa nueva y diferente en
comparación a un fluido base agua, los fluidos que se están utilizando en zonas donde
generalmente existen presiones muy bajas, exceden el sobrebalance recomendado de
500 Psi para dichas zonas. En intervenciones convencionales en zonas depletadas el
3
desbalance produce una invasión en el reservorio que puede llegar a superar los 300
bls de fluido forzado por la columna hidrostática durante cada maniobra. El resultado
de la invasión se evidencia en el arranque del pozo que puede llegar a durar varios días
en estabilizar el BSW.
Al trabajar en formaciones depletadas se ve la necesidad de tener un fluido con
menores densidades donde se pueda lograr una columna hidrostática más ligera, mejor
limpieza del pozo, mayor control en áreas con pérdidas de circulación, reducir el daño
en la formación, ya sea durante la perforación o completación de un pozo. Las
propiedades principales y resultados que se obtengan del fluido servirán para obtener
datos reales y aplicables enfocados en la prevención de problemas y la optimización
de la operación que se lleve a cabo.
1.5 Entorno del estudio
1.5.1 Marco institucional:
El presente estudio técnico se realizó cumpliendo los principios y valores de la
Universidad Central del Ecuador y la empresa CPVEN, instituciones que lideran el
área de educación y operacional de la industria Hidrocarburífera, obtenido así apoyo
científico y técnico de tan importantes entidades.
1.5.2 Marco ético
El presente estudio se realizó con normas éticas de la Universidad Central del
Ecuador, respetando los derechos intelectuales de otras investigaciones desarrolladas,
cumpliendo así con todos los requisitos técnicos del buen uso de la información.
Los resultados que se obtuvieron no serán manipulados para conveniencia en
ninguna circunstancia, la información y datos técnicos fueron provistos por parte de la
4
empresa CPVEN, mismo que autorizó el acceso solicitado para realizar análisis
requeridos en la elaboración del presente estudio técnico, sin embargo, se utilizó
información reservada catalogada como confidencial.
1.5.3 Marco legal
El presente estudio técnico se lo realizó bajo los reglamentos, normativas tanto
académicas y sectoriales que rigen en la actualidad en la República del Ecuador, las
mismas son:
El Artículo 35 de la Constitución Política de la República del Ecuador, el Artículo
123 de la Ley Orgánica de Educación Superior, el Artículo 121 del Reglamento de
Régimen Académico, Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico
referente a la unidad de titulación y finalmente el Artículo 212 del Estatuto
Universitario de la Universidad Central del Ecuador.
5
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.1 Ubicación geográfica de la Cuenca Oriente
La Cuenca Oriente forma parte de un sistema de cuencas de antepaís. Se ubica en
una zona estructuralmente compleja al norte de la charnela entre los andes centrales y
septentrionales.(Baby et al., 2014)
Geográficamente se extiende al norte con la cuenca de Putumayo en Colombia y al
sur este con la cuenca de Marañón en Perú, posee una extensión aproximada de
100,000 km2. Esta región esté sometida a cambios de esfuerzos importantes lo cual
conlleva a una fuerte actividad sísmica y volcánica que principalmente la caracteriza.
En la Fig. 1 se observa el mapa de la ubicación de la Cuenca Oriente Ecuatoriana.
(Baby et al., 2014)
Figura 1.Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente (datos SRTM, resolución 90m)
Fuente: La Cuenca Oriente. Geología y Petróleo, Baby et al., 2014
6
2.2 Geología del área de estudio
Según (Mancilla, Albariño, Meissinger, & Rivadeneira, 2005) describen que:
En la Cuenca Oriente se han definido tres unidades tectónicas o dominios
estructurales denominados de oeste a este como dominio occidental o sistema
subandino, dominio central o corredor Sacha – Shushufindi y domino oriental o
sistema Capirón Tiputini, los que a su vez constituyen sendos “Plays Petroleros”.
Figura 2. Mapa morfo estructural de la Cuenca Oriente
Fuente: Sistemas petroleros de la Cuenca Oriente, Mancilla et al., 2005
Los dominios estructurales formados pueden ser propagados hacia las vecinas
cuencas de Putumayo en el norte y hacia el sur en Santiago y Marañón con sutiles
diferencias. El estilo estructural puede ser similar entre estas cuencas, los sistemas
petroleros varían drásticamente en ambas direcciones. Cada región posee
características distintivas en el estilo de las trampas, reservorios, rocas generadoras y
los tipos de hidrocarburos presentes. En la Fig.2 se representa el mapa morfo
estructural de la Cuenca Oriente. (Mancilla et al., 2005)
7
Gracias a la perforación de pozos y la adquisición sísmica se ha logrado recopilar
información vital de afloramientos que contiene rocas sedimentarias paleozoicas,
mesozoicas, terciarias y cuaternarias. El registro sedimentario ha sido subdividido en
tres ciclos tectonosedimentarios como se observa en la Fig.3 generados en distintos
contextos geodinámicos los cuales describen la diferente litología y procesos
sedimentarios en la Cuenca Oriente. (Mancilla et al., 2005)
Figura 3.Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente
Fuente: Sistemas petroleros de la cuenca oriente, Mancilla et al., 2005
8
2.2.1 Características de los principales reservorios cretácicos de la Cuenca
Oriente.
Las formaciones Hollín y Napo contienen los principales reservorios de la Cuenca
Oriente: “Hollín”, “T”, “U” y “M1”. Los reservorios “T inferior” y “U inferior”
presentan las mejores propiedades petrofísicas asociadas a facies fluviales y estuarinas,
los cuerpos “T superior” y “U superior”, con propiedades más pobres como reservorio
que los cuerpos inferiores, se desarrollan hacia la parte superior de la sección
estratigráfica. (Baby et al., 2014)
La mejor calidad de reservorio se encuentra en “T inferior”, el desarrollo de facies
de canales, barras aluviales y mareales en esta arenisca presentan las mejores
propiedades petrofísicas. La arenisca “T inferior” es cuarzosa de grano medio a grueso,
variando ocasionalmente a fino, tiene estratificación cruzada y buena porosidad,
presenta un importante contenido de feldespatos alcalinos, mientras que la arenisca “T
superior” tiene estructura grano decreciente, aparentemente más feldespática que “T
inferior”, en su mayoría es rica en conchas y cemento calcáreo. (Ibid, p.295-296)
La arenisca “U inferior” presenta características de grano grueso, bastante limpias,
cuarzosas con estructura homogénea, grano decreciente a creciente, su ambiente de
depositación es similar al de “T inferior” presentando muy buenas características como
reservorio. De diferente manera “U superior” presenta una matriz arcillosa, contiene
en su mayoría glauconita y su cemento es carbonático, tiene presencia de contenido de
caolinita e illita y está afectada por bioturbación. (Ibid, p.303)
2.2.2 Zonas de baja presión
Durante el transcurso de tiempo de explotación de hidrocarburos en la Cuenca
Oriente, varias zonas productivas han evidenciado cambios en lo que refiere a la
presión inicial de reservorio, estas zonas denominadas comúnmente depletadas suelen
9
ser encontradas en los yacimientos a partir de los cuales se ha producido petróleo y gas
llegando a un límite de madurez.
Las areniscas depletadas están relacionadas con las presiones subnormales, las
cuales son encontradas en zonas donde las presiones porales son más bajas que la
presión hidrostática normal. Puede ocurrir graves problemas con respecto a perdidas
de circulación si no se utiliza un fluido con una densidad que cumpla con los
requerimientos de la operación.(Instituto Americano del Petróleo, 2001)
2.3 Pérdidas de circulación
Las pérdidas de circulación durante una operación de perforación ocurren cuando
existe pérdida de lodo hacia la formación de manera parcial o completa, además puede
estar asociado a varios problemas como pega de tubería, daño a la formación e
inestabilidad del hoyo.
En la Fig.4 se observa las secciones de pérdida de circulación que puede ocurrir en
una formación, estos procesos pueden suceder como invasión o pérdida de lodo hacia
formaciones que son cavernosas, fracturadas o no consolidadas o mediante procesos
de fracturación hidráulica producida por presiones inducidas en exceso, este tipo de
formaciones se describen a continuación.
2.3.1 Formaciones con fracturas naturales
Son aquellas que suelen ser frecuentes debido eventos geológicos o actividad
tectónica. Las fracturas se generan como resultado del fenómeno de falla por tracción,
que tiene lugar cuando el esfuerzo ejercido sobre la formación excede el esfuerzo
tangencial alrededor del pozo.(Cook, Growcock, Hodder, & Swaco, n.d.)
10
2.3.2 Formaciones cavernosas
Las fracturas creadas en zonas cavernosas están generalmente relacionadas con
formaciones volcánicas, domos salinos o de carbonatos (caliza y dolomía). La columna
de fluido de perforación puede caer libremente a través de la zona vacía creada por la
fractura y producir rápidamente la pérdida del fluido de perforación. (Instituto
Americano del Petróleo, 2001)
2.3.3 Formaciones altamente permeables o poco consolidadas
Pueden tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de
perforación invada la matriz de la formación, y generar así la pérdida de circulación
de los fluidos del pozo. Esta alta permeabilidad se encuentra frecuentemente en las
areniscas, grava, y formaciones que fueron arrecifes o bancos de ostras. Para que
ocurra la pérdida de fluido hacia las formaciones permeables es necesario que los
espacios intergranulares tengan suficiente tamaño para permitir la entrada del fluido
de perforación. (Ibid)
2.3.4 Formaciones con fracturas creadas o inducidas
Producidas generalmente durante las operaciones de perforación y/o completación
con el fin de estimular la formación para mejorar la producción (fracturamiento
hidráulico y acidificación). Adicionalmente, muchas fracturas han sido creadas al
tratar de mantener el peso de la columna hidrostática en el agujero por lo que esta
operación también puede crear fracturas en la formación si se excede la densidad
necesaria para mantener las paredes del agujero. (Encarnación, 2013)
11
Figura 4.Secciones de pérdida de circulación
Fuente: Oilfield Review, Dole,et al., 2004
2.4 Fluidos de perforación
Según el Manual de fluidos de perforación (PDVSA, 2002) un fluido de perforación
se define como ‘‘cualquier sustancia o mezcla de sustancias con características físicas
y químicas apropiadas, como: aire o gas, agua, petróleo o combinaciones de agua y
aceite con determinado porcentaje de sólidos’’. (p.2)
Generalmente el fluido que es utilizado en las operaciones de perforación debe
presentar ciertas características, no debe ser tóxico, corrosivo, ni inflamable, pero si
inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a las altas
temperaturas. Además, un buen fluido debe estar exento a cualquier tipo de
degradación.
12
2.4.1 Funciones de los fluidos de perforación
Históricamente un fluido de perforación ha contribuido realizando diversas
funciones durante una operación de perforación, sirve para muchos propósitos que no
todos pueden lograrse de forma simultánea, se debe tener un control especial y
priorización individual de sus propiedades. Debido a las diversas aplicaciones de
perforación se hace difícil asignar una función específica, aun así, el manual de fluidos
de perforación de (Colectivo-Autores Qmax, 2011) reconoce que el fluido tiene por lo
menos diez funciones principales, las cuales son detalladas a continuación:
a) Limpieza de pozo
Una de las funciones más importantes del fluido de perforación es eliminar del
hueco los recortes. El fluido cuando sale de las boquillas de la broca ejerce una acción
de chorro que mantiene la superficie del fondo del hueco y los filos de la broca limpios
de recortes, esto permite mantener una larga vida a la broca y tener una gran eficiencia
en la perforación, la circulación de fluidos eleva los recortes del fondo del pozo hacia
la superficie.(Colectivo-Autores Qmax, 2011)
b) Suspensión de recortes
El fluido debe mantener los recortes en suspensión, un buen fluido de perforación
debe tener propiedades que le permitan acarrear los recortes durante la perforación y
soportarlos durante el tiempo que estén suspendidos, ya que si caen causarán
problemas al meter tubería nuevamente. Para lograr esta suspensión, las propiedades
más útiles del fluido son el punto de cedencia y la gelificación; las cuales al igual que
el resto, se deben controlar con el fin de lograr el punto óptimo de trabajo de cada una
de ellas. (Ibid, p.7)
c) Lubricación y refrigeración de la broca y sarta de perforación
Al estar la sarta en contacto con la pared del hueco y la broca con el fondo del
pozo, se generan altas temperaturas debido a la fricción, por lo que el fluido de
perforación debe estar preparado con el fin de poder proporcionar un óptimo
rendimiento a todos los elementos cuando se someten a operaciones normales. (Ibid,
p.8)
13
La lubricación es un parámetro cada vez más importante, esta es una de las razones
por las cuales las emulsiones inversas se aplican más en la perforación, ya que son
unos excelentes lubricantes. El fluido, además de lubricar, debe limpiar el área de la
broca que va a estar en contacto con la formación para que esta trabaje normalmente,
se genera una gran cantidad de calor por fricción el cual deberá disiparse al salir el
fluido a la superficie. (Ibid, p.9)
d) Control de presiones subsuperficiales
Durante la perforación se atraviesan estratos geológicos con presiones confinadas
las cuales pueden ser normales y anormales, las anormales se pueden clasificar en altas
y bajas, las de mayor peligro para el equipo y el personal son las altas; por tal motivo
se le debe manejar con mucha precaución para evitar los siniestros. (Ibid, p.10)
e) Efecto de flotación de la sarta y tubería de revestimiento
A mayores profundidades, el peso soportado por el equipo de superficie va
aumentando considerablemente debido a que la tubería está sumergida en el fluido,
esta sufre un empuje de abajo hacia arriba igual al peso del fluido desplazado; un
aumento en la densidad del fluido causa un mayor empuje y reducirá el peso total
soportado por el equipo, normalmente se calcula el factor de flotación de la tubería.
(Ibid, p.11)
f) Facilitar toma de registros
Los fluidos de perforación se modifican con el propósito de mejorar el aspecto de
evaluación de la formación. Con mayores viscosidades se tienen mejores recortes; con
menor filtración, se minimiza la invasión del fluido a la formación y con fluidos
especiales para mejorar las características de los registros y las pruebas de formación.
(Ibid, p.12)
g) Formar un revoque para consolidar las paredes del hueco
Cuando se perfora una formación con aberturas de los poros demasiado pequeñas
para permitir el paso de los sólidos del fluido, la parte liquida del fluido (filtrado)
penetra a la formación y los sólidos del fluido (revoque) se depositan sobre la pared
de la formación, y el grado de filtración a la formación estará gobernado por el
revoque. Si el revoque es grueso provocará fricciones al sacar la tubería del pozo,
14
además al meter broca y otra herramienta, se encontrarán resistencias y provocará
cambios bruscos de presión. (Ibid, p.12)
h) Minimizar daño a las formaciones productoras.
Cualquier fluido que entre en contacto durante la perforación altera las
características originales de la formación, si bien algunas formaciones son más
sensibles que otras; algunos fluidos causan más daño que otros, esta función depende
de los parámetros que se maneje en el tipo de fluido durante la operación. (Ibid, p.12)
i) Trasmitir energía hidráulica a las herramientas de fondo
Las bombas que se encuentran en superficie generan energía hidráulica para
maximizar la tasa de penetración. El lodo que sale a velocidades altas por las boquillas
de la broca remueve los cortes que están a su alrededor evitando que estos desgasten
la herramienta y sean remolidos disminuyendo la tasa de penetración.(García, 2008)
2.4.2 Propiedades de los fluidos de perforación
El control de las propiedades físicas y químicas de un fluido son de gran
importancia para mantener una correcta eficiencia en una operación, generalmente
estas propiedades deben ser monitoreadas y analizadas por el especialista a cargo en
locación y si la situación lo amerita realizar ajustes necesarios en beneficio de un
rendimiento óptimo.
a) Propiedades físicas
Densidad
La densidad del fluido se define como peso por unidad de volumen, es una
propiedad muy importante para mantener el control del pozo, por lo general se puede
expresar en varios sistemas de medida, el más utilizado es el sistema inglés (lb/gal).
Además, constituye como un principal parámetro para mantener los fluidos contenidos
dentro del hueco en el yacimiento durante la perforación y mantiene las paredes del
hueco al transmitir la presión requerida. (Colectivo-Autores Qmax, 2011)
15
En la Fig.5 se observa una balanza convencional y una presurizada, se utilizan en
locación para medir la densidad de los fluidos de perforación, su utilización dependerá
de una correcta calibración y precisión para obtener mediciones.
Figura 5. Balanza convencional (Izq.), balanza presurizada (Der.)
Fuente: Laboratorio de fluidos de perforación y cementación – CPVEN-2019
Reología
La reología se refiere a la deformación y al comportamiento del flujo de todas las
formas de materia. Ciertas mediciones reológicas realizadas en fluidos, como
viscosidad, resistencia del gel, ayudan a determinar cómo fluirá un fluido bajo una
variedad de diferentes condiciones. Esta información es importante en el diseño de
sistemas de circulación requerido para lograr objetivos de limpieza en operaciones de
perforación.
Viscosidad
Es la resistencia al flujo de un fluido y se describe como la relación del esfuerzo
cortante con una velocidad de corte dada. Para caracterizar los fluidos tenemos dos
tipos: Newtonianos y No Newtonianos, un fluido newtoniano es aquel donde la
relación entre la tensión de corte y la velocidad de corte es constante, mientras que los
fluidos no newtonianos la viscosidad no es constante, por lo general los fluidos de
perforación son No Newtonianos.(Benítez, 2016)
16
Viscosidad plástica
Es aquella viscosidad causada por fricción mecánica, esta fricción se produce:
• Entre los sólidos contenidos en el lodo.
• Entre los sólidos y el líquido que lo rodea.
• Debido al esfuerzo cortante del propio líquido.
Al aumentar el porcentaje de sólidos en el sistema, aumentará la viscosidad
plástica. El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es
indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para lograr altas
velocidades de perforación, este control se obtiene por dilución o por mecanismos de
control de sólidos. (Colectivo-Autores Qmax, 2011)
Para lograr tal propósito, es fundamental que los equipos de control de sólidos
funcionen en buenas condiciones. La viscosidad plástica se obtiene a partir de las
medidas directas del viscosímetro rotativo a 600 RPM y 300 RPM.
𝑉𝑃 = 𝑉600𝑅𝑃𝑀−𝑉300𝑅𝑃𝑀
Punto cedente
Se define como la resistencia a fluir causada por las fuerzas de atracción
electroquímicas entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas
negativas y positivas localizadas cerca de la superficie de las partículas. La medida del
Punto cedente (PC) está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en
condiciones dinámicas, es obtenida a partir de la viscosidad plástica y la lectura directa
del viscosímetro rotativo a 300 RPM:
PC=𝑉300𝑅𝑃𝑀−𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑃𝑙á𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎
Resistencia o fuerza de gel
Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y
electroquímica bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de
suspensión del fluido y se controla, en la misma forma, como se controla el punto
cedente, puesto que la origina el mismo tipo de sólido. (PDVSA, 2002)
17
Las mediciones comunes de esta propiedad se toman a los diez segundos y a los
diez minutos, pero pueden ser medidas para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta
fuerza debe ser lo suficientemente baja para: Permitir el asentamiento de los sólidos
en los tanques, permitir buen rendimiento de bombas, minimizar el efecto de succión
cuando se saca la tubería, facilitar el desprendimiento del gas incorporado al fluido.
(Benítez, 2016)
Filtrado
El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque
hacia las formaciones permeables cuando el fluido es sometido a una presión
diferencial, esta propiedad, afectada por la presión, la dispersión, la temperatura y el
tiempo, se controla en formaciones permeables no productoras con sólidos arcillosos
comerciales que forman revoques finos y de baja permeabilidad con aditivos
reductores de filtrado. (Prieto, 2007)
Filtración HP - HT
La prueba high pressure – high temperatura (HP-HT) consiste en determinar la
velocidad a la cual se fuerza un fluido a través de un papel filtro bajo ciertas
condiciones de tiempo, temperatura y presión especificadas en la norma API RP 13B.
La prueba de filtrado HP-HT es realizada a una temperatura de 100 y 200 ºF y a una
presión diferencial entre 100 y 500 psi.(Gómez, 2017)
b) Propiedades químicas
Emulsiones
Comúnmente el aceite, diésel, los aceites minerales y los fluidos sintéticos son
líquidos no polares y no acuosos, no conducirán la electricidad ni disolverán los
compuestos iónicos. Para tener un panorama más claro respecto a las propiedades
químicas de los fluidos base aceite y sintéticos es necesario estudiar los sistemas y
fundamentos de las emulsiones. (Instituto Americano del Petróleo, 2001)
18
Según un estudio de (Aranberri, Binks, Clint, & Fletcher, 2006) mencionan que:
Una emulsión es una dispersión termodinámicamente inestable de dos o más
líquidos inmiscibles o parcialmente miscibles. Aunque se trate de dispersiones
termodinámicamente inestables, las emulsiones pueden convertirse en
cinemáticamente estables gracias a la presencia de agentes tensioactivos que presentan
la capacidad de absorción en las superficies de las gotas.
La base de los fluidos sintéticos es un aceite mineral, un éster o una olefina, los
agentes tensioactivos son incluidos para la formulación del fluido como aditivos. Estos
productos químicos incluyen emulsificantes, surfactantes y agentes humectantes los
cuales se describirán más adelante. Los agentes tensioactivos tienen una cabeza polar
hidrofílica y una cola organofílica (oleofílica o lipofílica) como se observa en la Fig.
6, actúan reduciendo la tensión interfacial entre dos líquidos o entre un líquido y un
sólido. (Instituto Americano del Petróleo, 2001)
Figura 6. Estructura del ácido esteárico (agente tensioactivo)
Fuente: Instituto Americano del Petróleo, 2001
19
Aditivos
Emulsificantes
Los emulsificantes son agentes tensioactivos que reducen la tensión superficial
entre las gotas de agua y el aceite o sintético, estabilizan la mezcla al ser parcialmente
solubles en agua y parcialmente solubles en aceite. Un extremo de la molécula de
emulsificante tiene una afinidad con el agua mientras que el resto de la molécula tiene
una afinidad con el aceite o fluido sintético, en general las partículas de emulsificante
forman un revestimiento alrededor de las gotas de agua para impedir que éstas se
fusionen, en la Fig.7 se observa la representación gráfica de la disposición de un agente
emulsificante alrededor de una gota de agua. (Ibid, p.11.6)
Figura 7. Disposición del emulsificante alrededor de una gota de agua.
Fuente: Instituto Americano del Petróleo, 2001
Surfactantes
Los surfactantes son compuestos que pueden ser solubles tanto en agua como en
aceite, tienen una parte hidrófoba con afinidad para el aceite y una parte hidrófila que
tiene afinidad por el agua, debido a esta afinidad los surfactantes tienden a concentrarse
en la interfase aceite/agua, donde forman películas interfaciales, lo cual conduce a una
disminución de la tensión interfacial y promueve la dispersión y emulsificación de las
gotas. (Enriquez, 2016)
20
Salager, (2002) concluye que desde el punto de vista comercial los surfactantes se
clasifican según su aplicación, sin embargo, se observa que muchos surfactantes son
susceptibles de ser utilizados en aplicaciones diferentes, lo que provoca confusiones.
Por tanto, se opta por clasificarlos de acuerdo con la estructura de su molécula, o más
exactamente según la forma de disociación en el agua.
Así tenemos: surfactantes no iónicos, iónicos (aniónicos y catiónicos), anfóteros
(combinación dentro de una misma molécula de dos caracteres: aniónico y catiónico)
y poliméricos. En la investigación se enfoca en los surfactantes no iónicos, estos
surfactantes no producen iones (interacciones moleculares menos complejas) en
solución acuosa y por este hecho son compatibles con cualquier otro tipo de sustancias
presentes en la formulación; es por esto por lo que son excelentes candidatos para
formulaciones complejas que se consiguen a menudo en aplicaciones prácticas. (Ibid,
p.28)
Tensión superficial
Se describe como el balance de fuerzas moleculares dentro de los límites de la
región superficial libre de un líquido cuyo efecto es confinar el fluido. Físicamente es
la energía necesaria dentro del líquido para aumentar su superficie por unidad de área.
Tensión interfacial
La tensión interfacial es la energía de Gibbs por unidad de área de interfaz a
temperatura y presión fijas. La tensión interfacial se produce porque una molécula
cerca de una interfaz tiene interacciones moleculares diferentes de una molécula
equivalente dentro del fluido estándar. Las moléculas surfactantes se sitúan
preferentemente en la interfaz y por lo tanto disminuyen la tensión interfacial. Cuando
ambas fases son líquidas se denomina tensión interfacial: cuando una de las fases es el
aire se denomina tensión superficial. (Glosario SLB)
21
Agentes humectantes
Un agente humectante principalmente se encarga de reducir la tensión interfacial
y el ángulo de contacto entre un líquido y un sólido, esto hace que el líquido se extienda
sobre la superficie del sólido. Los agentes humectantes tienen un extremo que es
soluble en el líquido de fase continua y otro que tiene una fuerte afinidad con las
superficies de los sólidos. (Instituto Americano del Petróleo, 2001)
Estabilidad de una emulsión
La definición de estabilidad incluye forzosamente la no coalescencia de las
partículas de la emulsión y la no sedimentación, además la incorporación de aire en
una emulsión puede tener como consecuencia la reducción notable de la estabilidad.
(Mellín de la O, 2012)
Mantilla, (2014) en un estudio sobre emulsiones concluye que se necesita al
menos tres condiciones para estabilizar una emulsión, en la Fig. 8 se representa las
condiciones para estabilizar una emulsión:
• Los líquidos deben ser inmiscibles
• Presencia de un agente emulsificante
• Realización de trabajo mecánico
Figura 8. Condiciones para estabilizar una emulsión
Fuente: Conceptos de Facilidades de Superficie para Ingeniería de Producción, Mantilla,2014
22
El éxito para obtener una emulsión estable no solo dependerá con la cantidad de
aditivos que se incluya, si no con el manejo correcto de las propiedades del fluido y
las cantidades adecuadas de emulsificante en la formulación del fluido base aceite o
sintético que se requiera, el principio de una emulsión estable se observa en la Fig. 9.
Figura 9. Principio de una emulsión estable
Fuente: Instituto Americano del Petróleo, 2001
Clasificación de emulsiones
a) Emulsiones simples
Son aquellas en las que un líquido en forma de gotas está dispersa en otro, estas
emulsiones abracan dos tipos: emulsiones directas e inversas, las directas son aquellas
en las que la fase dispersa es una sustancia lipofílica (aceite) y la fase continua es
hidrofílica (agua), se denominan (O/W), por el contrario las inversas son las que la
fase dispersa es una substancia hidrofílica y la fase continua es lipofílica, se
denominan (W/O), en la Fig. 10 se observa la configuración de un sistema de emulsión
simple. (Mantilla, 2014)
23
Figura 10. Emulsiones simples: Inversa (izq.); Directa(der.)
Fuente: Fundamentos de las emulsiones agua- aceite crudo y su aplicación en la industria
petrolera, Enriquez, 2016
b) Emulsiones múltiples
Las emulsiones múltiples o complejas pueden ocurrir de la misma manera que las
simples, este tipo de emulsiones se caracterizan debido a que en su fase dispersa
contienen gotas de líquido inmiscible en conjunto con las gotas que las contiene, por
lo general pueden ser igual o miscible con la fase continua, en la Fig. 11 se observa un
ejemplo de emulsiones múltiples. (Enríquez, 2016)
Figura 11. Emulsiones múltiples
Fuente: Fundamentos de las emulsiones agua- aceite crudo y su aplicación en la industria
petrolera, Enríquez, 2016
24
Estabilidad eléctrica
El método más utilizado en la industria petrolera para determinar la estabilidad de
las emulsiones es la prueba de la estabilidad eléctrica. Este método consiste en la
aplicación de un voltaje sinusoidal a través de un par de placas paralelas que son
sumergidas en el fluido de perforación hasta alcanzar el umbral. (Aranberri et al.,
2006)
Altos valores indican una emulsión más fuerte y un fluido más estable, el aceite y
los fluidos sintéticos no conducen la electricidad, cuanto más fuerte sea la emulsión
más alto será el voltaje requerido para romper la emulsión, completando el circuito
eléctrico para conducir la electricidad, la unidad de medida para registrar la estabilidad
eléctrica es el voltio. (Instituto Americano del Petróleo, 2001)
Salinidad
En un fluido de emulsión inversa por lo general para aumentar la salinidad de la
fase de agua emulsionada se agrega cloruro de calcio, su fin principal es lograr la
inhibición de las lutitas y los sólidos reactivos. La concentración puede ser ajustada
agregando cloruro de calcio en polvo en vez de forma de escamas, esto debido a que
las partículas escamosas más grandes no se disuelven fácilmente en lodos base aceite
y sintéticos. (Ibid)
Contenido de solidos
Aunque los sólidos perforados no se hidraten en los lodos base aceite y sintético
como lo hacen en los lodos base agua, el control de sólidos es crítico en estos lodos.
Un alto contenido de sólidos perforados aumenta la viscosidad plástica, los sólidos
perforados deben ser tratados con agentes humectantes para evitar que desestabilicen
la emulsión. La cantidad excesiva de sólidos en los lodos base aceite y sintético no
sólo reduce el rendimiento hidráulico, sino que también puede reducir la estabilidad
de la emulsión.(Instituto Americano del Petróleo, 2001)
25
2.4.3 Clasificación de los fluidos de perforación.
En diversas investigaciones se encuentra variedad de lodos de perforación que
satisface las necesidades de la operación donde se vaya a utilizar, a continuación, en
la Fig. 12 se presenta un esquema donde se detalla una clasificación general de acuerdo
con su fase continua o base según sea el caso.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Base Agua
Base Aceite
Sintéticos
Neumáticos
Disperso
No Disperso
Polímeros
Diésel
Aceite Mineral
Gas
Vapor
Espuma
Gasificado
Oleofinas
Ésteres
Figura 12. Clasificación de fluidos de perforación
Fuente: García, 2008
a) Lodos base agua
Fluidos cuya fase continua es el agua, pueden ser dispersos y no dispersos, los
dispersos contienen adelgazantes químicos y los no dispersos no. Generalmente los
fluidos base agua son los más utilizados debido a su costo menor de operación.
b) Lodo base aceite
Fluidos cuya fase continua es un aceite como el diésel o aceite mineral, se utiliza
en casos donde se requiere una alta estabilidad del fluido, en pozos de alta temperatura,
gradientes de presión bajos y en pozos con formaciones desestabilizadas.(García,
2008)
26
Estos fluidos son altamente tolerantes a los contaminantes debido a la baja
interacción entre el aceite y la formación, además ofrecen máxima lubricidad
reduciendo el torque y arrastre, protección contra la corrosión, sus productos son
estables térmicamente y resistentes a las bacterias. (Ibid)
c) Lodos sintéticos
Según (García, 2008) ‘’los fluidos de perforación sintéticos han sido diseñados
para lograr un desempeño similar a los lodos base aceite, los más utilizados son esteres,
éteres y olefinas isomerizadas, su utilización se ha enfocado en operaciones costa
afuera.’’(p.37)
d) Fluidos neumáticos
Utilizados en zonas en las que se presenta altas perdidas de circulación o zonas en
las que se requiere una técnica de perforación bajo balance. Bajo estas condiciones es
necesario la utilización de fluidos que tengan baja densidad y propiedades controladas
como es el caso de fluidos constituidos por aire, neblina o espuma. (Ibid, p.38)
2.5 Comportamiento de fase de los sistemas surfactante-agua -aceite
Los sistemas de fase trifásicos se utilizan en numerosas aplicaciones, una de ellas
la industria del petróleo, en muchos casos es de gran importancia determinar el
comportamiento de fase del sistema considerado. (Salager & Anton, 1991)
Para un sistema dado de componentes, el comportamiento del fluido depende de la
composición, es decir de la proporción de los diferentes componentes del sistema. Se
deberá entonces representar el comportamiento de fases en función de la composición
del sistema, en general sobre un diagrama ternario o cuaternario dependiendo el caso.
(Ibid)
27
2.5.1 Diagrama ternario
Un diagrama ternario es la representación gráfica del comportamiento de una
propiedad característica con relación a la composición de un sistema trifásico o
multicomponente, generalmente a presión y temperatura constantes. La representación
ternaria se basa en un triángulo equilátero, cada vértice A, B o C de la Fig.13 es un
componente puro; en algunos casos puede indicar la relación constante de dos
componentes. La escala que recorre cada uno de los lados del triángulo señala la
fracción porcentual entre los componentes del sistema binario
correspondiente.(Novelo & Gracia, 2018)
Los vértices A, B y C indican el 100 % de cada componente, la trayectoria A→B
indica que la proporción del componente A disminuye mientras que la de B aumenta.
De forma análoga, la trayectoria B→C muestra que la sustancia B disminuye y C
aumenta, la trayectoria C→A indica un aumento del componente A o la disminución
del componente C. (Ibid)
Figura 13. Diagrama ternario
Fuente: Trayectorias en Diagramas Ternarios, Novelo & Gracia, 2018
28
2.6 Técnicas de perforación en zonas de bajo balance
La perforación en zonas depletadas con técnicas convencionales representan un
gran reto debido a que puede ocurrir problemas asociados a perdidas de circulación,
pegas por presión diferencial, empaquetamientos, etc., lo que conlleva a consecuencias
posteriores, es por esto por lo que la tecnología de perforación bajo balance ha surgido
como una de las alternativas para trabajar con un fluido especial en zonas vulnerables
tratando de minimizar el daño a las formaciones.(Anónimo, 2016)
La perforación bajo balance es definida como la operación de perforación donde
la presión hidrostática del fluido es intencionalmente diseñada para ser menor que la
presión del yacimiento que está siendo perforado. La presión hidrostática del fluido de
perforación puede ser por sí sola menor que la presión de la formación, o puede ser
inducida por medio de la inyección de aire, gas natural o nitrógeno dentro de la fase
líquida del fluido de perforación, en la Fig. 14 se observa el principio de perforación
bajo balance y sobre balance.(Nas, 2016)
Para efectos prácticos la condición bajo balance resultará en un flujo desde una o
más zonas hacia el pozo, si comparamos con la perforación convencional, se puede
establecer que un influjo de fluidos de formación hacia el pozo debe ser controlado
para evitar problemas de control de pozo. (Ibid, p.5)
Figura 14. Perforación bajo balance(izq.), perforación convencional (der.)
Fuente: Introducción a la Perforación Bajo Balance, Nas, 2016
29
2.7 Requisitos de presión de fondo del pozo
En la perforación convencional se selecciona un peso de lodo que proporcione una
presión hidrostática de 200 a 1000 psi por encima de la presión del yacimiento,
mientras que en la perforación bajo balance se selecciona un fluido que proporcione
una presión hidrostática de 200 psi por debajo de la presión inicial del yacimiento.
(Ibid, p.9)
Esto es un punto de partida para la selección del sistema de fluido, en el estudio
de viabilidad, esto será más detallado dependiendo del influjo esperado del yacimiento
con una caída de presión de 200 psi, mediante la Fig. 15 se representa un esquema de
manejo de presión. (Ibid)
Figura 15. Esquema de manejo de presión
Fuente: Introducción a la Perforación Bajo Balance, Nas, 2016
30
2.8 Sistemas de fluidos de perforación
La correcta selección del sistema de fluido es de vital importancia para obtener un
resultado exitoso en una operación en zonas depletadas, en la Fig.16 se puede observar
los diferentes sistemas de fluidos que se puede utilizar en función de la densidad, esto
depende de la zona y el tipo de operación que requiera la operación.
Figura 16. Esquema de selección de fluido
Fuente: Introducción a la Perforación Bajo Balance, Nas, 2016
2.8.1 Sistemas de fluidos aireados o gasificados
Al hablar de sistemas aireados se refiere a un fluido de perforación compresible,
estos sistemas pueden ser agua o diésel inyectados o remplazados por gases altamente
compresibles los cuales pueden realizar las mismas funciones de un fluido
convencional de perforación, con capacidades especiales para lubricar y limpiar el
pozo de forma eficiente. Estos sistemas incluyen espuma, niebla, aire o gas seco.
a) Perforación con espuma
El sistema espuma se logra inyectando una mayor cantidad de líquido y un agente
espumante o surfactante. Se trata de un fluido de perforación particularmente bueno
con una capacidad de carga alta y una baja densidad, puede llegar a tener una capacidad
31
de acarreo de cortes muy alta por su elevada viscosidad lo que permite tener columnas
hidrostáticas reducidas en el pozo.(Nas, 2016)
b) Perforación con niebla
La adición de una pequeña cantidad de líquido formará un sistema de niebla. El
líquido añadido al ambiente de gas se dispersará en gotas finas y formará un sistema
de perforación con niebla. En general esta técnica se utiliza en áreas donde existe algún
influjo de agua. (Ibid)
c) Perforación con gas seco
Son básicamente sistemas de gas, por lo general fue un sistema pionero en
operaciones de perforación bajo balance, este sistema no es recomendable en
yacimientos de hidrocarburos debido a que una combinación de compuestos como
oxígeno y gas natural pueden llegar a originar una mezcla explosiva.
d) Sistemas gasificados
Si un sistema de espuma es demasiado ligero para el pozo, se puede utilizar un
sistema gasificado. En esta técnica de perforación, la principal función de la
circulación del aire es levantar los recortes desde donde fueron generados en el fondo
del agujero y acarrearlos hasta la superficie, con la finalidad de prevenir daños a la
sarta o atrapamientos por su acumulación en la herramienta.
Su principio físico se basa en que el flujo de aire ejerce una fuerza de arrastre en
cada corte en particular que es opuesta a la gravedad. Si la fuerza de arrastre es mayor
que la fuerza gravitacional, los recortes ascenderán en el espacio anular y se eliminarán
en la superficie. Los recortes removidos en la superficie en las operaciones de
perforación con aire son regularmente muy finos al grado de pulverizarlos.
32
2.9 Daño de formación
El daño de formación describe a la región cercana al pozo que posee propiedades
hidráulicas (especialmente permeabilidad) diferentes a la del reservorio. Durante las
operaciones de perforación existen varias fuentes de daño que puede afectar la vida
productiva del pozo. La presión del lodo debe mantenerse por encima de la presión del
fluido en los poros de la formación, generando un diferencial que generalmente oscila
entre 500 a 2000 psi. (Benítez, 2017)
El tiempo de exposición, la migración de sólidos y la formación de emulsiones o
generación de precipitados son las causas más comunes que pueden generar un daño
en la cara del pozo. La interacción roca fluidos, es crítica considerando que, por lo
general las formaciones tienen contenido de arcillas hinchables, susceptibles de
migración e hidratables. A continuación, se detalla los principales causantes de daño a
la formación.
2.9.1 Invasión de filtrado por tiempo de exposición.
La presión diferencial, la calidad del fluido, el uso de lubricantes y surfactantes y
un sello inadecuado pueden generar daño por invasión, principalmente en tiempos de
exposición prolongados, superiores a las 48 hr. (Islas, 1991)
Con registros eléctricos se puede evidenciar este efecto de invasión y el espesor
del revoque también es un indicativo de un efecto de la invasión del filtrado en el
reservorio. La zona de transición se presenta inicialmente muy cerca de la pared del
pozo, pero de manera gradual y en función del tiempo se aleja de ella. (Ibid, p.14)
33
Figura 17. Esquema de radio de invasión
Fuente: Guía de diseño para estimulación de Pozos, Pemex,2018
Las partículas migrando a través de los poros o precipitados producidos por
cambios físicos o químicos en el estado inicial del reservorio, genera una zona de
permeabilidad alterada, en la Fig. 17 se observa un esquema del radio de invasión en
la cara de la formación.
2.9.2 Invasión de sólidos de perforación
Las partículas materiales contenidas en los fluidos de perforación son una causa
potencial de daño principalmente si la distribución de tamaño de partículas no fue
adecuadamente seleccionada para cada zona permeable. En la perforación en zonas
donde se atraviesa varias areniscas con permeabilidades diferentes, razón por la cual
el sello no será efectivo para todos los reservorios. (Ibid, p.15)
Adicionalmente la incorporación de arcillas, finos, agentes densificantes y
viscosificantes tienen potencial para migrar especialmente en zonas de alta
permeabilidad y baja presión. El efecto de la migración son bloqueos en las gargantas
porales, convencionalmente este tipo de daño se localiza en pocos centímetros dentro
34
de la formación, pero la magnitud del skin puede llegar a ser del 90% de reducción de
permeabilidad. (Ibid)
2.9.3 Migración e hinchamiento de arcillas
Las arcillas presentes en la formación dependiendo de su composición son
sensibles a migración o hinchamiento. El bloqueo de las gargantas porales y la
reducción de la permeabilidad son la consecuencia de un inadecuado control de
inhibición e intercambio catiónico. El equilibrio químico de las arcillas puede ser
alterado por cambios en la salinidad de la fase acuosa, cambios de pH e interacción
con el fluido de completación. (Ibid, p.16)
2.9.4 Formación de emulsiones
Las emulsiones se forman por incompatibilidad entre los fluidos presentes en el
reservorio, por cambio en la tensión superficial que genera emulsiones. Las micelas
formadas se comportan como sólidos taponando las gargantas porales. Este daño es
difícil de remover debido a las altas presiones capilares que se generan, hacen que deba
ser tratado por métodos físico - químicos. La prevención de emulsiones es un método
más efectivo que ahorra costos de remediación. (Ibid, p.16)
2.9.5 Formación de precipitados
La precipitación de sales, parafinas o asfaltenos se producen como consecuencia
de cambios de presión o temperatura y alteraciones en el pH del reservorio o fluidos
que ingresan durante la perforación o completación de un pozo. Durante la producción
de los reservorios la presión de formación se reduce continuamente, esta declinación
puede generar cambios en la presión que promueven la formación de incrustaciones.
(Ibid, p.17)
La concentración de las sales, las bacterias y otras alteraciones del agua de
formación generan taponamientos que reducen considerablemente la permeabilidad en
la cara del pozo. Los crudos parafínicos por cambios en la temperatura y presión que
35
se generan principalmente en la cara del pozo (punzados) y en el Intake de las bombas
generan acumulación de parafinas, solubles únicamente con tratamientos solventes o
temperatura. (Ibid)
2.10 Análisis cuantitativo del daño de formación y radio de invasión.
El daño de formación se calcula mediante una variable designada “S”, la cual se
denomina comúnmente daño. El daño puede afectar solo a una zona en las
inmediaciones del pozo, que no está muy bien definida, en la cual la permeabilidad se
ve afectada. El daño de la formación se puede determinar mediante el análisis de
pruebas de presión o mediante ensayos, pero de no tener los datos precisos puede ser
estimado partiendo de la ecuación de Darcy obteniendo una relación de
permeabilidades, radio de invasión y radio del pozo.
S = (𝐾
𝑘𝑠𝑘𝑖𝑛− 1)*ln(
𝑟𝑠𝑘𝑖𝑛
𝑟𝑤)
Donde:
K= Permeabilidad de la formación
Kskin=Permeabilidad afectada por el daño
rskin= Radio de invasión
rw=Radio del pozo
Otro de las variables importantes para tener en cuenta es el radio de invasión ya
que analiza la zona producto de la invasión de fluido filtrado en la formación, su
ecuación está implícita en la del daño de formación por lo cual mediante un análisis
de pruebas de presión se puede determinar el daño de formación y las demás variables
para poder calcular el radio de invasión.
𝑟𝑠𝑘𝑖𝑛 = 𝑟𝑤 ∗ 𝑒𝑆
(𝑘/𝑘𝑠𝑘𝑖𝑛)−1
36
CAPÍTULO III: METODOLOGÍA
3.1 Tipo de estudio
El presente estudio técnico es de tipo descriptivo y de análisis cuantitativo
experimental debido a que se realizó pruebas y análisis en el laboratorio de CPVEN
para obtener la formulación de un fluido base sintético aireado que cumpla con los
estándares API y los de la industria local.
3.2 Universo y muestra
El universo está conformado por las diferentes mezclas y los diversos fluidos para
bajo balance de los cuales se seleccionará el fluido sintético aireado.
La muestra del presente estudio incluye la selección de las combinaciones posibles de
la formulación del fluido sintético aireado que cumplan con las propiedades
establecidas para la aplicación en zonas de bajo balance.
3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos
Se utilizó para la recopilación de información manuales técnicos, guías de
procedimientos, fuentes académicas, además los datos se recopilaron mediante tablas
de datos en Microsoft Excel.
3.4 Procesamiento y análisis de la información
Con la adquisición de datos e información técnica y bibliográfica de fluidos base
sintéticos aireados se procederá a evaluar la formulación del fluido mediante las
propiedades obtenidas para considerar su comportamiento en la Cuenca Oriente
Ecuatoriana según su objetivo planteado.
37
3.5 Ensayos de laboratorio
Para obtener los datos y análisis de laboratorio se estableció el siguiente
procedimiento:
1. Seleccionar e identificar los materiales y productos químicos a utilizar durante la
experimentación.
2. Identificar cuatro tipos diferentes de surfactantes, denominados con las letras A, B,
C, D, su selección dependerá del rendimiento que presenten durante la
experimentación.
3. Realizar diferentes formulaciones para la elaboración del fluido aireado.
4. Realizar ensayos previos con una relación diésel-agua de 80/20 y 70/30 debido a que
son las relaciones diésel – agua que más se maneja en campo.
5. Elaborar el fluido con un volumen de 350 ml, , esta cantidad de volumen seleccionada
representa a un barril equivalente el cual comúnmente se utiliza para ensayos de
laboratorio.
6. Realizar pruebas basadas en procedimientos de la norma API 13 B-2 a cada una de
las formulaciones finales diseñadas.
7. Tabular los resultados obtenidos, incluir comentarios observados durante cada
experimentación realizada con las diferentes formulaciones.
8. Analizar los resultados de las formulaciones y seleccionar la formulación que se
acople a los requerimientos planteados para un fluido sintético aireado.
9. Realizar las formulaciones que sean necesarias con el surfactante o emulsificante
seleccionado, con la relación diésel-agua que mejor se acople al sistema para
determinar una formulación ideal.
10. Tabular y analizar los resultados obtenidos.
38
Figura 18. Flujograma de trabajo
39
CAPÍTULO IV: DESARROLLO
4.1 Elaboración del fluido aireado
En base a recopilación técnica y bibliográfica de fluidos sintéticos aireados se
seleccionó varias formulaciones iniciales con la disponibilidad de los equipos y
productos en el laboratorio de CPVEN, previo a realizar las respectivas pruebas
experimentales.
4.1.1 Productos químicos y concentraciones
Como base principal para la elaboración de un fluido sintético aireado se utilizó
diésel y se realizó pruebas con aceite mineral, además se consideró otros componentes
como: agua, un agente densificante (Bentonita), agente viscosificante (Goma Xántica),
controlador de filtrado (almidón) y agentes tensoactivos, los componentes del fluido
sintético aireado se observan en la Tabla 1.
Tabla 1: Componentes del fluido sintético aireado
N° Productos Rango de
concentración
1 Diésel 70 % - 80 % V/V
2 Agua 30 % - 20 % V/V
3 Aceite Mineral 70 %-80 % V/V
4 Bentonita 2 ppb
5 Almidón 1 ppb -4 ppb
6 Goma Xántica 0.5 ppb -3 ppb
7 Surfactante 7 Und - 10.5 Und
40
El volumen seleccionado para la elaboración del fluido corresponde a 350 ml (un
barril equivalente), de manera que los componentes del fluido base esté en unidades
de laboratorio, a continuación, en la Tabla 2 se representa los componentes del fluido
aireado en un barril de laboratorio.
Tabla 2: Componentes del fluido sintético aireado representados en un barril de laboratorio
N° Productos Rango de
concentración
1 Diésel 70 % - 80 % V/V
2 Agua 30 % - 20 % V/V
3 Aceite Mineral 70 %-80 % V/V
4 Bentonita 2 gr
5 Almidón 1 gr - 4 gr
6 Goma Xántica 0.5 gr -3 gr
7 Surfactante 7 Und - 10.5 Und
4.1.2 Proceso de formulación y preparación del fluido
Las buenas prácticas utilizadas en el laboratorio son en base a hojas técnicas y
procedimientos establecidos por la empresa CPVEN, los equipos del laboratorio
cuentan con certificados de calibración y aprobación para su respectiva utilización.
Para todos los ensayos en la elaboración del fluido sintético aireado se realizó el
siguiente protocolo:
1. Registrar los volúmenes y pesos establecidos en la formulación de cada uno de
los componentes del fluido.
2. Pesar con la ayuda de una balanza analítica los compuestos sólidos como:
bentonita, almidón, goma xántica.
3. Medir el volumen de agua y diésel, utilizar probetas graduadas, la cantidad de
surfactante utilizado dependió del porcentaje requerido en la formulación, en la
41
Fig.19 se observan los componentes y equipos utilizados para la elaboración del
fluido sintético aireado.
Figura 19. Componentes y equipos para elaboración de fluido sintético aireado
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
Para las formulaciones se utilizar cuatro tipos de surfactantes de diferente
naturaleza para determinar su rendimiento y funcionalidad para el fluido sintético
aireado, determinar mediante pruebas el que mejor propiedades y compatibilidad
tenga.
En la Tabla 3 se detalla los productos utilizados denominados con una
codificación especial para proteger información de CPVEN e identificarlos en los
diversos ensayos.
Tabla 3: Descripción de productos utilizados
N° Producto/Naturaleza Codificación
Utilizada
1 Surfactante no iónico Surfactante A
2 Complejo de Amina Surfactante B
3 Agente Emulsificante 1 Surfactante C
4 Agente Emulsificante 2 Surfactante D
42
Figura 20. Productos Utilizados durante la experimentación
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
Una vez pesado y medidos los diferentes compuestos a utilizar en las formulaciones
el protocolo continúa;
4. Añadir paulatinamente en un recipiente de metal los componentes, el cual se
enlaza al mezclador Chandler que se observa en la Fig. 21, seguir un orden
específico y cuidado especial para añadirlos debido a que puede ocurrir pérdidas
o formación de grumos durante la mezcla.
Figura 21. Mezclador chandler
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
43
5. Agregar agua y el surfactante seleccionado en el mezclador según las cantidades
programadas en las formulaciones para iniciar la agitación, el tiempo estimado de
agregado fue durante 5 minutos con 2000 Rpm, es indispensable no utilizar
antiespumante, al finalizar se reportó el comportamiento de la mezcla, en la Fig.
22 se observa la mezcla de agua y el surfactante.
Figura 22. Mezcla de agua y surfactante
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
6. Añadir lentamente almidón como controlador de filtrado una vez generada la
mezcla entre agua y el surfactante seleccionado, agregar lentamente, es importante
observar que todo el producto se mezcle correctamente debido que puede ocurrir
formación de grumos de almidón comúnmente denominados ojos de pescado si
no existe una correcta agitación.
7. Agregar el diésel con velocidad de agitación moderada entre 4000 y 8000 Rpm
rápidamente, el tiempo de agregado puede variar entre 30 seg- 1 min. Como
acotación importante observar que la mezcla no pierda propiedades y mantenga
una forma homogénea, en la Fig. 23 se observa la mezcla de agua, surfactante,
controlador de filtrado y diésel durante la agitación.
44
Figura 23. Mezcla de agua, surfactante, controlador de filtrado y diésel
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
8. Finalizar agregando un agente viscosificante (goma xántica), la cantidad
dependerá de la formulación seleccionada y de las diferentes pruebas que se
realice, se agitó a máxima velocidad por 10 min a 20 min. El fluido aireado
almacenar en un vaso de precipitación y reportar la apariencia al finalizar la
mezcla, en la Fig. 24 se observa el fluido sintético aireado recolectado al finalizar
la mezcla.
Figura 24. Fluido sintético aireado
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
45
4.2 Pruebas físicas
De la misma manera fue indispensable seguir un protocolo para realizar las
diferentes pruebas físicas del fluido sintético aireado.
4.2.1 Medición de densidad
1. Determinar la densidad del fluido, para esta medición utilizar dos diferentes tipos
de balanzas: la balanza de lodos convencional y la presurizada como se observa
en la Fig. 25 , se decidió utilizar las dos para verificar si existe una variación
significativa, la balanza presurizada fue de gran ayuda ya que se pudo eliminar el
efecto de burbujas de gas atrapado en el fluido y así obtener una medida más
exacta en comparación con la balanza convencional.
Figura 25. Medición de densidad con balanza presurizada (izq) y balanza convencional(der)
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
4.2.2 Estabilidad eléctrica
2. Medir la estabilidad de la emulsión del fluido sintético aireado utilizando un
equipo de estabilidad eléctrica OFITE , en la Fig. 26 se observa el equipo para
determinar la estabilidad eléctrica del fluido aplicando una señal sinusoidal con
presión de voltaje en rampa a través de un par de electrones de placa plana
paralelos que están inmersos en el fluido.
46
Figura 26. Medición de estabilidad eléctrica del fluido sintético aireado
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
4.2.3 Reología
3. Utilizar un viscosímetro rotativo de lectura directa como se observa en la Fig. 27
para la medición de reología, mediante este equipo se obtuvo valores de viscosidad
plástica y punto cedente a partir de diferentes lecturas a 600 Rpm, 300 Rpm, 200
Rpm y 100 Rpm, el procedimiento del equipo se detalla en el (Anexo 4).
Figura 27 Medición de viscosidad a un fluido sintético aireado mediante un viscosímetro rotativo
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
47
Viscosímetro OFITE 900
4. Medir reología utilizando el viscosímetro OFITE 900 a los fluidos que presenten
alta viscosidad, fue necesaria la inclusión del equipo que se observa en la Fig. 28,
este equipo fue de gran ayuda debido a que tiene un mayor rango de lectura y la
velocidad de corte es mayor, además es un dispositivo completamente
automatizado.
Figura 28. Viscosímetro rotativo OFITE 900
4.2.4 Filtración HP-HT
5. Realizar la prueba de filtrado High pressure – High temperature (HP-HT) para
determinar el filtrado del fluido, la prueba se realizó en base a especificaciones de
la norma API 13B-2, considerar realizarlo con las respectivas normas de seguridad
debido a que se trabajó con valores elevados de presión. Las pruebas se realizaron
a 100°F, 100 Psi y 200 °F, 500 Psi respectivamente. En la Fig. 29 se observa el
montaje del equipo de filtrado (HP-HT)
48
Figura 29. Prueba de Filtrado HP-HT a un fluido sintético aireado
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
4.2.5 Horno de rolado
Es muy importante determinar el efecto de la temperatura sobre un fluido de
perforación, el horno de rolado permite determinar los efectos térmicos que
experimenta un fluido cuando se encuentra circulando en el pozo durante una
operación.
6. Colocar una cantidad de fluido previamente medida en unas celdas especiales de
acero inoxidable, mediante un manifold de presión introducir 100 Psi y sellar
herméticamente.
7. Ingresar las celdas en el horno de rolado como se observa en la Fig.30 previo a
realizar la prueba de envejecimiento del fluido.
8. Programar la prueba a 150 °F durante 16 horas al horno de roldado para realizar
el envejecimiento del fluido dentro del contenedor presurizado.
49
Figura 30. Prueba con horno de rolado
Fuente: Laboratorio de Fluidos de Perforación y Cementación – CPVEN-2019
9. Abrir el horno luego del tiempo transcurrido, dejar enfriar durante 1 hora, es
importante despresurizar la celda en frío para no tener pérdidas de volumen,
recolectar el fluido y registrar el volumen luego de rolar, además evaluar reología
y densidad, es necesario anotar observaciones luego del envejecimiento.
Todo este procedimiento se realizó para las formulaciones con una relación
diésel/agua de 80/20 y 70/30 con los cuatro productos, se descartó aquellos que no
cumplen con el objetivo planteado y se seleccionó la formulación final en base a los
diferentes pruebas y ensayos realizados.
4.3 Balance de masas
Para poder hacer una comparación de las concentraciones a emplear en la
formulación del fluido aireado fue necesario realizar varios cálculos incluyendo la
concentración de los componentes agua-diésel-aire en función de la densidad
requerida.
50
Partiendo del balance de masa de un volumen teórico de fluido a preparar, se
despejó una ecuación resultante, donde se obtendrá el volumen de uno de los
componentes en función del volumen final del fluido y las densidades, tanto de la
mezcla como de los componentes, a continuación, se realiza la resolución de
ecuaciones.
mf = mw + mo + ma (1)
Vf *ρf = Vw* ρw+ Vo* ρo + Va* ρa
Vf = Vw + Vo + Va (2)
𝑉𝑜
𝑉𝑤 = (
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) (3)
Donde:
mf = Masa del fluido sintético aireado
mw = Masa del agua
mo = Masa del diésel
ma = Masa del aire
Vf = Volumen fluido sintético aireado
Vw= Volumen del agua
Vo= Volumen del diésel
Va= Volumen del aire
ρf = Densidad fluido sintético aireado
ρw = Densidad de agua
ρo = Densidad del diésel
ρa = Densidad del aire
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙 = Relación agua- diésel
51
Despeje de ecuaciones:
(A) Vw = Vo*(%𝑾
%𝑶𝒊𝒍)
Reemplazo de ecuación A en ecuación 2:
Vf = Vo* (%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) + Vo + Va
Vf = Vo*(%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+ 1)+ Va
(B) Vo = 𝑽𝒇−𝑽𝒂
(%𝑾
%𝑶𝒊𝒍+𝟏)
Desarrollo de Ecuación Resultante:
mf = mw + mo + ma
Vf *ρf = Vw* ρw + Vo* ρo + Va*ρa
Vf *ρf = [𝑉𝑓−𝑉𝑎
(%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+1)
∗ (%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw + Vo ∗ ρo + Va ∗ ρa]
Vf *ρf = [((𝑉𝑓−𝑉𝑎
(%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+1)
) ∗ (%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw) +
𝑉𝑓−𝑉𝑎
(%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+1)
∗ ρo + Va ∗ ρa]
Vf *ρf = [((𝑉𝑓−𝑉𝑎
(%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+1)
) ∗ ((%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw + ρo)) + Va ∗ ρa]
Vf*ρf *(%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+ 1)= (𝑉𝑓 − 𝑉𝑎)* ((
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw + ρo)+ Va ∗ ρa*(
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+ 1)
Vf*ρf *(%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+ 1)= Vf*((
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw + ρo) − 𝑉𝑎 ∗ ((
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw + ρo) + Va ∗ ρa*(
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+ 1)
Vf*ρf *(%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+ 1) - Vf*((
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw + ρo)= Va ∗ ρa*(
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+ 1) −𝑉𝑎 ∗ ((
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw + ρo)
Vf (ρf ∗ (%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+ 1) − ((
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw + ρo)) = Va (ρa ∗ (
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙+ 1) − ((
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw + ρo))
Vf[ρf ∗ (%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) + ρf − (
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw − ρo ] = Va [ρa ∗ (
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) + ρa − (
%𝑊
%𝑂𝑖𝑙) ∗ ρw − ρo ]
52
(C) Va = 𝑽𝒇[𝛒𝐟− 𝛒𝐨+(
%𝑾
%𝑶𝒊𝒍)∗(𝛒𝐟− 𝛒𝐰) ]
[𝛒𝐚− 𝛒𝐨+(%𝑾
%𝑶𝒊𝒍)∗(𝛒𝐚− 𝛒𝐰) ]
Una vez despejadas las ecuaciones A, B, C se puede calcular directamente los
volúmenes requeridos para cada caso. Al no poder medir directamente la cantidad de
aire a utilizar en el fluido se construye una gráfica para determinar de una manera
sencilla la concentración del aire necesario para alcanzar una densidad determinada,
en la Fig. 31 se representa la densidad del fluido en función del porcentaje de aire
requerido.
(A) Vw = Vo*(%𝑾
%𝑶𝒊𝒍)
(B) Vo = 𝑽𝒇−𝑽𝒂
(%𝑾
%𝑶𝒊𝒍+𝟏)
(C) Va = 𝑽𝒇[𝛒𝐟− 𝛒𝐨+(
%𝑾
%𝑶𝒊𝒍)∗(𝛒𝐟− 𝛒𝐰) ]
[𝛒𝐚− 𝛒𝐨+(%𝑾
%𝑶𝒊𝒍)∗(𝛒𝐚− 𝛒𝐰) ]
Figura 31. Densidad fluido vs % aire requerido
6
6,2
6,4
6,6
6,8
7
7,2
7,4
0 5 10 15 20 25
Pf
(lb/g
al)
% Aire
% Aire requerido
OWR 80/20
OWR 70/30
OWR 60/40
53
4.4 Pruebas piloto
Previo a iniciar los ensayos se recibió una inducción dirigida por el jefe de
laboratorio respecto a las normas de seguridad y la utilización de los equipos, fue
indispensable el uso permanente de equipos de protección personal (EPP) en el interior
del laboratorio.
Se realizó una prueba piloto con dos formulaciones iniciales utilizando el
surfactante ‘‘A’’, en este caso se utilizó un mezclador portátil para la experimentación,
en la Tabla 4 se observa los componentes de la formulación inicial.
Tabla 4. Formulación inicial
FO
RM
UL
AC
IÓN
RELACIÓN DIÉSEL - AGUA 80/20
PRODUCTO SURFACTANTE
¨A¨
Nro. de Prueba 1 2
Diésel (%) 80 80
Agua (%) 20 20
Bentonita (gr) - -
Almidón (gr) - -
Cal (gr) 2 -
Surfactante (Und) 7 7
En la formulación 1 al agregar los componentes en el mezclador portátil se puede
observar en la Fig. 32 que el surfactante no es el adecuado para el sistema, la emulsión
es inestable, separándose instantáneamente luego de suspender la agitación, la cal se
acumula en el fondo del recipiente de muestra sin causar efecto alguno en el fluido.
54
Figura 32. Formulación 1
En lo que respecta a la formulación 2 se omitió añadir cal debido a que no se
obtuvo resultados satisfactorios en la formulación anterior, la mezcla del surfactante y
agua no forma una espuma estable, esto denota un rendimiento no tan efectivo por
parte del surfactante, al añadir diésel en la mezcla se observa en la Fig. 33 que afecta
las propiedades del fluido, además disminuye notablemente el volumen total del
fluido. Los resultados obtenidos de las dos experiencias realizadas se presentan en la
Tabla 5.
Figura 33. Formulación 2
55
Tabla 5. Resultados prueba piloto con surfactante ¨A¨ F
OR
MU
LA
CIÓ
N
RELACIÓN DIÉSEL - AGUA 80/20
PRODUCTO SURFACTANTE ¨A¨
Nro. de Prueba 1 2
Diésel (%) 80 80
Agua (%) 20 20
Bentonita (gr) - -
Almidón (gr) - -
Cal (gr) 2 -
Surfactante (Und) 7 7
PR
OP
IED
AD
ES
EE (Agua + Surfactante) (V) 3 3
EE (Formulación Final ) (V) 3 7
Densidad (lb/gal) 6.7 6.9
Observaciones
Al añadir los
productos, se
observó que las
fases se separan
totalmente, cal se
deposita en fondo,
no se produce una
mezcla efectiva.
Se evidencia una
mezcla no tan
efectiva entre
surfactante y agua,
espuma no efectiva,
se observa
viscosidad del
fluido moderada.
Las pruebas piloto realizadas fueron de gran ayuda para tener un panorama claro
de los procedimientos a realizar con los siguientes ensayos, el mezclador portátil no
aportó para una eficiencia efectiva al realizar la mezcla de los elementos, en las demás
experiencias se utilizará el mezclador Chandler debido a que ofrece un amplio rango
de velocidad para la mezcla.
56
En las dos formulaciones no se utilizó agentes viscosificantes y controlador de
filtrado para observar el comportamiento del fluido sin los mismos. La densidad del
fluido está por encima de la propuesta, esto es un indicador clave para ajustar y mejorar
la formulación del fluido sintético aireado.
4.5 Formulaciones de fluido sintético aireado con relación diésel-agua 80/20
Se ideó cuatro pruebas utilizando los diferentes surfactantes, las cantidades a
utilizar fueron seleccionadas previamente como se observa en la Tabla 6 mediante
cálculos para analizar el comportamiento de cada uno de los fluidos.
Tabla 6. Surfactantes relación diésel-Agua 80/20
FO
RM
UL
AC
IÓN
PRODUCTO
Relación Diésel - Agua 80/20
Surfactante
¨A¨ ¨B¨ ¨C¨ ¨D¨
Nro. de Prueba 3 4 5 6
Diésel (%) 80 80 80 80
Agua (%) 20 20 20 20
Bentonita (gr) 2 2 2 2
Almidón (gr) 5 5 5 5
Surfactante (Und) 7 7 7 7
4.5.1 Surfactante ¨A¨
El resultado de la formulación 3 generó varios inconvenientes, transcurrido 5
minutos de la mezcla de agua y surfactante no formó una espuma estable y consistente
para el fluido, esto denota una vez más que el surfactante ¨A¨ no cumple una función
efectiva, en la Fig. 34 se observa que el fluido logró un aspecto muy viscoso en su
estructura, esto debido a que se agregó bentonita y almidón, al añadir diésel el volumen
disminuye drásticamente en el mixer, luego de 10 minutos no se logró mezclar y
prehidratar el fluido con una velocidad mayor a 5000 Rpm. La densidad que alcanzó
el fluido sintético aireado fue de 6.8 lb/gal.
57
Figura 34. Fluido sintético aireado con surfactante ¨A¨ Relación OWR 80/20
4.5.2 Surfactante ¨B¨
La formulación 4 no fue exitosa, el surfactante utilizado no generó espuma al
interactuar con el agua, al añadir los demás componentes se acumularon en el fondo
del mezclador sin poder interactuar adecuadamente, el diésel actuó como fase
predominante, la Fig. 35 denota que el fluido tiene un color amarillo oscuro intenso, a
simple vista contrasta un aspecto liquido sin viscosidad, la densidad medida del fluido
fue de 6.8 lb/gal.
Figura 35. Fluido sintético aireado con surfactante ¨B¨ Relación OWR 80/20
58
4.5.3 Surfactante ¨C¨
La utilización del surfactante ¨C¨ en la formulación 5 fue aceptable, generó un
fluido con una espuma estable durante la mezcla de agua y surfactante, al añadir el
controlador de filtrado se prehidrató correctamente, de igual manera al agregar
bentonita al sistema el fluido no perdió propiedades.
Finalmente, al añadir diésel afectó drásticamente a la emulsión, en la Fig. 36 se
observa que parte del diésel se dispersó levemente en la superficie, esto indica que no
se obtiene una emulsión estable, la densidad medida fue de 7.2 lb/gal.
Figura 36. Fluido sintético aireado con surfactante ¨C¨ Relación OWR 80/20
59
4.5.4 Surfactante ¨D¨
El volumen de la mezcla entre agua y el surfactante ¨D¨ aumentó
considerablemente, se generó una espuma muy estable y efectiva, al añadir almidón el
fluido se prehidrató correctamente, la bentonita no aportó en el sistema debido a que
el fluido se tornó muy viscoso, hasta el punto de que no se obtuvo una mezcla efectiva
durante el tiempo planeado, aun así, en la Fig. 37 se observó un fluido estable en todas
sus fases, se obtuvo una densidad de 6 lb/gal.
Figura 37. Fluido sintético aireado con surfactante ¨D¨ Relación OWR 80/20
60
Tabla 7. Resultados de pruebas de fluido sintético aireado relación diésel- agua 80/20
¨A
¨ ¨
B¨
¨C¨
¨D
¨
34
56
Dié
sel
(%)
80
80
80
80
Agua
(%)
20
20
20
20
Bento
nita
(gr)
22
22
Alm
idón
(gr)
55
55
Surf
acta
nte
(U
nd)
77
77
EE
(A
gua +
Surf
acta
nte
)(V
)3
23
3
EE
(F
orm
ula
ció
n F
inal )
(V)
35
32
Densid
ad
(lb/g
al)
6.8
6.8
7.2
6
Surf
acta
nte
utilizado n
o
cum
ple
con s
u funció
n,
se a
gre
gó lenta
mente
alm
idón p
rehid
rata
ndo
el fluid
o h
asta
alc
anzar
una m
ezcla
hom
ogénea
y e
sta
ble
. A
l añadir
bento
nita n
o s
e logra
continuar
con la
mezcla
.
No s
e g
enera
nada d
e
espum
a a
l in
icia
r la
mezcla
de a
gua y
surf
acta
nte
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s
pro
ducto
s n
o s
e
mezcla
n e
n s
u
tota
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sel
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talm
ente
en la m
ezcla
.
El fluid
o m
antiene
pro
pie
dades e
sta
ble
s
al in
icio
, al añadir
dié
sel se v
e a
fecta
da la
mezcla
debid
o a
la
separa
ció
n d
e la
em
uls
ión.
La e
muls
ión a
ctú
a m
uy
bie
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e
agre
ga los p
roducto
s
inic
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s, al añadir
bento
nita e
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tem
a
cam
bia
tota
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se logra
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s.
PROPIEDADES
Observ
acio
nes
FORMULACIÓN
PR
OD
UC
TO
Rela
ció
n D
iésel
- A
gua
80/2
0
Surfa
cta
nte
Nro d
e P
rueba
61
4.6 Formulaciones de fluido sintético aireado con relación diésel-agua 70/30
En base a los anteriores ensayos se determinó realizar pruebas con una cantidad
menor de controlador de filtrado, además se incluyó realizar una prueba adicional con
el surfactante que se desempeñó con mejor rendimiento reemplazando bentonita por
goma xántica, en esta fase comprobaremos cómo se comporta el fluido con los
diferentes tipos de surfactantes al trabajar con una cantidad menor de aceite y mayor
agua en el sistema, en la Tabla 8 se detalla los productos utilizados.
Tabla 8. Surfactantes Relación diésel -agua 70/30
FO
RM
UL
AC
IÓN
PRODUCTO
Relación Diésel- Agua 70/30
Surfactante
¨A¨ ¨B¨ ¨C¨ ¨D¨ ¨D1¨
Nro. de Prueba 7 8 9 10 11
Diésel (%) 70 70 70 70 70
Agua (%) 30 30 30 30 30
Bentonita (gr) 2 2 2 2 -
Almidón (gr) 3 3 3 3 3
Goma
Xántica (gr) - - - - 1.2
Surfactante (ml) 7 7 7 7 7
4.6.1 Surfactante ¨A¨
Durante esta experiencia se observa que el surfactante actúa como en las anteriores
pruebas, al iniciar la mezcla y formar la espuma esta no se estabiliza, desaparece
conforme transcurre el tiempo, al añadir los productos sólidos se logra estabilizar la
emulsión, aun así, al añadir diésel disminuye el volumen del fluido, en la Fig. 38 se
observa formación de pequeñas burbujas en la interfase del fluido. La densidad
determinada fue de 7.1 lb/gal.
62
Figura 38. Fluido sintético aireado con Surfactante ¨A¨ Relación OWR 70/30
4.6.2 Surfactante ¨B¨
El surfactante ¨B¨ no cumple con las características para un fluido sintético
aireado, se demostró en los diferentes ensayos que no es compatible con los productos
durante la mezcla, las pruebas no fueron exitosas por lo cual se descarta el surfactante,
en la Fig. 39 se observa el fluido deshidratado e inestable .
Figura 39. Fluido sintético aireado con surfactante ¨B¨ Relación OWR 70/30
63
4.6.3 Surfactante ¨C¨
La cantidad de agua y diésel para esta experiencia se ajustan muy bien durante la
mezcla, la cantidad de almidón prehidrata al fluido correctamente, la bentonita no
funcionó como se esperaba debido a que no se ajustó al sistema correctamente al
interactuar con el almidón, el fluido no alcanza viscosidad durante su agregación, sin
embargo, al añadir diésel al sistema se logra homogenizar la mezcla, no se observa
separación de fases, la emulsión está estable durante la agitación, pero al finalizar y
durante un tiempo de reposo se observa coalescencia de burbujas en la interfase del
fluido. En la Fig. 40 se observa las diferentes formas que tiene el fluido durante la
prueba. Se determina una densidad 6.97 lb/gal, esta densidad aún es alta por lo cual no
está en un rango apropiado.
Figura 40. Fluido sintético aireado con surfactante ¨C¨ Relación OWR 70/30
64
4.6.4 Surfactante ¨D¨
El surfactante ¨D¨ es el que mejor rendimiento ha mostrado durante las
experiencias, al trabajar con la relación diésel - agua 70/30 evidencia un adecuado
volumen para la experimentación, la bentonita aún no se acopla bien al sistema debido
a que no desempeña su función principal de viscosificar el fluido como se requiere, se
genera grumos y presencia de burbujas en todo el fluido luego de la mezcla. La
densidad medida fue de 6.2 lb/gal.
Figura 41. Fluido sintético aireado con surfactante ¨D¨ Relación OWR 70/30
65
4.6.5 Surfactante ¨D1¨
Se decidió realizar una prueba adicional con el surfactante ̈ D¨, se efectuó el cambio
de goma xántica por bentonita para tratar de viscosificar al fluido, en anteriores
pruebas la bentonita no cumplió con el objetivo deseado.
En la Fig. 42 se observa que la mezcla del fluido tiene un aspecto homogéneo, la
mezcla se desempeñó muy bien durante la agitación, no se observó grumos ni
presencia de coalescencia en el sistema, al utilizar la goma xántica en lugar de la
bentonita aporta viscosidad al fluido sin alterar la emulsión durante la mezcla. La
densidad disminuyó con respecto a las anteriores pruebas con un valor de 5.45 lb/gal,
en la Tabla 9 se detalla los resultados obtenidos de las pruebas utilizando una relación
diésel- agua 70/30.
Figura 42. Fluido sintético aireado con surfactante ¨D1¨ Relación OWR 70/30
66
Tabla 9. Resultados de pruebas de fluido sintético aireado Relación diésel- Agua OWR 70/30
¨A¨
¨B¨
¨C¨
¨D¨
¨D1¨
78
910
11
Dié
sel
(%)
70
70
70
70
70
Agua
(%)
30
30
30
30
30
Bento
nita
(gr)
22
22
-
Alm
idó
n(g
r)3
33
33
Go
ma X
ántica
(gr)
--
--
1.2
Surf
acta
nte
(m
l)7
77
77
EE
(A
gua +
Surf
acta
nte
)(V
)3
-3
33
EE
(F
orm
ula
ció
n F
inal )
(V)
4-
32
3
Densid
ad
(lb
/gal)
7.1
-6.9
76.2
5.4
5
El fluid
o n
o e
s
co
mp
atib
le c
on e
l
surf
acta
nte
, la
em
uls
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burb
uja
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Go
ma X
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nita,
fluid
o s
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muy b
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PROPIEDADES
Ob
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RO
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n D
iésel-
Ag
ua
70/3
0
Surfa
cta
nte
Nro
. de P
rueba
67
4.7 Análisis de resultados de experimentaciones iniciales
Los resultados obtenidos en los ensayos iniciales con cada uno de los surfactantes
sirvieron para sacar conclusiones y realizar un análisis para la elección del mejor, la
relación diésel - agua para idear las formulaciones indicó la cantidad precisa de los
productos a utilizar, la mejor relación que se acopló al sistema fue diésel- agua: 70 /
30, al utilizar una menor cantidad de diésel resulta beneficioso en un futuro respecto
al volumen que se utilizaría en una operación.
Mediante el Diagrama Ternario de composición se identificó la zona donde se
encuentra cada formulación, esto nos ayudó a establecer un punto de partida para cada
uno de los ensayos planteados, las Fig. 43,44,45,46 representan el diagrama ternario
específicamente para cada surfactante para una relación aceite- agua de 80/20 y 70/30.
Figura 43. Sistema ternario para surfactante ¨A¨, OWR: 70/30 (Rojo), 80/20(Azul)
Fuente: Sistemas Ternarios, Garcia, Mejicano, Rivero, & Ruscio, 2010
A
68
Figura 44. Sistema ternario para surfactante ¨B¨, OWR: 70/30 (Rojo), 80/20(Azul)
Fuente: Sistemas Ternarios, Garcia et al., 2010
Figura 45. Sistema ternario para surfactante ¨C¨, OWR: 70/30 (Rojo), 80/20(Azul)
Fuente: Sistemas Ternarios, Garcia et al., 2010
B
C
69
Figura 46. Sistema ternario para surfactante ¨D¨, OWR: 70/30 (Rojo), 80/20(Azul)
Fuente: Sistemas Ternarios, Garcia et al., 2010
Las ecuaciones para determinar la cantidad de aire requerido para cada una de las
formulaciones se establecieron mediante el balance de masa realizado anteriormente,
en la Tabla 10 se detalla el porcentaje de aire en función de la densidad del fluido
sintético aireado.
Tabla 10. Cantidad de Aire Requerido, OWR: 80/20
Formulaciones
Densidad del
Fluido
Aire
Requerido
(lb/gal) (%)
F3 6.8 6.4
F4 6.8 6.4
F5 7.2 0.9
F6 6 17.4
En la Fig. 47 se observa el gráfico para determinar la cantidad de aire requerido,
tanto para las formulaciones F3 y F4 se necesita 6.4 % de aire para el fluido,
D
70
observamos que a medida que incrementa la densidad se requiere menor cantidad de
aire.
Figura 47. Densidad de fluido vs % aire requerido, OWR: 80/20
De igual manera para las formulaciones con una relación diésel- agua 70/30 se
realizó un análisis similar, en este caso en comparación con la relación 80/20 conforme
disminuye la densidad se requiere un mayor porcentaje de aire, principal característica
del fluido a desarrollar.
Tabla 11. Cantidad de Aire Requerido, OWR: 70/30
Formulaciones
Densidad del
Fluido
Aire
Requerido
(lb/gal) (%)
F7 7.1 4.0
F8 - -
F9 6.97 5.8
F10 6.2 16.2
F11 5.45 26.37
F3-F4
F5
F6
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
pf
(lb
/gal
)
% Aire
% Aire requerido
OWR 80/20
Formulaciones
71
Las formulaciones F7 y F9 tienen una densidad elevada, además la cantidad de
aire requerido está por debajo del 6 %, la F8 no fue exitosa debido a que el surfactante
utilizado no fue compatible con la mezcla, razón por la cual no fue posible medir
densidad.
Figura 48. Densidad de fluido vs % aire requerido, OWR: 70/30
Las pruebas con los surfactantes A, B, C no fueron exitosas, los surfactantes no
se acoplan al sistema correctamente durante la mezcla de los productos, al comprobar
que alcanzan un grado de emulsificación en el fluido sintético aireado se opta por
descartar los surfactantes mencionados, el surfactante D es el único que tiende a
mantenerse estable en la interfase del fluido, cumpliendo con su función principal de
formar una espuma estable y homogénea en el fluido. Las pruebas finales se realizarán
con el surfactante D variando las cantidades y concentraciones de los productos para
así obtener una formulación final.
F7F9
F10
F11
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
pf
(lb
/gal
)
% Aire
% Aire requerido
OWR 70/30
Formulaciones
72
4.8 Formulaciones finales
Una vez seleccionado el surfactante para los ensayos finales, se ideó 8
formulaciones las cuales fueron sometidas a ensayos físicos y un análisis riguroso en
base a sus propiedades. La prueba Nro. 5 es en base aceite mineral, con esta prueba
diferente se busca evaluar sus propiedades y rendimiento en comparación a el diésel,
en la Tabla 12 se detalla las formulaciones finales.
Tabla 12. Formulaciones finales
El diagrama ternario para las formulaciones finales se realizó con el surfactante
“D”, su representación se basa en la relación diésel – agua 70/30 tomando como
referencia las anteriores pruebas realizadas, esta relación presentó un mejor
rendimiento con respecto al volumen utilizado y se ajusta mejor al sistema propuesto,
la interacción entre los componentes no forma de grumos, lo cual es ideal al mezclar
los productos y estabilizar la emulsión. A continuación, en la Fig.49 se observa el
diagrama ternario ejemplificando la zona de ubicación del sistema del fluido con su
respectiva relación agua-aceite variando la concentración de surfactante en 2 y 3 %
respectivamente.
Producto
Nro. Prueba P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8
Díesel (%) 70 70 70 70 - 70 70 70
Agua (%) 30 30 30 30 30 30 30 30
Aceite Mineral (ml) - - - - 70 - - -
Almidón (gr) 2 - 4 1 2 5 3 -
Goma Xántica (gr) - 2 1 1 2 1 1 0.5
Surfactante (Und) 7 10.5 7 7 7 7 7 10.5
FO
RM
UL
AC
IÓN
SURFACTANTE D
73
Figura 49. Sistema ternario para surfactante ¨D¨, OWR: 70/30, surfactante 3% (Rojo), 2% (Azul).
Fuente: Sistemas Ternarios, Garcia et al., 2010
Los ensayos se sometieron a pruebas de envejecimiento mediante un horno de
rolado a 16 horas y 100 Psi de presión, las propiedades físicas se midieron antes y
después de rolar el fluido, en algunos casos fue imposible medir reología en el
viscosímetro rotativo debido a la alta viscosidad de los fluidos, aun así, los resultados
seleccionados que no fue posible medir reología se utilizará un viscosímetro rotativo
con mayor rango de medida, los resultados se detallan a continuación en la Tabla 13.
D
74
Tabla 13. Resultados finales
* Al ser un fluido muy viscoso supera la escala del equipo de medición de reología.
Prod
ucto
Nro
. Pru
eba
Dié
sel
(%)
Agu
a (%
)
Ace
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iner
al(%
)
Alm
idón
(gr)
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DRAR
DRAR
DRAR
DRAR
DRAR
DRAR
DRAR
DR
Esta
bilid
ad E
léct
rica
(V)
33
34
33
33
55
34
44
33
Den
sidad
(lb/g
al)
5.8
5.7
4.3
5.8
66.
66
6.2
3.7
4.5
6.1
66.
26.
85.
55.
8
600
Rpm
**
280
170
**
*15
0*
**
**
*25
614
0
300
Rpm
*
*20
013
0*
**
110
**
**
**
184
110
200
Rpm
**
165
94*
**
78*
**
**
*15
080
100
Rpm
**
123
75*
**
63*
**
**
*11
063
3 R
pm*
*49
30*
**
25*
**
**
*30
20
Visc
osid
ad P
lást
ica
(Cp)
**
8040
**
*40
**
**
**
7230
Punt
o Ce
dent
e(lb
/100
ft2)
**
120
90*
**
70*
**
**
*11
280
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men
(m
l)25
022
025
022
525
023
025
024
025
020
025
024
025
022
025
023
0
Redu
cció
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Vol
umen
(%
)
SUR
FAC
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NT
E D
P1 70 30 - 2 - 7
P2 10.5
P3 70 30 -
FORMULACIÓN PROPIEDADES
4 1 7
70 30 - - 2
1 1 7
P5 - 30 70 2 2 7
P4 70 30 -- 3 1 7
70 30 - 5- 0.5
10.5
P8 70 30 -
1 7P6P7 70 30
1210
84
204
128
Reo
logí
a
75
En el gráfico de barras de la Fig. 50 se detalla las mediciones de densidad para
cada uno de los ensayos realizados, en las pruebas 3 y 7 la densidad está por encima
de 6.5 lb/gal el cual es el primer indicador condicionante para el diseño del fluido
sintético aireado, los valores deben ser menores a 6.5 lb/gal para cumplir con el
objetivo planteado.
Figura 50. Densidad de los fluidos evaluados
La estabilidad del fluido durante 16 horas de la prueba de envejecimiento en el
horno de rolado se refleja en las pérdidas de volumen de fluido, el resultado fue
exitoso, en promedio se obtuvo 10% de pérdida de volumen en todos los ensayos
realizados, esto indica estabilidad y óptimas condiciones de trabajo al simular con
condiciones reales. El volumen de fluido se representa en la Fig.51.
1 2 3 4 5 6 7 8
Antes de Rolar 5,81 4,3 6 6 3,73 6,1 6,2 5,5
Despues de Rolar 5,74 5,82 6,6 6,2 4,5 6 6,8 5,8
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
pf
(lb
/gal
)
Densidad de Fluido
76
Figura 51. Volumen de los fluidos evaluados
Al ser el fluido muy viscoso supera la escala del equipo de reología, únicamente
se logró medir reología antes y después del rolado en la prueba 2 y 8, en la prueba 4
luego de rolar se midió reología, la viscosidad plástica se reduce un 50% luego de
realizar el envejecimiento, estos valores son óptimos y están dentro del rango
establecido.
De la misma manera a partir de las lecturas de reología se obtuvo el punto cedente,
los valores obtenidos se encuentran en un rango adecuado, estos valores nos ayudan a
predecir la capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas. A continuación,
en la Fig. 52 y 53 se detalla un gráfico de barras la viscosidad plástica y el punto
cedente de cada uno de los fluidos evaluados.
1 2 3 4 5 6 7 8
Antes de Rolar 250 250 250 250 250 250 250 250
Despues de Rolar 220 225 230 240 200 240 220 230
0
50
100
150
200
250
300
Vo
lum
en (
ml)
Volumen de fluido
77
Figura 52. Viscosidad plástica de los fluidos evaluados
Figura 53. Punto cedente de los fluidos evaluados
En la Fig. 54 se observan las pruebas descartadas debido a que no cumplen con el
objetivo inicial de tener una densidad menor a 6.5 lb/gal son P3 y P7, las pruebas P1
y P2 no lograron estabilizar correctamente la emulsión, se formó burbujas de diferente
tamaño en el fluido lo cual indica coalescencia.
1 2 3 4 5 6 7 8
Antes de Rolar 0 80 0 0 0 0 0 72
Despues de Rolar 0 40 0 40 0 0 0 30
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90V
P (
CP
)
Viscosidad Plástica
1 2 3 4 5 6 7 8
Antes de Rolar 0 120 0 0 0 0 0 112
Despues de Rolar 0 90 0 70 0 0 0 80
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
PC
(lb
/10
0ft
2)
Punto cedente
78
Figura 54. Fluidos P1 y P2 con presencia de coalescencia
La Prueba Nro. 5 la cual se formuló con aceite mineral no fue exitosa, el aceite
mineral no mantuvo estable él sistema, el volumen disminuyó un 20 % luego de
realizar la prueba de envejecimiento, la densidad no se estabilizó correctamente mostro
coalescencia de aire, el fluido en su fase final se observó deshidratado.
Figura 55. Fluido aireado base aceite mineral
Una vez descartado las pruebas P1, P2, P3, P5 y P7 las pruebas seleccionadas que
presentaron un mejor rendimiento y estabilidad son las pruebas: P4, P6 Y P8, la
cantidad de aire requerido para estas formulaciones son de 16.2, 18.9 y 21.6 % estos
valores se encuentran dentro del rango requerido para un fluido sintético aireado.
79
Tabla 14. Cantidad de aire requerido, OWR: 70/30, pruebas finales
Pruebas
Densidad
del Fluido
Aire
Requerido
(lb/gal) (%)
P1 5.74 22.5
P2 5.82 21.4
P3 6.6 10.8
P4 6.2 16.2
P5 4.5 39.2
P6 6 18.9
P7 6.8 8.1
P8 5.8 21.6
Figura 56. Densidad de fluido vs % aire requerido, OWR: 70/30, pruebas finales
P1
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
pf
(lb/g
al)
% Aire
% Aire requerido
OWR 70/30
Pruebas Finales
80
Las formulaciones finales seleccionadas fueron P4, P6 y P8 como se observa en
la Fig. 57, a estas pruebas se realizó el filtrado HP-HT a 100 Psi, 100 °F y 500 Psi, 200
°F, para determinar la velocidad a la cual se deshidrata el fluido a través de un papel
filtro simulando las condiciones para simular una presión diferencial. Gracias a un
colaborador externo se realizó la gestión para efectuar las pruebas de reología mediante
el viscosímetro rotativo OFITE 900 de la Fig.58, se consiguió medir la reología de las
pruebas finales 4 y 6 exitosamente.
Figura 57. Formulaciones finales: P4, P6, P8
Figura 58. Equipo filtrado HP-HT (Izq.), viscosímetro OFITE 900 (Der.)
81
Tabla 15. Fluidos seleccionados
FO
RM
UL
AC
IÓN
Producto SURFACTANTE D
Nro. Prueba P4 P6 P8
Diésel (%) 70 70 70
Agua (%) 30 30 30
Aceite Mineral (%) - - -
Almidón (gr) 1 5 -
Goma Xántica (gr) 1 1 0.5
Surfactante (Und) 7 7 10.5
PR
OP
IED
AD
ES
Estado (150 °F, 100
PSI) A/Rolar D/Rolar A/Rolar D/Rolar A/Rolar D/Rolar
Estabilidad Eléctrica (V) 3 3 3 4 3 3
Densidad (lb/gal) 6 6.2 6.1 6 5.5 5.8
Reología 600 rpm 307 150 470 350 256 140
300 rpm 238.9 110 400 310 184 110
200 rpm 200 78 300 220 150 80
100 rpm 150 63 250 180 110 63
3 rpm 60 25 60 50 30 20
Viscosidad Plástica (Cp.) 68.1 40 70 40 72 30
Punto Cedente (lb/100ft2) 170.8 70 330 270 112 80
Volumen (ml) 250 240 250 240 250 230
Reducción en Volumen (%) 4 4 8
Filtrado HP/HT (100 PSI, 100 °F) (ml)
3 3 3
Filtrado HP/HT (500 PSI, 200 °F) (ml)
5 6 6
Volumen de Aire Requerido
(%) 16.2 18.9 21.6
Observaciones
Esta formulación se ideó con una concentración
baja de almidón y goma Xántica, el fluido se adapta muy bien a las
condiciones establecidas, la
densidad está en el rango
propuesto.
El fluido alcanza alta viscosidad, el
almidón prehidrata muy
bien en el fluido, el sistema se
mezcla correctamente, la
densidad está muy estable
conforme transcurre el
tiempo de rolado.
No se agregó controlador de
Filtrado, se añadió una baja
concentración de goma Xántica a la
mezcla, la densidad es estable, se obtuvo una
emulsión muy estable.
82
La densidad de los tres fluidos se encuentra en el rango establecido para la
formulación final del fluido sintético aireado, permanece estable luego de realizar el
envejecimiento al fluido por 16 horas, en la Fig. 59 se representa la densidad de los
tres fluidos.
Figura 59. Densidad de los fluidos P4, P6, P8
Las pérdidas de volumen son menores al 10% en los tres fluidos, mantienen su
estabilidad y cantidad luego de realizar las diferentes pruebas.
Figura 60. Volumen de los fluidos P4, P6, P8
4 6 8
Antes de Rolar 6 6,1 5,5
Despues de Rolar 6,2 6 5,8
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
pf
(l
b/g
al)
Densidad de fluido
4 6 8
Antes de Rolar 250 250 250
Despues de Rolar 240 240 230
0
50
100
150
200
250
300
Vo
lum
en (
ml)
Volumen de fluido
83
Las propiedades reológicas de los fluidos P4 y P6 luego del rolado son aceptables,
para el fluido P6 se obtuvieron lecturas muy elevadas en el viscosímetro rotativo, esto
se evaluará mediante una simulación para determinar la capacidad de limpieza. Los
valores de viscosidad plástica y punto cedente se representan a continuación mediante
los gráficos de barras en la Fig. 61 y Fig.62 respectivamente.
Figura 61. Viscosidad plática de los fluidos P4, P6, P8
Figura 62. Punto cedente de los fluidos P4, P6, P8
4 6 8
Antes de Rolar 68,1 70 72
Despues de Rolar 40 40 30
0
10
20
30
40
50
60
70
80
VP
(C
P)
Viscosidad plástica
4 6 8
Antes de Rolar 170,8 330 112
Despues de Rolar 70 270 80
020406080
100120140160180200220240260280300320340360
PC
(lb
/10
0ft
2)
Punto Cedente
84
Se realizó el filtrado HP-HT considerando las pruebas a 100 Psi, 100 °F y 500 Psi,
200 °F, el volumen perdido no fue crítico, a una presión de 500 Psi se obtuvo un
incremente de 3 ml de pérdida de fluido.
Figura 63. Filtrado HP-HT de los fluidos P4, P6, P8
La cantidad de aire requerido está representada en porcentaje en función de la
densidad del fluido, a medida que el fluido tiene menor densidad este requerirá mayor
cantidad de aire.
Figura 64. Cantidad de aire requerido
4 6 8
100 PSI,100°F 3 3 3
500 PSI, 200 °F 5 6 6
0
2
4
6
8
10
(ml)
Filtrado HP-HT
16,2 18,9 21,6
0
5
10
15
20
25
P4 P6 P8
% A
ire
Fluidos
% Aire requerido
P4
P6
P8
6 lb/gal5.8 lb/gal
6.2 lb/gal
85
4.9 Simulación de hidráulica de limpieza
Utilizando las herramientas de CPVEN, mediante un software se obtuvo la
simulación de hidráulica de limpieza para un pozo tipo perforado en zonas depletadas
en la Cuenca Oriente Ecuatoriana.
Los datos representados en gráficas son de las pruebas 4 y 8, para la prueba 6
arrojó error en la simulación debido a que la reología del fluido no fue compatible con
ningún modelo matemático prestablecido en el software.
Datos de Entrada
Se consideró el escenario de realizar la simulación circulando un BHA direccional
en la sección de 8 ½” luego de alcanzar la profundidad total, los datos de entrada se
detallan en las Tablas 16, 17, 18 y 19 respectivamente.
Tabla 16. Información General
Estado Mecánico Profundidad (ft) Longitud (ft) Zapata (ft) Agujero DI (ft)
RISER 6359 6359 6359 12.615
TR 9859 3500 9859 8.681
HOLE 10492 633 10492 8.5
Tabla 17. Sarta de perforación
Sección Longitud (ft) Profundidad (ft) Tubería DE (in) Tubería DI (in)
TP 9456.17 9456.17 5 4
HWDP 181 9637.17 5.5 4
Martillo 32 9669.17 6.5 2.75
HWDP 724 10393.17 5 3
Drill Collar 32 10425.17 6.5 3
MWD 30 10455.17 6.75 3
Motor de Fondo 36 10491.17 6.75 3.41
Barrena 0.83 10492 8.5 0
86
Tabla 18. Propiedades del fluido P4
Propiedades del Fluido
Densidad del Lodo 6.2 (lb/gal)
Reología
600 rpm 150
300 rpm 110
200 rpm 78
100 rpm 63
6 rpm 30
3 rpm 25
Geles 10 (s) 25
10 (min) 30
Al perforar con un fluido sintético aireado es importante mantener la densidad
equivalente de circulación tan baja como sea posible, las pérdidas de circulación son
un factor para tener en cuenta durante la perforación, se tiene en promedio 6.6 lb/gal
de densidad equivalente de circulación y 6.7 lb/gal para el caso de densidad efectiva
con cargas de recortes.
Figura 65. Densidad equivalente de circulación
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
6 6,1 6,2 6,3 6,4 6,5 6,6 6,7 6,8 6,9 7 7,1 7,2
Pro
fund
idad
(ft
)
pf (lb/gal)
Densidad equivalente de circulación
DEC DEC EFECTIVA CON CARGAS DE RECORTES
87
Tabla 19. Parámetros operativos de limpieza de pozo
En la Fig. 66 el galonaje utilizado en la operación para este caso fue de 400
gal/min por lo cual el galonaje promedio requerido para limpieza fue de 331 gal/min,
la limpieza fue adecuada sin presentar deficiencias durante la operación.
Figura 66. Gasto crítico
En la Fig. 67 de velocidad de asentamiento de cortes, a 6,000 ft de profundidad
aumenta la velocidad de asentamiento de recortes hasta 1.7 ft/s, esto indica un
incremento debido a la configuración del pozo, posterior a esto se estabiliza por debajo
de 0.7 ft/s.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Pro
fund
idad
(ft
)
(gal/min)
Gasto crítico
Diámetro de recorte 0.50 in
Densidad del recorte 22 lb/gal
Velocidad de Penetración 20 ft/h
Velocidad de la Rotaria 70 rpm
Porosidad de la cama 60 %
88
Figura 67. Velocidad de Asentamiento de recortes
La concentración de recortes es menor del 2%, lo cual indica que el pozo no tiene
problemas de acumulación de cortes de perforación.
Figura 68. Concentración de recortes
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8P
rofu
nd
idad
(ft
)(ft/s)
Velocidad de asentamiento de recortes
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4
Pro
fund
idad
(ft
)
Concentracion de recortes(%)
Concentracion de Recortes Suspendidos Concentracion de Recortes Totales
89
Tabla 20. Propiedades del fluido P8
Propiedades del Fluido
Densidad del Lodo 5.8 (lb/gal)
Reología
600 rpm 140
300 rpm 110
200 rpm 80
100 rpm 63
6 rpm 25
3 rpm 20
Geles 10 (s) 20
10 (min) 25
En la Fig. 69 se observa la gráfica de densidad equivalente de circulación, se tiene
en promedio 6.2 lb/gal de densidad equivalente de circulación y de densidad efectiva
con cargas de recortes, la máxima densidad que alcanza es de 6.58 lb/gal lo cual no
representa problemas durante la operación.
Figura 69. Densidad equivalente de circulación
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
5,7 5,8 5,9 6 6,1 6,2 6,3 6,4 6,5 6,6 6,7
Pro
fund
idad
(ft
)
pf (lb/gal)
Densidad equivalente de circulación
DEC DEC EFECTIVA CON CARGAS DE RECORTES
90
Los parámetros operativos de limpieza detallados en la Tabla 19 son los mismos
para la simulación con el fluido P8, en comparación con la anterior simulación el
galonaje crítico de limpieza es menor en la sección inicial en 100 gal/min, la limpieza
es adecuada sin inconvenientes y el caudal crítico promedio es de 263 gal/min.
Figura 70. Gasto crítico
La velocidad de asentamiento de recortes inicial es de 0.3 ft/s, luego se estabiliza
gradualmente hasta alcanzar un valor máximo de 1.7 ft/s desde los 6,400 ft hasta los
10,000 ft, la velocidad no es crítica durante la perforación.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Pro
fund
idad
(ft
)
(gal/min)
Gasto crítico
91
Figura 71. Velocidad de asentamiento de recortes
La concentración de recortes es del 2% en 6400 ft hasta 8300 ft, luego se estabiliza
disminuyendo paulatinamente, la concentración de recortes es mínima lo cual indica
que el pozo no tiene problemas de acumulación de cortes de perforación.
Figura 72. Concentración de recortes
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8P
rofu
nd
idad
(ft
)(ft/s)
Velocidad de asentamiento de recortes
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 1 2 3 4 5
Pro
fund
idad
(ft
)
Concentracion de Recortes(%)
Concentracion de Recortes Suspendidos
92
4.10 Fluido propuesto
Una vez realizada la simulación matemática de hidráulica de limpieza a los fluidos
P4 y P6 respectivamente, se seleccionó al fluido P4 como candidato principal al
presentar propiedades acordes a los objetivos planteados y una limpieza efectiva
considerando el caso de perforación de un pozo en zonas de bajo balance en la Cuenca
Oriente Ecuatoriana. Los resultados se presentan en la Tabla 21.
Tabla 21. Fluido sintético aireado propuesto
FO
RM
UL
AC
IÓN
Producto
FLUIDO SINTÉTICO
AIREADO
Nro. Prueba P4
Diésel (%) 70
Agua (%) 30
Almidón (gr) 1
Goma Xántica (gr) 1
Surfactante (Und) 7
Estado (150 °F, 100 PSI) A/Rolar D/Rolar
PR
OP
IED
AD
ES
Estabilidad Eléctrica (V) 3 3
Densidad (lb/gal) 6 6.2
Reología
600 rpm 307 150
300 rpm 238.9 110
200 rpm 200 78
100 rpm 150 63
3 rpm 60 25
Viscosidad Plástica (Cp) 68.1 40
Punto Cedente (lb/100ft2) 170.8 70
Volumen (ml) 250 240
Reducción en Volumen (%) 4
Filtrado HP/HT (100 PSI, 100 °F) (ml) 3
Filtrado HP/HT (500 PSI, 200 °F) (ml)
5
Volumen de Aire Requerido (%) 16.2
93
4.11 Concentración teórica de sólidos
Para determinar la cantidad de sólidos que contiene el fluido propuesto, se realizó
un balance de masas en función de las densidades de cada uno de los elementos del
fluido para obtener así el porcentaje de volumen de sólidos.
Donde:
Vf = 100 und
Vw= 25.1 und
Vo= 58.6 und
Va= 16.2 und
ρf = 6.2 lb/gal
ρw = 8.34 lb/gal
ρ0 = 7 lb/gal
ρs = 9 lb/gal
mf = mw + ms + ma + mo
Vf *ρf = mo/w + ms + ma
Vf *ρf = (Vw* ρw + Vo* ρo) + Vs* ρs + Va*ρa
100 *6.2 = (25.1* 8.34 + 58.6* 7) + Vs* 9 + 16.2*0.010
9 Vs = 620 - 619.69
Vs = 0.3
9
Vs = 0.03 %
94
4.12 Prefactibilidad
Tabla 22. Comparación fluido sintético aireado propuesto, fluido Drill in, fluido de control
Ensayos Físicos
Parámetro Unidades
FLUIDO
SINTÉTICO
AIREADO
FLUIDO
DRILL IN
FLUIDO DE
COMPLETACIÓN
Resultados de Ensayo
Densidad lb/gal 6.2 9.1 8.4
Tvd (Pozo Tipo) ft 9500
Presión Reservorio
(Pozo Tipo) Psi 2000
PH Psi 3063 4495 4150
Δ P (PH- Preservorio) Psi 1063 2495 2150
Viscosidad Plástica Cp 40 22 0.5
Punto Cedente (lb/100ft2) 70 30 11
Concentración Teórica
de Sólidos (%) 0.03 5.4 1.1
Filtrado HP/HT (100
PSI, 100 °F) (ml) 3 5.2 >50
95
Figura 73. Análisis de fluidos
Al comparar las propiedades del fluido sintético aireado propuesto con un fluido
Drill-in y un fluido de completación de la Tabla 22, sus principales diferencias son la
densidad del fluido, la columna hidrostática que genera cada uno de los fluidos y la
propiedad de filtrado HP-HT, tomando como referencia los datos de un pozo tipo, el
fluido sintético aireado es el que presenta una columna hidrostática más ligera en
comparación del fluido Drill in y el de completación, su diferencia de presión entre la
columna hidrostática y la presión de reservorio es de 1063 Psi, comparado con los
demás fluidos que tienen diferenciales de presión por encima de 2000 Psi.
La prueba de filtrado para el fluido sintético aireado es de 3 ml, mientras que para
un fluido Drill in y de completación es de 5.2 ml y >50 ml respectivamente, esto
contrasta los problemas de invasión que se pueden llegar a presentar, al tener una
columna hidrostática más ligera y menos cantidad de invasión reduce los riesgos
asociados a invasión por filtración y daño de formación.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0
10
20
30
40
50
60
70
80
ΔP
(P
si)
(Fil
trad
o H
P-H
T)
Análisis de Fluidos
FILTRADO HP-HTSeries3Δ P
Fluido sintético aireado Fluido de completaciónFluido Dril In
96
4.12.1 Curva de densidades
Tabla 23. Datos de presiones
Parámetros
AUCA SUR DRAGO COCA-
PAYAMINO
Drill In
Fluido
sintético
aireado
Drill In
Fluido
sintético
aireado
Drill In
Fluido
sintético
aireado
pf (lb/gal) 9.1 6.2 10.4 6.8 9.2 7
Tvd (ft) 10300 10000 9400
PH Psi 4874 3321 5408 3536 4497 3422
Δ P (PH) Psi 1553 1872 1075
Gradiente de
presión Psi/ft 0.47 0.32 0.54 0.35 0.48 0.36
La Tabla 23 presenta datos presiones de tres zonas representativas de la Cuenca
oriente Ecuatoriana, estos datos son de importancia para analizar el diferencial de
presión entre las columnas hidrostáticas entre un fluido Drill in y el fluido sintético
aireado, se realizó el gráfico de curva de densidades de tres pozos tipo tomando como
referencias los campos Auca sur, Drago y Coca-Payamino respectivamente, el análisis
incluye una simulación gráfica de geomecánica de cada uno de los casos y el análisis
de gradientes de presión para cada una de las zonas.
Auca Sur
En las areniscas productivas “U” inferior y “T” principal la densidad equivalente
a la presión de poro es de 5. 26 lb/gal @ 9855 ft y 4.4 lb/gal @ 10040 ft
respectivamente, por lo cual el análisis de densidades para esta zona requiere
gradientes de presión bajos para evitar problemas durante la perforación, si
comparamos las densidades planificadas para esas zonas en la curva de densidades de
la (fig.74) existe 1553 Psi de diferencial de presión entre el fluido Drill in y el fluido
sintético aireado lo cual resulta una ventaja debido a que se reduce la invasión del
fluido a la formación, el riesgo de pega diferencial; siempre y cuando se tenga
suficiente estabilidad en las zonas de lutita.
97
Figura 74. Gráfica de geomecánica y curva de densidad: Auca sur
98
Drago
La Fig.75 presenta el pronóstico de estabilidad para la sección de 8 ½” según la
gráfica de geomecánica y la curva de densidades para esta zona. Se tomó en cuenta
esta sección debido a que se encuentra los principales reservorios productores. La
densidad del fluido de perforación recomendada es de 9.7 y 10.2 lb/gal durante la
perforación, toma de registros y corrida de revestidor; con la cual se espera controlar
potencial riesgo de inestabilidad de las lutitas.
Los principales riesgos para esta sección de pozo son entre otros la pega
geométrica; pega diferencial en las areniscas “U” y “T”, además se puede llegar a tener
un sobrebalance de 5400 Psi y 3700 Psi en “U” y “T” respectivamente debido a la
presión de la columna hidrostática existente.
Con el fluido sintético aireado se puede llegar a tener una columna hidrostática de
3224 Psi utilizando una densidad de 6.8 lb/gal, el diferencial de presión entre la
columna hidrostática del fluido Drill in y el fluido sintético aireado es de 1872 Psi, lo
cual sería recomendable para trabajar en estas zonas depletadas, además reduce los
riesgos asociados durante la perforación y en completación ; siempre y cuando el pozo
esté estable se recomienda trabajar con la densidad programada del fluido sintético
aireado para reducir la invasión de fluido.
99
Figura 75. Gráfica de geomecánica y curva de densidad: Drago
100
Coca - Payamino
Para el caso de un pozo tipo en la zona de Coca Payamino, el intervalo con mayor
riesgo de ocurrencia de puntos apretados y/o empaquetamientos es la formación Napo,
especialmente la sección de lutitas intercaladas por calizas al inicio de la formación.
Allí el gradiente de colapso fue el más alto de toda la sección, con valor promedio de
12.0 lb/gal y máximos de 13.7 lb/ gal.
Para tratar de controlar la inestabilidad en dicho intervalo se utilizó un peso de
lodo de 12 lb/gal y 12.3 lb/gal, para las zonas de areniscas productoras se planificó una
densidad de lodo de 9.2 lb/gal para tratar de contrarrestar el sobrebalance en dichas
zonas.
Los principales problemas asociados en esta sección son principalmente pega
diferencial, derrumbes, problemas al bajar revestidor, los diferentes gradientes que
generalmente se han utilizado son densidades que varían entre 9.2 lb/gal hasta 9.7
lb/gal, esto hace que la columna hidrostática sea mayor y esté expuesta a riesgos
durante la operación, utilizando un fluido con gradiente de 7.0 lb/gal se logra reducir
la diferencia de presión entre las columnas hidrostáticas de un fluido Drill in y un
fluido sintético aireado, el diferencial de presión es de 1075 Psi lo cual evidencia una
columna de presión más ligera, reduce invasión por filtración y tiene una capacidad
efectiva de limpieza durante la operación.
101
Figura 76. Gráfica de geomecánica y curva de densidad: Coca - Payamino
102
4.12.2 Costo de Fluido
Una vez realizado los diferentes estudios y simulaciones para evaluar el
desempeño del fluido sintético aireado propuesto P4 en diferentes escenarios,
ratificando que las propiedades del fluido antes mencionado cumplen con los objetivos
previstos del presente estudio técnico, es necesario realizar un análisis de costos para
definir la prefactibilidad de su utilización y tener un enfoque claro en su aplicación.
La información económica presentada a continuación es limitada por
confidencialidad de los datos de la empresa, pero ayuda a encontrar una diferencia en
comparación con un fluido base agua.
La Tabla 24 muestra el costo real de un fluido tradicional Drill- in durante la
perforación de la sección 8 ½’’ y el costo que tendría el fluido sintético aireado
propuesto para la misma sección.
Tabla 24. Costo real
Tipo de Fluido Precio($/bbl)
Drill In 64
Fluido Sintético Aireado
Propuesto 134
Si realizamos una campaña de perforación para 10 pozos, considerando un 30%
de fabricación del fluido P4 propuesto en comparación del fluido base agua que no
puede ser reutilizable, el proyecto sería rentable a partir del cuarto pozo según se refleja
en la Fig. 77, en el cruce de la gráfica de análisis de costo en la campaña de perforación.
103
Figura 77. Comparación de Costos
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Val
or
acu
mu
lad
o (
$)
Número de Pozos
Comparación de Costos
Acum Drill in
Acum Aireado
104
CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
• Se logró diseñar experimentalmente un fluido sintético aireado con una densidad
de 6.2 lb/gal con capacidad de limpieza aplicable para perforación y completación
de pozos de gas y crudo.
• La relación diésel – agua seleccionada para las formulaciones finales fue 70/30
debido a su correcta interacción en el sistema, mantuvo estable la emulsión y se
utiliza una menor cantidad de diésel en comparación con la relación 80/20.
• La utilización del surfactante D cumple con los requerimientos técnicos
establecidos durante las experimentaciones, debido a que su función principal
como agente emulsificante fue efectiva en la formulación y el fluido sintético
aireado fue estable, manteniendo sus propiedades durante y después de las pruebas
realizadas.
• La densidad determinada para los fluidos P4 y P8 fue de 6.2 lb/gal y 5.8 lb/ gal
respectivamente, lo cual cumple con el objetivo planteado de obtener un fluido
sintético aireado con una densidad menor de 6.5 lb/gal.
• La cantidad de aire requerido para un fluido sintético aireado aumenta conforme
la densidad disminuye, para el caso del fluido P8 la cantidad de aire es de 21.6 %
mientras que para el fluido P4 es de 16.2 % de aire por lo cual mediante el balance
de masas realizado se controla la cantidad de aire requerido para el fluido.
• La formulación cuyas propiedades principales se enlazan al requerimiento del
fluido sintético aireado es el fluido P4 con una densidad de 6.2 lb/gal, Vp: 70 Cp,
Pc= 70 lb/100 ft2, filtrado HP-HT: 3 ml, concentración teórica de sólidos: 0.03 %,
luego del desarrollo y análisis de sus propiedades se determinó como la
formulación propuesta para evaluar la prefactibilidad al fluido P4.
• La concentración teórica de sólidos del fluido sintético aireado es de 0.03%, en
comparación con los 5.4% de concentración de sólidos de un fluido Drill in y el
1.1% de un fluido de completación, se observa que es un fluido libre de sólidos.
• En el fluido sintético aireado el agente de puenteo se produce por el efecto de
expansión de las burbujas de aire del fluido al ingresar a una zona de menor
presión. (cara del reservorio).
105
• La simulación de hidráulica de limpieza se realizó en el peor escenario
(perforación), los resultados principales obtenidos en la simulación fueron de 6.6
lb/gal de densidad equivalente de circulación, el galonaje crítico fue de 430
gal/min, además la concentración de recortes fue menor al 2%, por lo cual se
demuestra que el fluido sintético aireado es aplicable para diferentes escenarios,
aportando una buena limpieza.
• Las principales diferencias entre un fluido sintético aireado, un fluido Drill in y
un fluido de completación son: la densidad, la columna hidrostática que genera
cada fluido y el filtrado que se produce en una prueba HP-HT, el fluido sintético
aireado propuesto con 6.2 lb/gal de densidad, 3 ml de filtrado HP-HT y 1063 Psi
de diferencial de presión entre la columna hidrostática del fluido y la presión de
reservorio, es el fluido que presenta las mejores condiciones, para reducir invasión
por filtrado, tener una columna hidrostática más ligera y reducir el daño en la
formación.
• El diferencial de presión de las columnas hidrostáticas entre un fluido Drill in y el
fluido sintético aireado utilizando el gráfico de curva de densidades para los
campos Auca sur, Drago y Coca-Payamino fue de 1553 Psi, 1872 Psi y 1075 Psi
de presión respectivamente, esto ayuda a entender la diferencia que se tiene al
momento de perforar zonas depletadas con el objetivo de tener un sobrebalance
menor y reducción en la presión hidrostática.
• El costo del fluido sintético aireado propuesto por barril es de $ 134, la
sustentabilidad de su utilización se verá reflejada en una campaña de
intervenciones de varios pozos, obteniendo igual costo acumulado a partir del
cuarto pozo comparado con una campaña con fluido Drill in a lo largo del
proyecto.
106
5.2 RECOMENDACIONES
• Se recomienda el uso de un electrodo del equipo de medición de estabilidad
eléctrica que tenga mayor sensibilidad en la medición (K=0,1), debido a que al
interactuar con el fluido los electrodos del equipo utilizado no logró obtener
mediciones con la precisión requerida para evaluar las diferentes formulaciones.
• Realizar un estudio de Geomecánica específico para el campo donde se determine
aplicar este sistema, con el objeto de analizar zonas de inestabilidad de lutita y
ventanas operativas previo a la aplicación del fluido sintético aireado propuesto.
• Desarrollar un estudio complementario de retorno de permeabilidad aplicado en
zonas depletadas.
• Establecer la factibilidad de aplicación del fluido sintético aireado propuesto en
un campo de la Cuenca Oriente Ecuatoriana.
• Buscar nuevas opciones de aplicación del sistema aireado ya sea en perforación o
completación de pozos para evaluar en campo el manejo del fluido sintético
aireado.
• Promover la utilización de fluidos de base sintética en operaciones donde se
requiera un fluido reutilizable y con capacidad de limpieza durante la operación.
5.2.1 Trabajo a futuro
• ¿Como funcionaría un motor de fondo y MWD al utilizar el fluido durante
una operación de perforación? El estudio de los equipos y el análisis de pulsos
de presión es indispensable al utilizar el fluido, la tecnología con pulsos
electromagnéticos, nuevos equipos que permitan transmitir sin atenuación serán
indispensable su desarrollo.
• ¿Qué cambios se debe hacer al Rig en el caso que se implemente el sistema de
fluido sintético aireado? El análisis de los equipos que se debe implementar
complementaría a futuro la aplicación del estudio, los equipos implícitos se deben
ajustar a los requerimientos del fluido y de la operación.
• ¿Una vez implementado el sistema de fluido sintético aireado que
mecanismos se sugiere para cuantificar el daño de formación? Estudios de
Retorno de permeabilidad, pruebas de restauración de presión.
107
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51, 18.
110
ANEXOS
Anexo 1. Balanza electrónica de precisión
Descripción
La balanza electrónica de precisión clase II, marca Sartorius Mater y modelo LP-
6200S es un equipo de alta precisión utilizado en el laboratorio para la dosificación de
químicos y preparación de mezclas.
Calibración
La calibración del equipo es realizada de forma bianual por un técnico externo
con equipos trazables a patrones nacionales e internacionales.
Verificación
La verificación del equipo se la realiza internamente cada 4 meses, mediante un
juego de pesa calibradas con trazabilidad a los patrones nacionales (INEN).
111
Anexo 2. Procedimiento para medición de densidad de un fluido de perforación
Descripción
La balanza presurizada OFITE modelo 100-70-01 es un equipo diseñado para la
medición de las densidades absolutas de muestras de fluidos en el campo y laboratorio,
cumple con las especificaciones descritas en la American Petroleum Institute
Specification for Materials and Testing for Well Cements – Specification 10 (API Spec
10)
Verificación
La verificación del equipo se la realiza internamente cada 4 meses, utilizando
líquidos con su respectivo certificado.
Procedimiento
1. La base del instrumento debe estar asentada sobre una superficie uniforme.
2. Llene la taza, que deberá estar limpia y seca, con el fluido a ser sometido a prueba.
Ahora tape la taza llena y gire la tapa hasta que quede bien asentada. Asegúrese de
que parte del fluido sea expulsado a través del orificio en la tapa, para así poder liberar
el aire o gas que haya quedado atrapado.
3. Utilice la bomba para llevar el fluido a la taza, bajo presión. Llene la bomba con el
fluido de perforación, coloque la bomba sobre los soportes de la taza. Empuje el pistón
hasta que ya no se pueda sacar más fluido.
4. Lave o limpie el fluido que haya quedado en la parte exterior de la taza. Coloque el
brazo sobre el soporte de la base y equilíbrelo moviendo la guía deslizante a lo largo
de la escala graduada. El equilibrio se logra cuando la burbuja se encuentra bajo la
línea central.
5. Lea la densidad en el borde de la guía deslizante que mira hacia el filo de cuchilla.
112
Anexo 3. Equipo mezclador de velocidades constantes marca Chandler
Descripción
El equipo mezclador de velocidades constantes Chandler Engineering Modelo
3060 está diseñado para proporcionar mezclas de fluidos de perforación y cementación
de acuerdo con la American Petroleum Institute Specification for Materials and
Testing for Well Cements – Specification 10 (API Spec 10)
Verificación
La verificación del equipo se la realiza internamente cada 4 meses, utilizando
equipos con trazabilidad a patrones certificados.
Características
El equipo puede ser manipulado de forma manual o automática y posee un
tacómetro y un controlador de tiempo para monitorear las velocidades de agitación.
Especificación: 12000 +/- 5000 Rpm y 4000 +/- 200 Rpm
113
Anexo 4. Procedimiento de viscosímetro de lectura directa
Descripción
Los viscosímetros de lectura directa son instrumentos rotatorios impulsados por
un motor eléctrico o una manivela. Mediante Viscosímetro de lectura directa medimos
la viscosidad plástica, el punto cedente y la resistencia gel.
Procedimiento
Medición de la viscosidad plástica y el punto cedente
1. Coloque la muestra en un recipiente apropiado y sumerja el forro rotor exactamente
hasta la línea de referencia.
2. Con el forro rotando a 600 rpm, espere hasta que la lectura del cuadrante alcance un
valor estable. Registre la lectura del cuadrante para 600 rpm.
3. Cambie ahora a 300 rpm y espere que la lectura del cuadrante llegue a un valor estable.
Registre esta lectura para 300 rpm.
4. La viscosidad plástica (VP) en centipoise es igual a la lectura para 600 rpm menos la
lectura para 300 rpm
5. El punto cedente (PC) en lbf/100 ft2 es igual a la lectura para 300 rpm menos la
viscosidad plástica.
6. La viscosidad aparente en centipoise es igual a la lectura para 600 rpm divida entre
dos.
Fuente: (Baker Hughes INTEQ, 1998)
114
Anexo 5. Fluido sintético aireado propuesto
