Respuestas a preguntas sobre el tema de los fluidos de perforación

1. ¿Qué es un fluido de control? (IMP)

Mezcla de productos químicos en una fase generalmente fluida con propiedades específicas utilizada en las operaciones de reparación, terminación y perforación de pozos, en las operaciones de perforación es bombeado, circulando en forma continua hacia debajo de la tubería de perforación y por el espacio anular entre la tubería de perforación y la pared del pozo.

2. ¿Cuáles son las funciones de los fluidos de perforación? (MI 2.1)

• Retirar los recortes del pozo.

• Controlar las presiones de la formación.

• Suspender y descargar los recortes.

• Obturar las formaciones permeables.

• Mantener la estabilidad del agujero.

• Minimizar los daños del yacimiento.

• Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.

• Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.

• Asegura una evaluación adecuada de la formación

• Controlar la corrosión

• Facilitar la cementación y la completación.

• Minimizar el impacto al ambiente.

3. ¿Cuáles son los factores para seleccionar los fluidos de perforación? (MI 10.1)

El fluido más rentable para un pozo o intervalo, debería estar basado en los siguientes criterios.

a) Aplicación

• Intervalo superficial

• Intervalo intermedio

• Intervalo productivo

• Método de completación

• Tipo de producción.

b) Geología

• Tipo de lutita

• Tipo de arena

• Permeabilidad

• Otros tipos de formación

c) Agua de preparación

• Tipo de agua

• Concentración de cloruro

• Concentración de dureza

d) Problemas potenciales

• Problemas relacionados con la lutita

• Embolamiento de la barrena / conjunto de fondo BHA

• Tubería pegada

• Pérdida de circulación

• Arenas agotadas

e) Plataforma / equipo de perforación

• Locación remota

• Capacidad limitada en la superficie

• Capacidades de mezcla

• Bombas de lodo

• Equipo de control de sólidos

f) Contaminación

• Sólidos

• Cemento

• Sal

• Anhidrita/yeso

• Gases ácidos (CO2, H2S)

g) Datos de perforación

• Profundidad de agua

• Tamaño del pozo

• Angulo del pozo

• Torque / arrastre

• Velocidad de perforación

• Peso del lodo

• Temperatura máxima

4. ¿Cómo clasifica a los fluidos de perforación? (Un siglo 4)

Base agua

• No disperso

• Disperso – no inhibido

• Disperso inhibido

• Emulsiones directas

Base Aceite

• Emulsión inversa

• 100% aceite

- Mineral

- Sintético

Neumáticos

• Gas

• Aire

• Espuma

5. ¿Qué fluidos base agua conoces?

Bentonítico, polimérico inhibido, polimérico inhibido alta temperatura, polimérico inhibido potásico sin bentonita, agua de mar.

6. ¿Qué son los fluidos cálcicos? (MI 10.6)

Fluidos que proporcionan calcio soluble y de reserva en un fluido de perforación, proporcionando inhibición al minimizar la hidratación de los sólidos perforados.

7. ¿Qué fluidos base aceite conoces?

Emulsión inversa

• Convencional

• Filtrado relajado

100 % aceite

• Sintéticos

• Mineral

8. ¿Cuáles son los criterios para seleccionar los fluidos de perforación?

El fluido mas rentable para un pozo o intervalo, debería estar basado en los siguientes criterios.

h) Aplicación

• Intervalo superficial

• Intervalo intermedio

• Intervalo productivo

• Método de completación

• Tipo de producción.

i) Geología

• Tipo de lutita

• Tipo de arena

• Permeabilidad

• Otros tipos de formación

j) Agua de preparación

• Tipo de agua

• Concentración de cloruro

• Concentración de dureza

k) Problemas potenciales

• Problemas relacionados con la lutita

• Embolamiento de la barrena / conjunto de fondo BHA

• Tubería pegada

• Pérdida de circulación

• Arenas agotadas

l) Plataforma / equipo de perforación

• Locación remota

• Capacidad limitada en la superficie

• Capacidades de mezcla

• Bombas de lodo

• Equipo de control de sólidos

m) Contaminación

• Sólidos

• Cemento

• Sal

• Anhidrita/yeso

• Gases ácidos (CO2, H2S)

n) Datos de perforación

• Profundidad de agua

• Tamaño del pozo

• Angulo del pozo

• Torque / arrastre

• Velocidad de perforación

• Peso del lodo

• Temperatura máxima

9. Bajo qué estándares internacionales determinas las propiedades del fluido

Prácticas recomendadas API (Instituto Americano del Petróleo), 13 B-1 para base agua, 13 B-2 para base aceite.

10. Menciona cinco aditivos y/o sistemas que se les pueda aplicar norma mexicana.

NMX-L-159-SCFI-2003. Barita

NMX-L-167-SCFI-2004. Sistemas base agua inhibidores de lutitas.

NMX-L-140-1995-SCFI. Atapulguita.

NMX-L-143-1995-SCFI. Lignitos modificados

NMX-L-146-1995-SCFI. Arcilla organofilica

NMX-L-147-1995-SCFI. Carboximetil celulosa de sodio.

NMX-L-148-1995-SCFI. Obturantes granulares

NMX-L-149-1995-SCFI. Obturantes fibrosos.

NMX-L-150-1995-SCFI. Cloruro de sodio.

NMX-L-151-1996-SCFI. Cal viva.

NMX-L-152-1996-SCFI. Asfaltos sulfonados y gilsonitas modificadas.

NMX-L-154-1996-SCFI. Defloculantes poliméricos.

NMX-L-155-1996-SCFI. Goma xantana.

NMX-L-156-1996-SCFI. Obturantes celulósicos.

NMX-L-157-1996-SCFI. Lignitos naturales.

NMX-L-158-1996-SCFI. Reductores de filtrado poliméricos.

NMX-L-163-1996-SCFI. Lignosulfonatos.

NMX-L-164-1998-SCFI. Reductores de filtrado poliméricos.

NMX-L-165-1998-SCFI. inhibidores de hidratación de arcillas.

NMX-L-166-1998-SCFI. Viscosificantes poliméricos.

NMX-L-160-SCFI-2004. Lubricantes

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