Propiedades reológicas (I)

Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. Éste mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el número de segundos requeridos para que 1000 ml de lodo pasen a través de un tubo de 3/16 de pulgada de diámetro, colocado a continuación de un embudo de

12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml (ver figura 3.1). El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

En manuales anteriores se expusieron y se comprendieron las ventajas que presentan las propiedades reológicas en la optimización hidráulica y los sólidos controlados del fluido de perforación para prevenir o evitar problemas durante la perforación del pozo. Por esta razón, es conveniente conocer cómo se realizan los

análisis físicos de las propiedades reológicas de sólidos y líquidos, para verificar en cualquier momento la cuantificación real y propia del fluido de perforación.

Control del fluido de perforación (III)

Control del fluido de perforación (II)

- Contenido de cloruros

- Contenido del ión calcio

- Contenido de sólidos

- Filtrado

- Por ciento de aceite

- Por ciento de agua

- Cantidad de sólidos

- Temperatura

- Filtrado

- Enjarre

Control del fluido de perforación (I)

Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadísticas de los pozos vecinos.

Los reportes de fluidos describen las características físicas y químicas del sistema de lodos, los cuales se hacen diariamente. (Para llevar el control de las características físicas se pueden aplicar las tablas proporcionadas en el manual del perforador).

La tabla 3.2 muestra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente información:

- Nombre del pozo

- Fecha

- Profundidad

- Datos de las bombas de lodos

- Equipo para el control de sólidos

- Densidad

- Viscosidad Marsh

- pH del lodo

- Viscosidad plástica

- Punto de cedencia

- Gelatinosidades

Programa del fluido de perforación

Como ejemplo, se hace referencia al campo Escuintle de la Región Sur de México, el cual es productor de aceite en las formaciones carbonatadas del Cretácico Superior San Felipe, Agua Nueva y Medio.

El programa de perforación de un pozo típico de este campo comprende 6 etapas y la terminación (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tubería de explotación de 5”, se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de 30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8”, 7” y 5”.

PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Programa del fluido de perforación

El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura, hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfil del agujero, programa de diámetro de agujero y tuberías de revestimiento (convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logística,

daños a la formación y restricciones ambientales.

Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y características apropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costos de los mismos.

Un programa de fluidos debe especificar:

• Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán.
• Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto.
• Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente.
• Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.
• Problemas esperados y los procedimientos de control.