Pérdida de filtrado - II

Paradoja del control del fluido: Se desea una pérdida inicial de filtrado baja para minimizar el daño a la formación y mejorar la estabilidad del agujero. Pero es deseable una pérdida inicial de filtrado elevada para efectos de incrementar la velocidad de penetración El efecto de la pérdida de filtrado sobre la velocidad de penetración puede ser empíricamente expresado por:

Observaciones de campo indican que la adición de aceite, en fluidos base agua, tiende generalmente a incrementar la velocidad de penetración en casi todo tipo de formaciones, especialmente en formaciones con alto contenido de arcillas, en donde la hidratación de la lutita representa un serio problema para la estabilidad del agujero y embolamiento de la barrena. 

En términos generales, el efecto del contenido de aceite es más notable en formaciones suaves, mientras que en formaciones duras el efecto es más reducido. 

Las razones por las cuales el contenido de aceite en el fluido incrementa la velocidad de penetración, se cree que son: Las características de lubricación del aceite reducen la tendencia de embolamiento, evitando que los recortes se adhieran a la estructura de corte de la barrena (dientes, insertos, etcétera.).

La misma lubricidad del aceite promueve la aplicación de un mayor peso sobre barrena en el fondo, para un peso sobre barrena aplicado en la superficie. Esto resulta debido a la disminución de la fricción entre la sarta de perforación y las paredes del agujero. Sin embargo, cuando el contenido de aceite se incrementa más allá de un 20% en volumen, su efecto sobre la vebcidad de penetración se invierte reduciendo esta última. Posiblemente esto sea el resultado de un incremento en la viscosidad del fluido o bien por un bloqueo por emulsión de los poros de la formación.

Pérdida de filtrado - I

El concepto de que la velocidad de penetración se incrementa cuando la pérdida de filtrado del fluido de perforación aumenta, fue el resultado de observaciones de campo. Esta pérdida de filtrado depende principalmente del contenido y tipo de sólidos presentes en el fluido. 

De acuerdo con el contenido y tipo de sólidos, el fluido de perforación tenderá a filtrar la fase líquida hacia la formación y a depositar una película impermeable en las paredes del pozo (enjarre). Esta filtración es una función de la permeabilidad de la formación, la diferencial de presión y el contenido de sólidos del fluido. La invasión del filtrado hacia las formaciones se inhibe al formarse el enjarre que retarda así la igualación de presiones a través de los recortes generados. Esto los mantiene en el fondo del pozo (efecto de retención). El efecto se ilustra en la figura 64. Al retardarse la igualación de presiones, la velocidad de penetración se incrementa.

Contenido de sólidos

De manera similar a la densidad del fluido, el contenido de sólidos es la propiedad que más efecto tiene sobre el ritmo de penetración. Separar el efecto del contenido de sólidos del efecto de la densidad y otras propiedades del fluido es difícil, debido a que existe una relación muy estrecha entre el contenido

 

de sólidos, densidad, viscosidad, pérdida de filtrado, formación del enjarre, etc., de tal manera que es casi imposible separar de los datos obtenidos en pruebas de campo y laboratorio el efecto de los sólidos para aislar completamente este factor. Para incrementar el peso delfluido es necesario agregar sólidos, así ambos efectos siempre estarán presentes (figura 59). 

No obstante lo anterior, es un hecho ampliamente aceptado que un incremento en el contenido de sólidos por sí solo reduce sustancialmente la velocidad de penetración (figura 60). Además se ha comprobado que no solamente el contenido de sólidos reduce la velocidad de penetración, sino que también el tipo y estado de dispersión de los sólidos tienen un efecto significativof figuras 61 y 62). 

Por lo tanto, a partir de observaciones de campo y resultados de laboratorio se ha determinado que para lograr una perforación eficiente, en cuanto a la velocidad de penetración se refiere, es necesario mantener el contenido de sólidos tan bajo como sea posible (valores menores del 6% en volumen). Se ha comprobado también que las partículas de tamaño submicron (menores de 1 micrón), tienen un efecto adverso sobre la velocidad de penetración 12 veces mayor que las partículas de mayor tamaño (figura 63). Pór lo que una buena práctica de perforación es mantener el tamaño de las partículas lo más grande que sea posible.

En resumen, el contenido, distribución del tamaño, tipo y estado de dispersión de las partículas sólidas en el fluido ejercen una gran influencia sobre la velocidad de penetración. Empíricamente, esto puede ser representado mediante:

Viscosidad - II

Por otro lado, diversos trabajos de investigación, a nivel experimental y de laboratorio, han demostra- do que la remoción de los recortes de la interfase roca-barrena es una función de la velocidad del flui- do a lo largo del fondo del pozo (velocidad del flujo cruzado-"crossflow-velocity"); la cual a su vez es una función de la velocidad del fluido a través de las toberas de la barrena. Así, para una potencia hidráulica superficial dispo- nible, la velocidad del fluido a través de las toberas y de aquí a lo largo del fondo del pozo será mayor cuanto menor sea la viscosidad. Una probable segunda causa de la reducción en la velocidad de penetración con la viscosidad se debe a la restricción del flujo del fluido a través de las fracturas generadas por la barrena. 

La velocidad a la cual el fluido pueda llegar a las fracturas y reducir el efecto de la presión diferencial y de esta manera reducir el efecto de retención del recorte depende principalmente de la viscosidad. Una probable segunda causa de la reducción en la velocidad de penetración con la viscosidad se debe a la restricción del flujo del fluido a través de las fracturas generadas por la barrena. 

La velocidad a la cual el fluido pueda llegar a las fracturas y reducir el efecto de la presión diferencial y de esta manera reducir el efecto de retención del recorte depende principalmente de la viscosidad. Pruebas de laboratorio de- mostraron que el efecto de la viscosidad realmente existe a valores menores de 40 cp; a valores superiores este efec- to es insignificante. 

El efecto de la viscosidad so- bre la velocidad de penetra- ción puede ser expresado matemáticamente por medio de una relación empírica, vá- lida para valores de viscosidad menores de 40 cp (figura 58):

Con respecto al efecto de las propiedades del fluido de perforación, el efecto de la viscosidad es de lo más difícil de explicar debido a que no puede modificarse sin alterar otras propiedades, pues de- pende del contenido y tipo de sólidos, atracción o repulsión entre partículas sólidas y viscosidad de la fase líquida, entre otros factores.

Viscosidad - I

En las operaciones normales de perforación se genera un problema de limpieza del fondo del pozo debido al efecto de la densidad del fluido sobre los recortes generados por la barrena. De aquí que el efecto de la viscosidad del fluido sobre la velocidad de penetración puede ser visualizado como un problema de limpieza (barrido) de los recortes. 

Con base en lo anterior, es lógico suponer que la eficiencia del fluido de perforación para limpiar de recortes el fondo del pozo es mayor cuando se utilizan fluidos de baja viscosidad en un flujo altamente turbulento, que cuando se emplea unfluido muy viscoso fluyendo en régimen laminar. 

Pruebas de perforabilidad en el laboratorio sobre muestras de rocas en lasque se emplearon microbarrenas han demostrado que la velocidad de penetración era una función directa del grado de turbulencia del fluido (figura 56), expresado en términos de un parámetro adimensional semejante a un número de Reynolds en las toberas de la barrena.; es decir:

Nótese en la expresión anterior que si el valor de la viscosidad se incrementa el número de Reynolds disminuye; así se reduce el nivel de turbulencia del fluido en el fondo del pozo. Consecuentemente se tiene una reducción en la limpieza del fondo del pozo y por lo tanto de la velocidad de penetración.

Densidad del fluido (presión diferencial) - III

A pesar de los numerosos estudios realizados a este respecto, el efecto de la densidad del fluido sobre la velocidad de penetración no ha sido um versalmente definido en forma cuantitativa; pero este efecto puede ser para cualquier profundidad empíricamente expresado mediante:

Densidad del fluido (presión diferencial) - II

Esta prueba por sí sola no demuestra que la totalidad del incremento en la velocidad de penetración obtenida en el pozo B se debió a la menor densidad del fluido empleado, sino que probablemente esta reducción en densidad permitió que se mejoraran otras propiedades del fluido. En el laboratorio, el efecto de la densidad del fluido sobre la velocidad de penetración ha sido demostrado en función de la presión hidrostática (figura 53). 

Por otra parte, la figura 54 presenta una compara- ción entre las velocidades de penetración obtenidas empleando diferentes tipos de fluidos. Esta figura demuestra que las velocidades de perforación obtenidas cuando se emplea aire o gas como fluido de perforación es mucho mayor que las obtenidas empleando agua o fluido de perforación. Esto se debe a la menor densidad del aire y gas. Lo anterior se demuestra en la figura 55, la cual fue obtenida a partir de datos de campo en pozos perforados en el oeste de Texas. 

En este caso, la reducción en el tiempo de perforación ocurrió principalmente porque la presión hidrostática del gas y aire fue menor que la presión de poro de la formación; así se ha establecido que el efec- to de la densidad probablemente no esté com- pletamente expresado en términos de la pre- sión hidrostática ejercida por la columna de flui- do, sino que se deberá de considerar en térmi- nos de la presión diferencial entre la presión hidrostática del fluido y la presión de poro de la formación.