Importancia de los fluidos de perforación en la construcción de un pozo de petróleo

• Lubricación y enfriamiento de la sarta de perforación: a medida que perforamos el pozo, la mecha y la sarta de perforación se calientan producto de la fricción generada por los recortes (ripios) de perforación, el lodo de perforación debe cumplir con el objetivo de enfriar este sistema en el fondo del pozo y sacar todo este calor generado, con esto estamos alargando la vida útil de la mecha de perforación. También es necesario que el lodo de perforación sea capaz de lubricar la mecha y la sarta de perforación, para esta lubricación se deben usar ciertos aditivos en el lodo de perforación como dispersantes, reductores de fricción entre otros.

Teniendo en cuenta que si se cumplen con los requisitos idóneos para mantener esta función del fluido de perforación, nos podemos ahorrar ciertos tipos de problemas como: desgaste de la mecha y sarta de perforación, aumento del torque y arrastre y aumento de la presión de bomba.

• Provisión de soporte para la pared del pozo: mientras estamos perforando las paredes del pozo se pueden derrumbar, incluso si no se llegan a derrumbar mientras perforamos puede que ocurra cuando estamos bajando el revestidor. La única manera de que la pared del hoyo no se derrumbe es que el fluido de perforación proporciones ese soporte, la cantidad y tipo de soporte requerido depende de la formación que estemos atravesando en la perforación del pozo, por ejemplo en formaciones que son altamente consolidadas poco se requiere de que el lodo cumpla con esta función, ya que la misma formación brinda soporte a las paredes del pozo a no ser derrumbadas, sin embargo ya para formaciones poco consolidadas el lodo de perforación debe proveer mediante una propiedad llamada filtrado la habilidad suficiente para que se forme en la pared del pozo una costra delgada y firme llamada revoque.

• Capacidad de flotación de la sarta de tubería: cualquier sarta de tubería debe tener la capacidad de poder flotar en el pozo, tanto la sarta de perforación, revestidor, tubería de producción, en resumen cualquier tubería que se introduzca dentro del hoyo. Debemos de tener presente que la sarta de tubería de perforación como la de revestimiento pueden alcanzar grandes pesos que podría en peligro la integridad mecánica del equipo de perforación (torre de perforación), sin embargo si el fluido de perforación consta de una propiedad boyante, es decir de flotación, puede de que todo el peso de la sarta se compense con el peso del fluido de perforación, y al mismo tiempo depende del desplazamiento que tenga la sarta de tubería.

• Proveer energía hidráulica a la barrena o mecha de perforación:

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En la imagen se puede apreciar una mecha tricónica de perforación de 17-1/2 pulgadas, muy empleada para perforar la fase del hoyo superficial.

La energía que proporciona el fluido de perforación a la mecha de perforación radica en la velocidad con la que pasa el fluido por los chorros (jet) de la mecha, haciendo que esta velocidad genera una fuerza hidráulica que mantiene el hoyo limpio por debajo de la mecha, haciendo de que la mecha no tenga que atascarse por los recortes viejos acumulados, pudiendo incluso aumentar la tasa de penetración en el pozo.

• Proveer de un método adecuado para correr registros en el fondo del pozo: el fluido de perforación es importante en la perforación del pozo porque puede servir como medio de comunicación para todas las herramientas que se bajan al pozo con la intención de registrar información en superficie acerca de ciertas propiedades petrofísicas como porosidad, permeabilidad, resistividad de fluidos entre otros. Estas herramientas que se bajan al pozo para tomar lectura en tiempo real se tienen herramientas como MWD y LWD (medición de registros mientras se perfora) y también se emplean registros con líneas o guayas de acero, muchos de estos equipos requieren que el fluido de perforación sea un medio para conducir electricidad que pueda exhibir ciertas propiedades eléctricas diferentes de las de los fluidos existentes en la formación como gas y petróleo.

Reología de los fluidos de perforación

Imagen realizada por @carlos84 utilizando las herramientas de Microsoft Power Point, la imagen empleada es de wikimedia commons de Licencia de Documentación Libre de GNU

• Concepto de Reología del fluido de perforación

El estudio de la reología del fluido de perforación se encarga de todo lo relacionado al comportamiento del flujo de los distintos fluidos que se utilizan para la perforación de un pozo de petróleo. Dentro de la reología son diversas las propiedades del fluido que intervienen en el comportamiento de flujo, sin embargo la viscosidad es una propiedad reológica muy común en la industria petrolera.

La medida de las propiedades reológicas del fluido de perforación resulta muy importante para cuantificar las pérdidas de presión por fricción, la capacidad que tiene el fluido de perforación para levantar el ripio (cortes de perforación). Dentro de la reología de los fluidos de perforación se explicarán otras propiedades importantes a parte de la viscosidad que son primordiales para que se pueda ejecutar el programa de perforación del pozo.

• Densidad del fluido de perforación

La densidad del fluido de perforación es la propiedad que controla las presiones en el fondo del pozo, a medida que la densidad del lodo es mayor la presión que ejerce el fluido en el fondo es mayor, la balanza de lodo es el instrumento para medir la densidad, y el aditivo químico empleado para densificar al fluido de perforación es la barita, es un químico de características sólidas, si el fluido de perforación en cierta etapa de la perforación incrementa su densidad debido a la incorporación de sólidos de la formación, lo recomendable es incorporar agua y aditivos en el sistema para bajar la densidad.

• Viscosidad del fluido de perforación

En este caso en particular la viscosidad es la propiedad del fluido de perforación que mide la resistencia que este tiene para fluir, y mientras la viscosidad sea mayor pero sin superar los límites establecidos, mayor será la capacidad que tenga el fluido para limpiar los recortes en el fondo del hoyo.

Existen muchas maneras de medir distintos tipos de viscosidades, una de ellas es la viscosidad embudo, la viscosidad embudo es una manera muy rápida de medir la viscosidad en sitio mientras se perfora, en particular la viscosidad embudo o la mide el químico de turno en el taladro, o incluso la puede medir el encuellador en los tanques. La viscosidad embudo se mide con equipo llamado embudo de marsh, y consiste en medir el tiempo medido en segundos requerido en pasar por el embudo un volumen de fluido de perforación equivalente a un cuarto de galón. Sin embargo si se requiere una lectura más exacta de viscosidad se debe medir la misma mediante el viscosímetro de fann el cual mide los esfuerzos de corte que resultan de aplicar varias tasas de corte.

• Propiedad de gel del fluido de perforación
  Cuando medimos los geles al fluido de perforación estamos midiendo la capacidad que tiene el fluido de perforación para que existan fuerzas de atracción de las partículas suspendidas cuando el fluido de perforación esta estático, es decir cuando el lodo no está circulando. A pesar de que en el fluido de perforación debe existir valores altos de gel para que cuando se pare la circulación los recortes (ripios) queden suspendidos y no regresen al fondo del hoyo donde puedan taponar al BHA, se debe conservar un límite de este valor de gel, ya que esta propiedad debe permitir que el gas disuelto y los cortes de perforación puedan separados en superficie, para minimizar el efecto de suaveo cuando se sube la sarta de tubería, este escenario se debe evitar ya que en ese efecto de suaveo puede existir una condición de bajo balance en donde fluidos como petróleo y gas natural pueden entrar al pozo y migrar hasta superficie. Si el valor de geles es muy alto, cuando se reanude la circulación para que se pueden romper estas fuerzas de gel debe existir una alta presión de bomba de circulación, induciendo a una fracturación de la formación y una posible pérdida de circulación del fluido de perforación. En una determinada circunstancia en que los valores de gel sean muy altos, se puede reducir reduciendo el contenido de sólidos en el fluido de perforación o añadiendo un defloculante adecuado.

• Analizar los rangos en los valores de viscosidad y gel en el fluido de perforación

1. Cuando los valores de gel y viscosidad son muy altos: una vez que se desee iniciar circulación después de no tener circulación del lodo, si se tienen valores altos de viscosidad y gel se requerirá mayor presión en las bombas de lodo para ser añadido al sistema de circulación para poder romper con esas características pastosa y altamente viscosa del fluido de perforación. Lo ideal sería que el fluido de perforación tenga una viscosidad y geles lo suficientemente alta como para mantener los recortes en suspensión una vez que se pare la circulación, pero que al mismo tiempo sea lo suficientemente baja como para que permita la circulación nuevamente sin que se tenga que necesitar altas presiones de circulación de fluido. Cuando se tenga que sacar la sarta de tubería si se tienen valores de viscosidad y gel muy altas se puede producir un suaveo, permitiendo esto un desbalance de las presiones, en donde pueden entrar al pozo fluidos como gas y petróleo y migrar hasta superficie provocando un reventón. Lo que no se puede negar es el efecto favorable que ocurre cuando los valores de viscosidad y gel son altos, y es el que se pueda transportar los ripios o recortes de perforación desde el fondo hasta la superficie.

2. Cuando los valores de viscosidad y geles son muy bajos: sucede que existe muy mala limpieza del hoyo en el fondo y mala remoción de los recortes de perforación, también sucede que cuando se detiene la circulación existe una mala suspensión de los ripios y sólidos, pudiendo esto ocasionar que la perforación se detenga por pega de tubería por empaquetamiento.

• Filtrado del fluido de perforación

Esta propiedad llamada filtrado mide en el fluido de perforación la capacidad que este tiene en perder su fase líquida. La pérdida de fluido se mide para determinar el volumen de filtrado, es decir la fracción de parte líquida que invade la formación cercana a la pared del pozo. El poder controlar el filtrado en los niveles óptimos puede prevenir de una pérdida excesiva del fluido de perforación, dependiendo de la composición química del filtrado y de las formaciones, una pérdida alta de fluido de perforación puede dar lugar a una pega de tubería o derrumbes de la pared del hoyo. Para reducir la pérdida de fluido de perforación a la formación se pueden usar para añadir al fluido de perforación productos como la bentonita.

En conclusión podemos decir que el filtrado no puede ser tan bajo, ya que si el filtrado es muy bajo se crea un revoque en las paredes del pozo muy delgado, pudiéndose provocar derrumbes en la pared del pozo, tampoco deben ser muy altos ya que un filtrado alto provoca daños a la formación y ocasiona de que se forme un revoque muy grueso donde se pueda producir pegas de tubería por reducción del diámetro del hoyo. El filtrado debe ser lo suficientemente alto como para crear un revoque que no se derrumbe la paredes del pozo y al mismo tiempo lo suficientemente bajo como para que no ocurra un daño tan grande a la formación y para que no se exista pega de tubería.

• Nivel de pH del lodo

El nivel de pH en el fluido de perforación debe ser constantemente vigilado de manera que pueda existir la suficiente alcalinidad y reducir la corrosión en la tubería, para mantener o incrementar el pH regularmente se usa el adicionar soda cáustica, el poder vigilar la propiedad de pH en el lodo no solamente sirve para evitar la corrosión de la tubería sino que se puede detectar la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S) o por lo menos detectar si hubo presencia del mismo.

• Salinidad del lodo
  El poder añadir sal al fluido de perforación hace que se pueda cumplir con ciertas funciones en específico, lo importante de medir el contenido de sal en el lodo es que si existe un cambio significativo en la salinidad del lodo.

Tipos de fluidos de perforación

Imagen elaborada por @carlos84 utilizando las herramientas de Microsoft Power Point, la fuente de la imagen de fondo es de wikimedia commons

Los fluidos de perforación más usados en la industria petrolera son aquellos que pueden circular dentro del pozo para llevar los ripios desde el fondo del pozo hasta la superficie pasando por el espacio anular, entre la diversidad de fluidos de perforación comúnmente usados están:

• Aire-gas: Normalmente se utilizan fluidos gaseosos cuando la formación y tipo de litología lo permite, aparte de que resulta económicamente rentable para ser aplicados. Dentro de la combinación de fluidos gaseosos que se pueden implementar están el aire comprimido, gas natural, gas inerte, mezclas de aire y agua sobre todo para ser usado donde existe poca posibilidad de encontrar grandes cantidades de agua. Lo otro a tomar en cuenta es que estos fluidos son muy poco densos, por lo que la condición con la que se perfora es la de bajo balance (cuando la presión del fluido en el fondo es menor que la presión de yacimiento), es muy importante contar con todo el equipamiento de seguridad en superficie para perforar bajo esta condición, ya que se puede producir influjos de gas y petróleo. Esta condición de bajo balance hace que la perforación se pueda dar de manera favorable en consecuencia a altas tasas de perforación que las que se consiguen con cualquier otro tipo de fluido, minimizando así el tiempo y los costos de perforación.
  También se obtienen otros beneficios al perforar con fluidos gaseosos, y es que se obtienen diámetros del agujero más exactos y menos desviados, por ende se pueden ejecutar mejores trabajos en la cementación de los revestidores, no existen pérdidas de circulación ya que la presión del fluido siempre va a ser menor que la presión de formación.

Existen desventajas notorias al perforar con fluidos gaseosos, y es que en un fluido gaseoso no existen propiedades fundamentales del fluido que se puedan destacar para el efectivo transporte del ripio de perforación desde el fondo hasta la superficie. Al manejar estos fluidos existe la posibilidad de que reaccionen con otros fluidos en el fondo y ocurran explosiones e incendio. En general no se cumplen con muchas de las funciones que ya se han explicados anteriormente y que solo se tienen con el uso de fluidos convencionales.

• Fluidos aireados: se denominan fluidos aireados, ya que los fluidos aireados se obtienen inyectando aire o gas en un lodo base gel, prácticamente con estos fluidos se consiguen tener algunas propiedades que mantienen las funciones más básicas de los fluidos de perforación, y a la vez logrando reducir la presión hidrostática para evitar las pérdidas de circulación en zonas con baja presión de yacimiento. Otras de las ventajas que se obtienen es que se incrementa la tasa de perforación.

• Fluidos de perforación base agua: los lodos base agua utilizan como fase continua el agua que se mezcla con arcilla y otros sólidos reactivos e inertes. El agua utilizada puede variar entre agua dulce o salada, todo depende de la locación, si se está costa afuera se utiliza agua salada por ser de fácil acceso. A los fluidos de perforación base agua se le añaden productos químicos que pueden controlar ciertas propiedades para que cumplan con las funciones antes mencionadas.

• Fluidos de perforación en emulsión de aceite: estos fluidos de perforación son preparados utilizando como fluido base el agua, al cual se le agrega aceite emulsificado disperso o suspendido en una fase continua de agua. La ventaja de emplear este tipo de fluido de perforación es que tiene muchas de las ventajas de los fluidos base aceite, pero a su vez son mucho menos costosos.

• Fluidos de perforación base aceite: el fluido base en este caso es aceite, el aceite es empleado como fase continua al cual se suspende arcilla y otros sólidos. En mi experiencia de perforación les puedo decir que este es el fluido de perforación que yo pude ver que más se utilizaba, sobre todo en ciertas operaciones especiales de perforación como: cuando existen altas temperaturas y en general en profundidades muy profundas donde los lodos base agua resultan incompatibles, sobre todo ya cuando se perfora al llegar a los intervalos de producción, donde sí se emplean fluidos base agua se puede llegar a dañar la formación. Respecto a los fluidos base aceite se viene evolucionando con el uso de fluidos de perforación cuya base es de características minerales que han reemplazado al petróleo como base para estos tipos de fluidos de perforación. Resultan muy útiles ya que proveen de las mismas propiedades y ventajas que los lodos base aceites convencionales, aparte de que son amistosos con el ambiente y con el personal del taladro que tiene que manejarlo.