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.
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.
Control de Brotes y Descontrol de Pozos PetrolerosManuel Hernandez
Que es un Brote
La manifestación de la entrada de fluidos de la formación al agujero
Porque se Se genera:
Sencillamente porque la presión hidrostática es menor a la presión de la formación.
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.
Control de Brotes y Descontrol de Pozos PetrolerosManuel Hernandez
Que es un Brote
La manifestación de la entrada de fluidos de la formación al agujero
Porque se Se genera:
Sencillamente porque la presión hidrostática es menor a la presión de la formación.
Material sólido introducido de manera intencional en un sistema de lodo para reducir y finalmente impedir el flujo del fluido de perforación dentro de una formación débil, fracturada o vacuolar. En general, este material es de naturaleza fibrosa o en forma de placa, ya que los proveedores intentan diseñar lechadas que obturen y sellen las zonas de pérdida. Además, los materiales populares para pérdida de circulación son productos de desecho de bajo costo de las industrias de elaboración de alimentos y fabricación química. Ejemplos de materiales para pérdida de circulación son las cáscaras molidas de cacahuete, la mica, el celofán, las cáscaras de nuez, el carbonato de calcio, las fibras vegetales, las cáscaras de semillas de algodón, el caucho molido y los materiales poliméricos.
Empuje por gas solución en yacimiento PetrolerosManuel Hernandez
Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento proviene del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción.
El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman en la actualidad es, determinar si una formación contiene hidrocarburos así como también las características litológicas de la formación que los contiene. En el pasado, con anterioridad a la invención de los registros geofísicos de pozos, prácticamente la única manera de conocer estas dos propiedades fundamentales de las rocas, era mediante la inspección y análisis directo de las rocas cortadas por las barrenas y pruebas de formación; hoy en día muchas de estas pruebas mecánicas, que llevan tal objetivo, han sido suprimidas obteniéndose la información indirectamente a través de la interpretación de los registros de pozos.
Tubería Flexible
Una sección larga y continua de tubería enrollada en un tambor. La tubería se endereza para ser bajada en un pozo y luego se rebobina para enrollarla nuevamente en el tambor de transporte y almacenamiento. Dependiendo del diámetro de la tubería (1 pulgada a 4 1/2 pulgadas) y del tamaño del tambor, la longitud de la tubería flexible puede variar entre 610 y 4 570 m 2 000 pies y 15 000 pies] o una longitud mayor.
Material sólido introducido de manera intencional en un sistema de lodo para reducir y finalmente impedir el flujo del fluido de perforación dentro de una formación débil, fracturada o vacuolar. En general, este material es de naturaleza fibrosa o en forma de placa, ya que los proveedores intentan diseñar lechadas que obturen y sellen las zonas de pérdida. Además, los materiales populares para pérdida de circulación son productos de desecho de bajo costo de las industrias de elaboración de alimentos y fabricación química. Ejemplos de materiales para pérdida de circulación son las cáscaras molidas de cacahuete, la mica, el celofán, las cáscaras de nuez, el carbonato de calcio, las fibras vegetales, las cáscaras de semillas de algodón, el caucho molido y los materiales poliméricos.
Empuje por gas solución en yacimiento PetrolerosManuel Hernandez
Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento proviene del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción.
El objetivo principal de la mayor parte de los registros de pozos que se toman en la actualidad es, determinar si una formación contiene hidrocarburos así como también las características litológicas de la formación que los contiene. En el pasado, con anterioridad a la invención de los registros geofísicos de pozos, prácticamente la única manera de conocer estas dos propiedades fundamentales de las rocas, era mediante la inspección y análisis directo de las rocas cortadas por las barrenas y pruebas de formación; hoy en día muchas de estas pruebas mecánicas, que llevan tal objetivo, han sido suprimidas obteniéndose la información indirectamente a través de la interpretación de los registros de pozos.
Tubería Flexible
Una sección larga y continua de tubería enrollada en un tambor. La tubería se endereza para ser bajada en un pozo y luego se rebobina para enrollarla nuevamente en el tambor de transporte y almacenamiento. Dependiendo del diámetro de la tubería (1 pulgada a 4 1/2 pulgadas) y del tamaño del tambor, la longitud de la tubería flexible puede variar entre 610 y 4 570 m 2 000 pies y 15 000 pies] o una longitud mayor.
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.
Un emulsionante, emulsificante o emulgente es una sustancia que ayuda en la mezcla de dos sustancias que normalmente son poco miscibles o difíciles de mezclar. De esta manera, al añadir este emulsionante, se consigue formar una emulsión.
Producción de arenas
La instalación de equipamientos o la aplicación de técnicas para prevenir la migración de arena de yacimiento hacia el pozo o la región vecina al pozo. En las formaciones débiles, puede ser necesario el control de la producción de arena para mantener la estructura del yacimiento alrededor del pozo. En otros tipos de formaciones, la migración de arena y finos hacia la región vecina al pozo puede restringir severamente la producción. Cada una de estas condiciones requiere un tratamiento diferente. Las principales técnicas de control de la producción de arena son el empaque de grava y la consolidación de la arena.
Se considera trabajo en altura a todo aquel que se realice por encima de 1,8 metros sobre el suelo o plataforma fija, sobre pozos, cortes o voladizos. Para trabajos realizados en altura, el trabajador deberá utilizar arnés de seguridad o un equipo apropiado, que evite su caída.
How to Become a Thought Leader in Your NicheLeslie Samuel
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Criterios de la primera y segunda derivadaYoverOlivares
Criterios de la primera derivada.
Criterios de la segunda derivada.
Función creciente y decreciente.
Puntos máximos y mínimos.
Puntos de inflexión.
3 Ejemplos para graficar funciones utilizando los criterios de la primera y segunda derivada.
Desbalanceo Rotatorio cabeceo de flechas y elementos rotativos_GSV.pptx
Fluidos de Perforacion Emulsion Inversa
1. Materia: Ingeniería de Yacimiento
Equipo 1
Integrantes:
Pamela Garza
Azenth Ruiz
Edgar Mireles
Manuel Hernandez
Catedrático: Carlos Barrera
2. El fluido de perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación hasta a la barrena y
regresa a la superficie por el espacio anular. Hasta la fecha un pozo de gas o aceite no se puede perforar sin este
concepto básico de fluido circulante.
· El fluido de perforación es una parte clave del proceso de perforación, y el éxito de un programa de perforación
depende de su diseño.
· Un fluido de perforación para un área particular se debe diseñar para cumplir con los requerimientos
específicos.
· En general los fluidos de perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero
también algunas otras que no son deseables. Siempre hay un compromiso.
Fluidos de perforación
3. Funciones Básicas
• Hay por lo menos diez funciones importantes del fluido de perforación:
• Remover los recortes del fondo del agujero, transportarlos a la
superficie y liberarlos con la ayuda de los equipos para control de
sólidos.
• Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación,
• Recubrir el agujero con un revoque de pared de baja permeabilidad,
• Controlar las presiones sub superficiales,
• Sostener los recortes y el material pesado en suspensión cuando se
detenga la circulación,
• Soportar parte del peso de la sarta de perforación y del revestimiento,
• Prevenir o reducir al mínimo cualquier daño a las formaciones
aledañas,
• Permitir la Obtención de información sobre las formaciones
penetradas,
• Transmitir potencia hidráulica a la barrena,
• Controlar la corrosión de los tubulares y herramientas dentro del pozo.
4. Aplicaciones de Lodo Base Aceite y Sintético
• Inhibición de lutitas
• Pozos de alta temperatura
• Lubricidad
• Pozos de alto ángulo y de alcance extendido
• Contaminantes, minerales evaporíticos y gases ácidos
• Fluidos de emplazamiento (spotting)
• Fluidos de rehabilitación, completación y empaque
5. Limitaciones del Lodo Base Aceite y Sintético
• Ambientales
• Costos
• Los cálculos de hidráulica, presión hidrostática y ECD son
complicados
• Mayor riesgo de pérdida de circulación
• Detección difícil de amagos (kick) debido a la solubilidad
del gas
6. Fase Acuosa
Agua
Fase Externa: Aceite Fase Externa: Agua
Sólidos y superficies
humectados por aceite
Sólidos y superficies
humectados por agua
Aconsejable para la Perforación Cementación / Estimulación
WBM
(lodo base agua)
OBM
(lodo base aceite)
7. • VISCOSIFICADORES:
- VG -69
- VG - PLUS
- VG - HT
- VERSA HRP - Necesita sólidos reactivos.
- VERSAMOD - Necesita agua y temperatura.
Productos de lodos base aceite
8. Productos de lodos base aceite
• REDUCTORES DE VISCOSIDAD:
- VERSATHIN - (Desfloculante físico)
• Solución temporal para alta viscosidad debido a sólidos
• NO BAJARA VISCOSIDAD DEL VERSAHRP
• BAJARA VISCOSIDAD del VERSAMOD
• Para el sobretratamiento, usar viscosificador de arcilla.
- VERSAWET
- VERSACOAT
- VERSATRIM - Reduce la HSRV (AV, PV)
9. Productos de lodos base aceite
• ATAP – REDUCTORES DE PÉRDIDA DE FILTRADO:
- VERSATROL – Base Asfalto / Gilsonita
- VERSALIG – Lignito tratado con amina
- EMI 157 – (Ácido Oleico)
10. Productos de lodos base aceite
• OTROS PRODUCTOS ESPECIALIZADOS:
- CAL - Ca(OH)2
- CAL CALIENTE / CAL VIVA - CaO
- CLORURO DE CALCIO - CaCl2
- Tecnología FAZE-PRO (Emulsiones Reversibles)
• FAZE-MUL – Emulsificante
• FAZE-WET – Agente Humectante
11. - FLUIDO BASE
- VISCOSIFICADORES
- EMULSIFICANTE
- SALMUERA
- AGENTE TENSIOACTIVO HUMECTANTE
• ORDEN DE ADICIÓN:
- CAL
- MATERIAL DENSIFICANTE
12. Orden de Formulación
RELAJADO
- FLUIDO BASE
- VG – ARCILLA
- VERSACOAT
- CAL
SALMUERA
VERSAWET
MATERIAL DENSIFICANTE
-
-
-
- FLUIDO BASE
-
- CAL
- VERSACOAT
- MATERIAL
-
PÉRDIDA DE FI
CONVENCIONAL
VISCOSIFICANTES
VERSAMUL
SALMUERA
MATERIAL DENSIFICANTE
ADITIVOS DE CONTROL DE
LTRADO
13. Pruebas API Estándar para Emulsiones Inversas
Peso del lodo (kg/m3, lb/gal)•
•
•
•
•
•
•
•
•
Viscosidad Embudo (seg/litro) o (seg/cuarto de galón)
Reología @ 50oC, “65oC”, 80oC (1200, “1500”, & 1750F)
ATAP @ 150°C , 3000F o temperatura de fondo
Retorta (% aceite/sintético, % agua, % sólidos)
Pom, Psm (volumen total en cc de 0,1N H2SO4 tres valoraciones)
Exceso cal - Pom (cc) x 3,7 = kg/m3 x 1,3 = lb/bbl
Cloruros (lodo entero) mg/l
Estabilidad Eléctrica (ES) @ 65oC
14. Pruebas API Estándar para Emulsiones Inversas
• Peso del lodo
• Reología @ 120º, 150º o 180ºF
• ATAP @ 300ºF o temperatura de fondo
• Estabilidad Eléctrica (ES) @ 120º o 150º F
• Retorta (% aceite/sintético, % agua, % sólidos)
• Pom, Psm
• Cl- (lodo entero)
15. Análisis por retorta de emulsiones inversa
• ¡Precisión!
• La retorta nos permite determinar:
- % Sólidos
- % Aceite o Fluido Sintético
- Contenido de sal
• Busque tendencias y cambios importantes
- % Agua
17. Datos Calculados
• Relación de Aceite o Sintético / Agua
• Cal, (lb/bbl)
• % CaCl2 y % Sólidos Corregido
• Sólidos: (lb/bbl) Barita y (lb/bbl) LGS
• Cloruro de Calcio (lb/bbl)
18. Cálculos
1. m3 AGUA / m3 LODO = WRd X ( Fo + Fw ) - (100 X Fw)
Ord
2. m3 ACEITE / m3 LODO = ORd X ( Fo + Fw ) - ( 100 X Fo)
WRd
DONDE:
ORd = PROPORCIÓN DE ACEITE DESEADA (Número entero)
WRd = PROPORCIÓN DE AGUA DESEADA (Número entero)
Fo = FRACCIÓN DE ACEITE (Como decimal de la retorta)
Fw = FRACCIÓN DE AGUA (Como decimal de la retorta)
Esta es la formula de calculación para la elaboración de lodos de perforación
19. Cálculos
1. BBL H2O / BBL LODO = WRd X ( Fo + Fw ) - (100 X Fw)
Ord
2. BBL ACEITE / BBL LODO = ORd X ( Fo + Fw ) - ( 100 X Fo)
WRd
DONDE:
ORd = PROPORCIÓN DE ACEITE DESEADA (Número entero)
WRd = PROPORCIÓN DE AGUA DESEADA (Número entero)
Fo = FRACCIÓN DE ACEITE (Como decimal de la retorta)
Fw = FRACCIÓN DE AGUA (Como decimal de la retorta)
x 5,48LB/BBL CaCl2 =
ml Lodo
mlAgNO 3
21. mlAgNO3
CaCl2 % en Peso. = ml Lodo
X
15,65 1000xFw
15,65
X 100
mlAgNO3
mlLodo
22. Agente Humectante a añadir:
- Una libra de agente humectante para cada saco de 100 lbs de barita
Emulsificante a añadir:
- lb/bbl = [(bbl agua / bbl lodo) x (10)]
añadido.
23. Agente Humectante a añadir:
- Una libra de agente humectante para cada saco de barita añadido.
- 0,5 Kg/Saco
Emulsificante a añadir:
- lb/bbl = [(bbl agua / bbl lodo) x (10)]
25. Problemas: Aceite / Sintéticos
• Viscosidad Insuficiente
• Viscosidad Excesiva
• Contaminación de Sólidos
• Flujos de Agua Salada
• Sólidos Humectados por Agua
• Dióxido de Carbono – CO2
• Sulfuro de Hidrógeno – H2S
• Sales Masivas y Filones de Sal
• Asentamiento / Sedimentación de Barita
• Pérdida de Circulación
26. Viscosidad insuficinte
• Sedimentación de Barita
• Limpieza Inadecuada del Pozo
• Tratamiento:
- Añadir Viscosificadores – Arcilla, Polímeros, Mod.
- Someter la Salmuera al Esfuerzo de Corte
- Añadir Agua (Salmuera)
27. Viscosidad Excesiva
- Eliminar / Diluir – Sólidos, Reducir el Contenido de Agua
del lodo
•
•
•
•
•
•
•
Sólidos – Alto Contenido, Finos, Humectados
Alto Contenido de Agua
Inestabilidad a las Temperaturas Elevadas
Gases Ácidos
Sólidos Humectados por Agua
Sobretratamiento con Viscosificadores
Tratamiento:
por Agua
- Añadir – Emulsificante, Agente Humectante, Versathin, Cal, Aumentar el peso
28. Contaminación de solidos
• Alta viscosidad
• Revoque grueso
• Tratamiento:
- Zaranda de malla más fina
- Diluir con fluidos base y añadir emulsificante
- Agente humectante
- Centrífugas en tándem
29. Flujos de Agua Salada
- Emulsificante y cal
- Barita para ajustar el peso y parar el influjo
•
•
•
•
•
•
Aumento del % agua, disminución
Alta viscosidad
Sólidos humectados por agua
Estabilidad Eléctrica Más Baja
Agua en el filtrado ATAP
Tratamiento:
de la relación aceite:agua
- Agente humectante para densificar o sólidos humectados por agua
30. Sólidos Humectados por Agua
• Mayor viscosidad
• Menor Estabilidad Eléctrica
• Aspecto granuloso
• Sedimentación
• Taponamiento de la malla de la zaranda
• Prueba
• Tratamiento:
- Si la fase de salmuera está saturada de sal, añadir agua dulce
- Agente humectante
31. Dióxido de carbono
• Disminución de POM
• Disminución del contenido de cal
• Disminución de la Estabilidad Eléctrica
• Tratamiento:
- Añadir cal para mantener un exceso, tener cuidado para
- Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo
controlar el exceso de cal en fluidos a base de éster
32. Sulfuro de Hidrógeno, H2S
- Mantener el exceso de cal
- Secuestrante de zinc inorgánico (SULF-X)
•
•
•
•
•
•
Sulfuros detectados con el Tren de Gas de Garrett
Disminución de POM
Disminución del contenido de cal
Disminución de la Estabilidad Eléctrica
El lodo puede volverse negro
Tratamiento:
- Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo
33. Sales masivas y filones de sal
• Las sales son insolubles, pueden resultar en un problema de
sólidos de baja gravedad específica
• CaCl2 y MgCl2 de la formación pueden causar la
• Pegadura del flujo plástico (no diferencial)
- Desplazar el espacio anular desde la barrena hasta el punto
humectación por agua de los sólidos
libre con agua dulce
34. Pérdida de Circulación
aumentando la posibilidad de fracturación de la formación
Celofán y fibras de caña pueden romper la emulsión
- Mica, MIX-II, cáscaras de nueces
-
• La compresibilidad aumenta la densidad en el fondo,
• Los materiales de pérdida de circulación (LCM) tales como
• Tratamiento:
Inyección inversa de arcilla organofílica (arcilla organofílica en agua
35. DESPLAZAMIENTOS
desplazador a la viscosidad más alta.
desplazador esté en el sitio.
•
•
Reunirse, comunicar, organizar.
Acondicionar el lodo a desplazar a la viscosidad más baja y el fluido
• No comenzar el desplazamiento hasta que todo el fluido
•
•
•
•
El espaciador debería cubrir 500’ a 1.000’ de espacio anular.
Bombear a una velocidad cerca de la turbulencia.
No Parar la circulación una vez que se ha iniciado el desplazamiento.
Hacer Girar / Reciprocar la Tubería
36. DESPLAZAMIENTOS
• Colocar la barrena al fondo del pozo cuando el lodo base
aceite se separa de la barrena.
• Cambiar las mallas.
• Añadir agente humectante.
• Monitorear con el medidor de Estabilidad.