Hidráulica de perforación (página 2)

Partes: 1, 2

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Modelo de Herschel–Bulkley

Resultado de la combinación de aspectos teóricos y prácticos de los modelos Plástico de Bingham y Ley de Potencia. La siguiente ecuación describe el comportamiento de un fluido regido por este modelo:

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En este modelo los parámetros "??" y "??" se definen igual que en Ley de Potencia. Como casos especiales se tienen que el modelo se convierte en Plástico de Bingham cuando ??=1 y en Ley de Potencia cuando ????=0.

Modelo de Robertson–Stiff

Un modelo hibrido de los modelos Ley de Potencia y Plástico de Bingham para representar lechadas de cemento y lodos. La ecuación que lo caracteriza es:

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El parámetro ?? ?? es considerado como una corrección a la tasa de corte, de modo que ?? +?? ?? representa la tasa de corte requerida por un fluido seudo-plástico puro para producir el esfuerzo de cedencia del modelo de Bingham. Los parámetros "??" y "??" se definen igual que en Ley de Potencia. Los modelos ya mencionados dependen de ciertos parámetros para ser calculados. Esto dependerán de los valores dados los valores de corte y flujo.

Caídas de presión en tuberías:

La caída de presión es uno de los factores que frecuentemente se ignoran al calcular las dimensiones de los sistemas. Los datos sobre caídas de presión para equipo son por lo general proporcionados por el fabricante del equipo. Normalmente se conoce la presión estática en el sistema. En algunos casos puede hacerse muy poco acerca de las tuberías existentes, las cuales pueden ser de un tamaño marginal o definitivamente demasiado pequeñas. En este caso, otros procedimientos, tales como instalar una unidad de mayor tamaño o aumentar el diámetro de la tubería en secciones críticas del sistema, pueden ser necesarios.

La manera en que puede calcularse una caída de presión típica y el flujo requerido, podría parecer un proceso complicado. Sin embargo, solamente consiste de una serie de pasos sencillos. Es importante conocer los requisitos específicos del código de tuberías que han sido adoptados, y puestos en vigor, por la jurisdicción responsable de vigilar la seguridad e integridad de construcciones y tuberías en el área geográfica de instalaciones de equipo de tratamiento.

Esquema de un yacimiento petrolífero. La instrumentación de la tubería comprende transmisores de caudal (FT), transmisores de presión (PT) y transmisores de temperatura (TT).

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Diseño de la hidráulica de un lodo

El Fluido de Perforación es un fluido de características químicas y físicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y además, estable a altas temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias. El objetivo principal que se desea lograr con un fluido de perforación, es garantizar la seguridad y rapidez del proceso de perforación, mediante su tratamiento a medida que se profundizan las formaciones de altas presiones, la circulación de dicho fluido se inicia al comenzar la perforación y sólo debe interrumpirse al agregar cada tubo, o durante el tiempo que dure el viaje que se genere por el cambio de la mecha.

Entre sus principales Funciones se encuentran:

Transportar los Ripios de Perforación, Derrumbes o Cortes desde el Fondo del Hoyo hasta la Superficie: Los ripios de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la rotación de la mecha; para lograrlo, el fluido de perforación se hace circular dentro de la columna de perforación y con la ayuda de la mecha se transportan los recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remoción eficaz y continua de los ripios, depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, de la velocidad de penetración, rotación de la columna de perforación y de la viscosidad, siendo el parámetro más importante, la velocidad anular del fluido de perforación, el cual depende del caudal o régimen de bombeo y para esto, el fluido debe ser bombeado a la presión y volumen adecuado, logrando que el fondo del hoyo se mantenga limpio.
Controlar las Presiones de la Formación: El fluido de perforación se prepara con la finalidad de contrarrestar la presión natural de los fluidos en las formaciones. Se debe alcanzar un equilibrio justo, es decir, un equilibrio tal en el que la presión ejercida por el fluido de perforación (presión hidrostática) contra las paredes del pozo sea suficiente para contrarrestar la presión que ejercen los fluidos que se encuentran en las formaciones, el petróleo y el gas; pero que no sea tan fuerte que dañe el pozo. Si el peso del fluido de perforación fuese muy grande, podría provocar la fractura de la roca y el fluido de perforación se perdería hacia la formación.
Limpiar, Enfriar y Lubricar la Mecha y la Sarta de Perforación: A medida que la mecha y la sarta de perforación se introducen en el hoyo, se produce fricción y calor. Los fluidos de perforación brindan lubricación y enfriamiento mediante la capacidad calorífica y conductividad térmica que estos poseen, para que el calor sea removido del fondo del hoyo, transportado a la superficie y disipado a la atmósfera, y así permitir que el proceso de perforación continúe sin problemas y se pueda prolongar la vida útil de la mecha. La lubricación puede ser de especial importancia para los pozos de alcances extendidos u horizontales, en los que la fricción entre la tubería de perforación, la mecha y la superficie de la roca debe ser mínima.

Esta característica de los fluidos de perforación puede aumentarse agregando emulsificantes o aditivos especiales al fluido de perforación de perforación que afecten la tensión superficial.

Prevenir Derrumbes de Formación Soportando las Paredes del Hoyo: La estabilidad del pozo depende del equilibrio entre los factores mecánicos (presión y esfuerzo) y los factores químicos. La composición química y las propiedades del fluido de perforación deben combinarse para proporcionar la estabilidad del pozo hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento. Independientemente de la composición química del fluido de perforación, el peso de debe estar comprendido dentro del intervalo necesario para equilibrar las fuerzas mecánicas que actúan sobre el pozo (presión de la formación, esfuerzos del pozo relacionados con la orientación y la tectónica). La inestabilidad del pozo se identifica por el derrumbe de la formación, causando la reducción del hoyo, lo cual requiere generalmente el ensanchamiento del pozo hasta la profundidad original. Además, el fluido de perforación debe ofrecer la máxima protección para no dañar las formaciones productoras durante el proceso de perforación.
Suministrar un Revoque Liso, Delgado e Impermeable para Proteger la Productividad de la Formación: Un revoque es un recubrimiento impermeable que se forma en la pared del hoyo, debido al proceso de filtración, la cual puede ocurrir bajo condiciones tanto dinámicas como estáticas, durante las operaciones de perforación. La filtración bajo condiciones dinámicas ocurre mientras el fluido de perforación está circulando y bajo condiciones estática ocurre durante las conexiones, los viajes o cuando el fluido no está circulando.
Ayudar a Soportar, por Flotación, el Peso de la Sarta de Perforación y del Revestimiento: La inmersión de la tubería de perforación en el fluido produce un efecto de flotación, lo cual reduce su peso y hace que se ejerza menos presión en el mecanismo de perforación; puesto que, con el incremento de la profundidad de perforación el peso que soporta el equipo se hace cada vez mayor, con lo cual el peso de una sarta de perforación o de revestimiento puede exceder las 200 toneladas y esto puede causar grandes esfuerzos sobre los equipos de superficie.

El peso de la sarta de perforación y la tubería de revestimiento en el fluido de perforación, es igual a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación. A medida que aumenta el peso del fluido de perforación, disminuye el peso de la tubería.

Transmitir la Potencia Hidráulica a la Formación por Debajo de la Mecha: En perforación de pozos, cuando se habla de hidráulica se hace referencia a la relación entre los efectos que pueden causar la viscosidad, la tasa de flujo y la presión de circulación sobre el comportamiento eficiente del fluido de perforación.

Durante la circulación, el fluido de perforación es expulsado a través de las boquillas de la mecha a gran velocidad. La energía hidráulica hace que la superficie por debajo de la mecha esté libre de recortes para así maximizar la velocidad de penetración; ya que, si estos no son removidos la mecha sigue retriturando los viejos recortes, lo que reduce la velocidad de penetración. Esta energía también alimenta los motores de fondo que hacen girar la mecha. Las propiedades reológicas ejercen influencia considerable sobre la potencia hidráulica aplicada y por lo tanto deben mantenerse en valores adecuados.

Reología de los diferentes tipos de fluidos de perforación en el laboratorio

Los ensayos son utilizados para determinar sus posibles alteraciones en el campo provocados por diferentes tipos de contaminantes.

Fluidos de base agua

Características físicas: densidad, filtrado y Reologia a 120 f

Características químicas: alcalinidad del fluido (PM), alcalinidad de filtrado (Pf-Mf), MBT, cloruros, dureza cálcica.

Fluidos Base Aceite

FISICOS: Densidad, Reología 150ºF, Estabilidad Eléctrica, Filtrado HP-HT.

QUIMICOS: Alcalinidad (POM), Cloruros.

Ensayos físicos

DENSIDAD

Es la masa de la muestra por unidad de volumen se expresa en:

• gr/lt (gramos por litro)

• lb/gal- ppg (Libras por Galón) {8.345 ppg = 1000 gr/lt}

• lb/ft³ (libras por pié cúbico)

FILTRADO API

• Es la pérdida de volumen de Fase continua, medida en c.c. Luego de 30´, a 100 psi.

FILTRADO HP- HT

• Es la pérdida de volumen de Fase continua, medida en c.c. Luego de 30´, a 500 psi diferenciales y a 250ºF.

REOLOGIA

La Reología, nos permite determinar el régimen de flujo del Fluido de perforación, además de la Viscosidad Plástica, Yield Point y Capacidad de Gelificación.

• La V.P; se expresa en Cps.

• El Y. P, se expresa en lb/100ft2

• La capacidad de gelificación, también se mide en lb/100ft2.

Ensayos químicos

Alcalinidad (Pm)

• Permite medir la conc. De OH, en el Fluido, también el exceso de Cal libre en el Fluido.

Alcalinidad del Filtrado (PfMf)

• Permite medir la conc. De OH, disueltos en el Fluido, también la conc. de Carbonatos y Bicarbonatos.

M.B.T (metilen Blue Test)

• Es la reacción de las Arcillas al Azul de Metileno; se produce una coloración de las mismas debido al intercambio catiónico.

Cloruros

• Método de titulación con Nitrato de Plata, que permite determinar la conc. de cloruros disueltos en el Fluido y también el % en peso de Sal.

Dureza Cálcica

• Método de titulación con EDTA (Acido Etilen Diamínico Tetra Acético), que permite determinar la cons. De Ión Calcio, disuelto en el fluido.

Determinación de Sólidos y Líquidos

• Se realiza por medio de una "Retorta", donde la muestra es calcinada dentro de la celda; quedando los sólidos en su interior y evaporando los líquidos, para luego ser condensados.

• Con este método se determina el % de Sólidos, % de Agua y % de hidrocarburos, presentes en el Fluido.