Este documento describe varios tipos comunes de contaminación en fluidos de perforación y posibles tratamientos. Identifica contaminantes como cemento, anhidrita/yeso, magnesio, sal y gases ácidos. Explica cómo afectan las propiedades físicas y químicas del lodo y ofrece opciones de tratamiento como precipitar iones, aumentar alcalinidad y convertir sistemas de lodo. El objetivo es mantener las propiedades reológicas del lodo y mejorar el rendimiento de filtración.
Tratamiento diseñado para tratar la formación cercana al pozo, en lugar de otras áreas del conducto de producción, tales como la tubería de revestimiento a través del intervalo de producción, los tubulares de producción o los disparos o perforaciones. Los tratamientos de estimulación matricial incluyen ácido, solvente y tratamientos químicos para mejorar la permeabilidad de la formación cercana al pozo, lo que aumenta la productividad de un pozo. La estimulación matricial es un proceso de inyección de fluido en la formación, sea ácido o solvente, a presiones inferiores a la presión de fractura, para mejorar la producción o la capacidad de flujo de un pozo. El objetivo de un tratamiento matricial es diferente en areniscas que en carbonatos. En areniscas, los tratamientos matriciales restauran o mejoran la permeabilidad natural de la formación alrededor del pozo al remover el daño de la formación, disolver material que tapona los poros o aumentar el tamaño de los espacios porosos. En carbonatos, la estimulación matricial crea nuevos canales (túneles) altamente conductores que sortean los daños. Debido a estas diferencias, el criterio de selección para el fluido de tratamiento también es distinto. Para tratamientos de arenisca, es especialmente importante el conocimiento de la extensión, el tipo de daño, la ubicación, el origen, la mineralogía del yacimiento (estudio petrográfico) y la compatibilidad del fluido de tratamiento con la formación. En tratamientos de carbonato, resultan más significativas la temperatura del yacimiento, la tasa de bombeo y el tipo de fluido porque estos parámetros afectan directamente a la reactividad del fluido de tratamiento con la roca del yacimiento. Un tratamiento de estimulación matricial de arenisca está compuesto, en general, por un prelavado de ácido clorhídrico [HCl], un fluido de tratamiento principal (mezclas de HCl-HF) y fluido de desplazamiento (solución de ácido pobre o salmuera). El fluido de tratamiento se mantiene bajo presión dentro del yacimiento durante un período de tiempo, después de lo cual se efectúa el suaveo del pozo y se lo pone nuevamente en producción. En yacimientos de carbonato, el HCl es el fluido más comúnmente utilizado. Los ácidos orgánicos como el ácido fórmico y el acético se utilizan tanto en acidificación de arenisca como de carbonato, principalmente en sistemas de ácido retardado o en aplicaciones a alta temperatura. La estimulación matricial también se denomina tratamiento matricial o acidificación matricial.
Curso de Problemas Operacionales en Perforación de Pozoskilber1990
Este curso ofrece técnicas para solucionar los problemas operacionales durante la Perforación de Pozos bien sea por causa de la formación es decir: Estabilidad del hoyo, Formaciones Ductiles, Formaciones Quebradizas, Lutitas que se derrumban. O a causa del Lodo (Mud): Perdida de Circulación, Pega o atascamiento, arremetida reventones, Operaciones de Pesca.
Tratamiento diseñado para tratar la formación cercana al pozo, en lugar de otras áreas del conducto de producción, tales como la tubería de revestimiento a través del intervalo de producción, los tubulares de producción o los disparos o perforaciones. Los tratamientos de estimulación matricial incluyen ácido, solvente y tratamientos químicos para mejorar la permeabilidad de la formación cercana al pozo, lo que aumenta la productividad de un pozo. La estimulación matricial es un proceso de inyección de fluido en la formación, sea ácido o solvente, a presiones inferiores a la presión de fractura, para mejorar la producción o la capacidad de flujo de un pozo. El objetivo de un tratamiento matricial es diferente en areniscas que en carbonatos. En areniscas, los tratamientos matriciales restauran o mejoran la permeabilidad natural de la formación alrededor del pozo al remover el daño de la formación, disolver material que tapona los poros o aumentar el tamaño de los espacios porosos. En carbonatos, la estimulación matricial crea nuevos canales (túneles) altamente conductores que sortean los daños. Debido a estas diferencias, el criterio de selección para el fluido de tratamiento también es distinto. Para tratamientos de arenisca, es especialmente importante el conocimiento de la extensión, el tipo de daño, la ubicación, el origen, la mineralogía del yacimiento (estudio petrográfico) y la compatibilidad del fluido de tratamiento con la formación. En tratamientos de carbonato, resultan más significativas la temperatura del yacimiento, la tasa de bombeo y el tipo de fluido porque estos parámetros afectan directamente a la reactividad del fluido de tratamiento con la roca del yacimiento. Un tratamiento de estimulación matricial de arenisca está compuesto, en general, por un prelavado de ácido clorhídrico [HCl], un fluido de tratamiento principal (mezclas de HCl-HF) y fluido de desplazamiento (solución de ácido pobre o salmuera). El fluido de tratamiento se mantiene bajo presión dentro del yacimiento durante un período de tiempo, después de lo cual se efectúa el suaveo del pozo y se lo pone nuevamente en producción. En yacimientos de carbonato, el HCl es el fluido más comúnmente utilizado. Los ácidos orgánicos como el ácido fórmico y el acético se utilizan tanto en acidificación de arenisca como de carbonato, principalmente en sistemas de ácido retardado o en aplicaciones a alta temperatura. La estimulación matricial también se denomina tratamiento matricial o acidificación matricial.
Curso de Problemas Operacionales en Perforación de Pozoskilber1990
Este curso ofrece técnicas para solucionar los problemas operacionales durante la Perforación de Pozos bien sea por causa de la formación es decir: Estabilidad del hoyo, Formaciones Ductiles, Formaciones Quebradizas, Lutitas que se derrumban. O a causa del Lodo (Mud): Perdida de Circulación, Pega o atascamiento, arremetida reventones, Operaciones de Pesca.
Proceso de Invasión de las Formaciones - Perfiles de PozosEmely Ferrer
Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño
Maracaibo, Estado Zulia
Escuela: Ing. en Petroleo
Cátedra: Interpretación de Perfiles
Tutor: Ing. Jonathan Jimenez
Autor: Emely Ferrer V-26.606.655
Al finalizar el curso el participante estará en capacidad de Entender y
analizar la tecnología que rige el comportamiento y funcionamiento de los fluidos
de perforación durante el proceso de construcción de un pozo. Asimismo, analizar
y controlar problemas operacionales que se presentan durante el proceso de
perforación, aplicando los métodos existentes para su corrección.
Proceso de Invasión de las Formaciones - Perfiles de PozosEmely Ferrer
Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño
Maracaibo, Estado Zulia
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Cátedra: Interpretación de Perfiles
Tutor: Ing. Jonathan Jimenez
Autor: Emely Ferrer V-26.606.655
Al finalizar el curso el participante estará en capacidad de Entender y
analizar la tecnología que rige el comportamiento y funcionamiento de los fluidos
de perforación durante el proceso de construcción de un pozo. Asimismo, analizar
y controlar problemas operacionales que se presentan durante el proceso de
perforación, aplicando los métodos existentes para su corrección.
TIPOS DE REACCIONES QUÍMICAS: COMBINACIÓN, DESCOMPOSICIÓN, SIMPLE SUSTITUCIÓN Y DOBLE SUSTITUCIÓN. BALANCEO DE ECUACIONES QUÍMICAS: MÉTODO DEL TANTEO Y ÓXIDO-REDUCCIÓN...COLEGIO AMERICANO DE SAN CARLOS...tango/tango
Se describe el uso de la lechada de cal en el proceso de alcalización de jugos de caña y la importancia que tiene la calidad del hidrato en la eficiencia y la calidad del azúcar.
Además, se sugieren métodos idóneos alcanzar mejores resultados en la preparación y uso de las lechadas de cal en el complejo proceso de alcalización de jugos de caña para reducir los costos de operación e implicaciones tecnológicas en el desarrollo del proceso de producción de azúcar de caña.
Emulsión inversa
Una emulsión en la que el aceite es la fase continua o externa y el agua es la fase interna. Emulsión inversa normalmente se refiere a un lodo a base de aceite y los términos se consideran sinónimos. Los lodos de emulsión inversa pueden tener de 5 a 50% de agua en la fase líquida, aunque hay sistemas que son 100% aceite.
Una señal analógica es una señal generada por algún tipo de fenómeno electromagnético; que es representable por una función matemática continua en la que es variable su amplitud y periodo en función del tiempo.
libro conabilidad financiera, 5ta edicion.pdfMiriamAquino27
LIBRO DE CONTABILIDAD FINANCIERA, ESTE TE AYUDARA PARA EL AVANCE DE TU CARRERA EN LA CONTABILIDAD FINANCIERA.
SI ERES INGENIERO EN GESTION ESTE LIBRO TE AYUDARA A COMPRENDER MEJOR EL FUNCIONAMIENTO DE LA CONTABLIDAD FINANCIERA, EN AREAS ADMINISTRATIVAS ENLA CARREARA DE INGENERIA EN GESTION EMPRESARIAL, ESTE LIBRO FUE UTILIZADO PARA ALUMNOS DE SEGUNDO SEMESTRE
6. Factores Que Afectan la Severidad de la
Contaminación
• Tipo de sistema de lodo
• Tipo de contaminante
• Concentración de contaminante
• Tipo y concentración de sólidos
12. Contaminación de Cemento
Propiedades Físicas del Lodo
Peso del Lodo (MW) Sin cambio
Viscosidad Embudo (FV) Aumento
VP Sin cambio a aumento ligero
PC Aumento importante
Gel Inicial Aumento importante
Gel a 10 min. Aumento
Pérdida de Filtrado Aumento
Sólidos Sin cambio a aumento ligero
13. pH Aumento
Pm Aumento
Pf Aumento
Mf Aumento
Ca2+ Aumento si pH < 11,5
Disminución si pH > 11,5
Contaminación de Cemento
Propiedades Químicas del Lodo
14. Solubilidad del Hidróxido de Calcio vs. pH
0
20
40
60
80
100
8 9 10 11 12
pH
% Solubilidad del Calcio
15. Contaminación de Cemento
Tratamiento
• Eliminar el cemento duro con equipos de remoción de
sólidos
• Reducir el pH y las alcalinidades
• Precipitar el ion calcio
16. Lignito – reducir las alcalinidades
Ca(OH)2 + 2RCO2H → Ca2+ + 2RCO2
- + 2H2O
(Ácido Orgánico)
BicarbonatoBicarbonato –– precipitar el calcioprecipitar el calcio
Ca2+ + NaHCO3 → Na+ + H+ + CaCO3 ↓
Contaminación de Cemento
Tratamiento
17. SAPP - reducir las alcalinidades
precipitar el calcio
Na2H2P2O7 + 2Ca(OH)2 → 2Na+ + 2H2O + Ca2P2O7 ↓
Contaminación de Cemento
Tratamiento
18. Contaminación de Cemento
Sistema de Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada
(PHPA)
+2NH3CH CH CH CH CH CH
C C C C C C
O NH2O NH2O O O O O O O O
+ 2OH
- - - -
-
CH2 CH2 CH2 CH2 CH2 CH2
19. CH2
CH CH CH CH CH CH
C C C C C C
O O O O O O O OCaOO
+ Ca
CH2 CH2 CH2 CH2 CH2
- -
2+
O-O-
Contaminación de Cemento
Sistema de Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada
(PHPA)
20. • Tratar inicialmente con 1/2 – 1 lbs/bbl de ácido cítrico para
reducir el pH a 7±.
• Tratar inicialmente con 1/4 – 1/2 lbs/bbl de bicarbonato de sodio
Contaminación de Cemento
Sistema de PHPA / Tratamiento
21. • Tratar el lodo contaminado por cemento en la línea de flujo
con 1/4 – 1/2 lbs/bbl de ácido cítrico para controlar el pH a <
10,0.
• Añadir bicarbonato de sodio para eliminar el resto de la
contaminación de cemento mediante el tratamiento.
• No añadir polímeros al lodo hasta que se elimine el cemento
mediante tratamiento y el pH se estabilice a < 10,0.
Contaminación de Cemento
Sistema de PHPA / Tratamiento
23. Bicarbonato – precipitar el calcio
Ca2+ + NaHCO3 → Na+ + H+ + CaCO3 ↓
Contaminación de Cemento
Sistema de PHPA / Tratamiento
24. • Tolerar:
- Diluir
- Añadir lignosulfonato
- Añadir aditivos de control de pérdida de filtrado si es
necesario
Contaminación de Cemento
Tratamiento
28. Anhidrita / Yeso
Propiedades Físicas del Lodo
Peso del Lodo (MW) Sin cambio
Viscosidad Embudo (FV) Aumento
VP Sin cambio a aumento
ligero
PC Aumento
Gel Inicial Aumento
Gel a 10 min. Aumento
Pérdida de Filtrado Aumento
Sólidos Sin cambio
29. Solubilidad del Hidróxido de Calcio vs. pH
0
20
40
60
80
100
8 9 10 11 12
pH
% Solubilidad del Calcio
30. Anhidrita / Yeso
Propiedades Químicas del Lodo
pH Disminución
Pm Disminución ligera
Pf Disminución
Mf Disminución
Ca2+ Aumento
Cl- Sin cambio
32. Carbonato de Sodio – tratar el ion calcio
Ca2+ + SO4
2- + Na2CO3 → 2Na+ + SO4
2- + CaCO3 ↓
Añadir soda cáustica para aumentar las alcalinidades
Anhidrita / Yeso
Tratamiento
33. Anhidrita / Yeso
Tolerancia
• Aumentar el pH a 9,5 – 10,5
• Dilución
• Añadir lignosulfonato para desfloculación
• El CO2 de la formación y de la atmósfera terminará precipitando
el calcio
34. Solubilidad del Hidróxido de Calcio vs. pH
0
20
40
60
80
100
8 9 10 11 12
pH
% Solubilidad de Calcio
36. Anhidrita / Yeso
Conversión del Sistema
• Diluir
• Exceso de yeso (8 – 12 lbs/bbl)
• Soda cáustica (pH 9,5 – 10,5)
• Lignosulfonato para desfloculación
• Agentes de control de pérdida de Filtrado que toleran Ca2+ (si es
necesario)
41. Mg2+ + 2OH- Mg(OH)2
pH > 10,5
pH < 10,5
Para Secuestrar:Para Secuestrar:
Añadir una fuente de hidroxiloAñadir una fuente de hidroxilo
Magnesio
Tratamiento
42. CAL Ca2+(OH-)
Sólo secuestra el magnesio
SODA CÁUSTICA Na+ OH-
Secuestra el magnesio y el calcio
POTASA CÁUSTICA K+OH-
Secuestra el magnesio y el calcio
Magnesio
Tratamiento
43. Magnesio
Efecto sobre el Rendimiento del Lodo
• Las arcillas no se hidratan tanto en agua dura
• Pérdida de Filtrado más difícil de reducir
• Los productos no son tan solubles
48. Sal en Agua de la Formación
Na+
K+
Ca2+
Mg2+
Cl-
49. Contaminación de Sal
Propiedades Físicas del Lodo
Peso del Lodo (MW) Depende de la densidad
Viscosidad Embudo (FV) Aumento
VP Aumento (si gran
concentración de sal)
PC Aumento
Gel Inicial Aumento
Gel a 10 min. Aumento
Pérdida de Filtrado Aumento
Sólidos La retorta indica un
aumento
50. Contaminación de Sal
Propiedades Químicas del Lodo
pH Disminución
Pm Disminución
Pf Disminución
Mf Disminución
Ca2+ Aumento ligero a importante según el
tipo de sal
Cl- Aumento
51. Contaminación de Sal
Opciones para el Tratamiento
• Tolerar
• Convertir a un lodo saturado de sal
• Desplazar con lodo base aceite o sintético
52. Contaminación de Sal
Tolerancia
• Diluir
• Añadir Soda Cáustica para controlar el pH
• Añadir lignosulfonato para controlar el PC
• Añadir agente de control de pérdida de filtrado (si es necesario)
54. Conversión a un Sistema Saturado de Cloruro de Sodio
• Diluir los sólidos de baja gravedad específica (LGS) (realizar una
prueba piloto antes de la conversión si hay suficiente tiempo y las
condiciones lo permiten)
• Añadir NaCl hasta el punto de saturación (110 – 120 lbs/bbl)
• Añadir soda cáustica para mantener el pH al nivel deseado
• Añadir lignosulfonato
• Añadir agentes de control de pérdida de filtrado
56. Carbonato / Bicarbonato
Fuentes
• Aire (atmósfera) inyectado por las bombas, tolvas mezcladoras,
zarandas y agitadores
• Intrusión de gas CO2
• Sobretratamiento con carbonato de sodio o bicarbonato
• Degradación de ciertos aditivos del lodo
• Mayoría de la barita
57. Carbonato / Bicarbonato
Propiedades Físicas del Lodo
Peso del Lodo (MW) Sin cambio
Viscosidad Embudo (FV) Aumento ligero
VP Sin cambio
PC Aumento ligero
Gel Inicial Aumento ligero
Gel a 10 min. Aumento
Pérdida de Filtrado Aumento ligero
Sólidos Sin cambio
58. Carbonato / Bicarbonato
Indicadores
• Reacción mínima o ninguna reacción a los desfloculantes
químicos
• Una reducción de las propiedades reológicas puede
producirse cuando se añade soda cáustica si el pH del lodo <
10,0 antes de añadir la soda cáustica
60. Punto Cedente vs. CO3
2- y HCO3
-
10
20
30
40
50
60
0
20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
PC (lb/100 pies²)
Milimoles / Litro
CO3
2-
HCO
3
-
61. Carbonato / Bicarbonato
Propiedades Químicas del Lodo
pH Disminución
Pm Aumenta Generalmente
Pf Aumenta Generalmente
Mf Aumento
Ca2+ Disminución
Cl- Sin cambio
62. Efecto producido cuando se usa soda cáustica sola paraEfecto producido cuando se usa soda cáustica sola para
aumentar el pH (sin alcalinidad debido a carbonatos oaumentar el pH (sin alcalinidad debido a carbonatos o
bicarbonatos):bicarbonatos):
pHpH NaOHNaOH, lbs/bbl, lbs/bbl PfPf OH,OH, ppmppm
99 0,000140,00014 0,00050,0005 0,170,17
1010 0,00140,0014 0,0050,005 1,71,7
1111 0,0140,014 0,050,05 17,017,0
1212 0,140,14 0,50,5 170,0170,0
1313 1,41,4 5,05,0 1.700,01.700,0
1414 14,014,0 50,050,0 17.000,017.000,0
OBSERVACIÓN: Cada vez que la concentración deOBSERVACIÓN: Cada vez que la concentración de NaOHNaOH
aumenta en un factor de 10, el pH aumenta en una unidad.aumenta en un factor de 10, el pH aumenta en una unidad.
63. Prueba de Pm y Pf
0
20
40
60
80
100
0 2 4 6 8 10 12 14
Porcentaje
pH
Porcentaje de varias especies de carbonato a diferentes valores de pH
CO3
=H2
CO3
HCO3
-
Iones de Hidrógeno
64. Prueba de Mf
0
20
40
60
80
100
0 2 4 6 8 10 12 14
Porcentaje
pH
Porcentaje de varias especies de carbonato a diferentes valores de pH
CO3
=H2
CO3
HCO3
-
Iones de Hidrógeno
65. Métodos para Determinar los Carbonatos
• Método de Pf / Mf
• Método de pH / Pf
• Tren de Gas de Garrett
66. Método de Pf / Mf
• El método de Pf/Mf no es un método cuantitativo para
determinar la concentración de ion
carbonato/bicarbonato en el lodo.
• Modificando las razones Pf/Mf se puede establecer
tendencias, las cuales pueden ser usadas para
determinar la probabilidad de carbonato/bicarbonato
67. • Si Mf < 5,0 cc de 0,02N H2SO4, en general no hay
ningún problema de carbonato
• Si Mf > 5,0 cc y la razón Mf/Pf aumenta, será
necesario usar un método de determinación más
cuantitativo (pH/Pf o un Tren de Gas de Garrett)
Método de Pf / Mf
68. • Para un análisis cuantitativo de los carbonatos, es crítico usar
un medidor de pH preciso.
• Medir y registrar a partir de la hoja de control de lodo: pH, Pf y
fracción de agua (Wf)
• Determinar a partir de los cálculos: cantidad de CO3
2- y/o
HCO3
- (mg/l) presente en el lodo
Método de pH/Pf
72. Reacciones QuímicasReacciones Químicas
IntrusiónIntrusión de Gas COde Gas CO22
COCO22 + H+ H22O [ HO [ H22COCO33 ] (] (ácidoácido carbónicocarbónico))
FormaciónFormación dede ácidoácido carbónicocarbónico
[H2CO3] + NaOH NaHCO3 + H2O
Formación de bicarbonatos cuando el pH aumenta
NaHCO3 + NaOH Na2CO3 + H2O o
[H2CO3] + Ca(OH)2 CaCO3 ↓ + 2H2O
(ppt)
Formación de carbonatos cuando el pH aumenta
pH
4,3
4,3-8,3
8,3-11,7
74. Carbonato / Bicarbonato
Sólidos vs. Carbonatos
Muchas veces se considera que un problema de sólidos es
un problema de carbonatos. Ambos aumentan la viscosidad
y los esfuerzos de gel del lodo, especialmente en la línea de
flujo.
El siguiente análisis debería determinar si el problema
resulta de la contaminación de sólidos o de carbonato /
bicarbonato:
75. Sólidos vs. Carbonatos
Análisis
• Analizar los sólidos del lodo.
• Buscar tendencias que se han desarrollado durante los
últimos días.
• Prestar atención particular al aumento de los sólidos de
baja gravedad específica, MBT y VP.
76. • Después de la evaluación completa de los sólidos, examinar la
química del lodo:
Si el pH disminuye y la Pf aumenta o sigue igual, esto
constituye la primera señal de un problema de carbonatos.
Si el pH disminuye y la Pf también disminuye, el problema está
probablemente relacionado con los sólidos.
Sólidos vs. Carbonatos
Análisis
78. Contaminación de H2S
Fuentes
• Formación
• Bacterias Anaerobias (generalmente insignificantes)
• Agua de preparación (generalmente insignificante)
79. Contaminación de H2S
Indicadores
• Aumento de la viscosidad, punto cedente y esfuerzos de gel
en la línea de flujo
• Disminución del pH y de las alcalinidades
• Olor sulfuroso fétido en la línea de flujo
• Oscurecimiento del lodo
• La columna de perforación se vuelve negra
80. Sulfuro de Hidrógeno
Propiedades Físicas del Lodo
Peso del Lodo (MW) Sin cambio
Viscosidad Embudo (FV) Aumento
VP Sin cambio
PC Aumento
Gel Inicial Aumento ligero
Gel a 10 min. Aumento
Pérdida de Filtrado Aumento ligero
Sólidos Sin cambio
81. Sulfuro de Hidrógeno
Propiedades Químicas del Lodo
pH Disminución
Pm Disminución
Pf Disminución
Mf Disminución
Ca2+ Disminución Ligera
Cl- Sin cambio
83. Distribución Aproximada de H2S, HS- y S2- Según el pH
pH
Porcentaje de Sulfuro Total
3 6 9 12
0,01
0,1
1
10
100
HS-
H2S
S
2-
84. Sulfuro de Hidrógeno
Tratamiento
• Aumentar el pH a > 9,0
• Amortiguar el pH > 9,0
• Separar los Sulfuros mediante precipitación
• S2- + ZnO → ZnS ↓ + O2-
85. SULF-X (ZnO)
1 lb/bbl elimina aproximadamente 1100 mg/l S2-
SULFATREAT
1 lb/bbl elimina aproximadamente 2000 mg/l S2-
Sulfuro de Hidrógeno
Tratamiento
86. TABLA 1 TRATAMIENTO QUÍMICO EN UNIDADES NORTEAMERICANAS
Contaminante Ion Contaminante Tratamiento Concentración de
Tratamiento, lbs/bbl
Dióxido de Carbono Carbonato
Bicarbonato
Carbonato Total
Soluble
Yeso para reducir el pH
Cal para aumentar el pH
Cal para aumentar el pH
Cal para aumentar el pH
Mg/l x Fw x 0,00100
Mg/l x Fw x 0,000432
Mg/l x Fw x 0,00424
Mg/l x Fw x 1,283
Yeso y Anhidrita Calcio Carbonato de Sodio
SAPP
Bicarbonato de Sodio
Mg/l x Fw x 0,000928
Mg/l x Fw x 0,000971
Mg/l x Fw x 0,000735
Cal o Cemento Hydroxilo Bicarbonato de Sodio
SAPP
Ácido Cítrico
LB/BBL exceso de cal x 1,135
LB/BBL exceso de cal x 1,150
LB/BBL exceso de cal x 1,893
Agua Dura o Agua
de Mar
Calcio y Magnesio Soda Cáustica Mg/l x Fw x 0,00116
Sulfuro de
Hidrógeno
Sulfuro (H2S, HS-
, S2-
) SULF-X (óxido de zinc***) más
suficiente soda cáustica para
mantener el pH encima de 10,5
Mg/l x Fw x 0,00091
*Fw es el % fraccionario de agua de la retorta
**Exceso de cal = 0,26 (Pm-(Pf x Fw))
***También se pueden usar otros compuestos de zinc tales como el zinc quelado o el carbonato
de zinc. Un exceso siempre debe ser mantenido en el sistema.
89. Contaminación de Sólidos
El efecto de los sólidos sobre un lodo depende de:
• Concentración
• Reactividad
• Tamaño y forma
Cuando la temperatura de fondo aumenta, el efecto de los sólidos
también aumenta
90. Exceso de Sólidos de Baja Gravedad Específica
Propiedades Físicas del Lodo
Peso del Lodo (MW) Aumento ligero probable
Viscosidad Embudo (FV) Aumento
VP Aumento
PC Aumento
Gel Inicial Aumento
Gel a 10 min. Aumento
Pérdida de Filtrado Disminución ligera
Sólidos Aumento
MBT Aumento
91. Exceso de Sólidos de Baja Gravedad Específica
Propiedades Químicas del Lodo
pH Disminución ligera
Pm Disminución ligera
Pf Disminución ligera
Mf Disminución ligera
Razón Pf/Mf Sin cambio
Ca2+ Sin cambio a aumento ligero
Cl- Sin cambio a aumento ligero
92. Exceso de Sólidos Finos
Propiedades Físicas del Lodo
Peso del Lodo (MW) Sin cambio
Viscosidad Embudo (FV) Aumento ligero
VP Aumento
PC Aumento ligero
Gel Inicial Aumento ligero
Gel a 10 min. Aumento
Pérdida de Filtrado Sin cambio
Sólidos Sin cambio
MBT Aumento ligero si los sólidos son
reactivos, sin cambio si se trata de
barita
93. Exceso de Sólidos Finos
Propiedades Químicas del Lodo
pH Disminución ligera
Pm Disminución ligera
Pf Disminución ligera
Mf Disminución ligera
Razón Pf/Mf Sin cambio
Ca2+ Sin cambio
Cl- Sin cambio
94. Exceso de Sólidos de Baja Gravedad Específica
Tratamiento
• Realizar un análisis de costos para determinar si se debe
añadir una centrífuga para mejorar la eficiencia del control
de sólidos
• Añadir una centrífuga en base al análisis de costos y
operarla como unidad de recuperación de barita
95. • Realizar un análisis de costos para determinar si es
necesario diluir o desplazar
• Desplazar con lodo nuevo o diluir en base a los resultados
del análisis de costos
Exceso de Sólidos de Baja Gravedad Específica
Tratamiento