Emulsiones Inversas en Fluidos Base Aceite

OBM

En fluidos base aceite se trabaja con altas densidades (1900) para controlar el pozo. Este tipo de fluidos son resistentes a todo tipo de contaminantes, son más nobles y estables. Solo se contamina con agua y petróleo de formación. El agua se comporta como un sólido por lo que te aumenta la VP. Tiene la capacidad de inhibir las lutitas (por osmosis inversa), resiste altas temperaturas y es más lubricante que el agua y no es corrosivo. Se utiliza en pozos de alto ángulo y alcance extendido. Tiene limitaciones ambientales, es más costoso (1l=1usd), los valores de hidráulica, ph y densidad equivalente son más complicados. El gas de formación es soluble en obm por lo que es difícil identificar presencia de gas, posible surgencia. Los OBM constituyen una emulsión de agua en aceite, es decir una emulsión inversa donde la fase dispersa es el agua y la fase continua el aceite. El agua no se disuelve o mezcla con aceite sino que permanece suspendida.

Productos de OBM

, Gasoil, es el aceite utilizado con mayor frecuencia para prepara emulsiones inversas. Emulsificante, este hace que el agua se emulsione en el aceite formando un sistema estable, son solubles en agua y en aceite. Humectante: principalmente poliamidas, aminas y fosfatos, aumentan el angulo de contacto de las arcillas para que estas se humecten por aceite. Cal: tiene como función primaria hacer mas efectiva la acción del amulsificante, y como función secundaria, acturar como secuestrador de H2S y CO2, contrarestando el aumento de viscosidad porducido por los gases acidos. Agua: pequeñas gotas que se hayan suspendidas en el aceite.
Sal: le da al lodo la habilidad de desarrollar fuerzas osmóticas de gran magnitud para deshidratar o balancear formaciones sensibles al agua. Problemas OBM 1-Viscosidad insuficiente: puede ser producto de la sedimentación de la barita producto de bajo gel, o por mala limpieza del pozo. Para tratarla, añadir viscodificadores como la bentona(ariclla organifilica) la cual se activa con salmuera, y aplicar esfuerzo de corte(energía).2-Viscosidad excesiva: producto de alto contenido de solidos finos humectados por agua, o alto contenido de agua la cual actua como solido, o por gases acidos, o por sobretratamiento con

viscosificadores. Para contrarestar el efecto del agua que actua como solido, se debe agregar emulsificante, para los gases acidos agregar cal. 3-Contaminación con solidos: genera alta viscosidad, revoque grueso. Se controla con zaranda de malla mas fina, con centrifugas, agregando agente humectante o agregando lodo nuevo.4-Flujos de agua salada: te aumenta el % de agua y disminuye la relación aceite-agua. Te aumenta la viscosidad, los solidos humectados por agua, te genera estabilidad eléctrica mas baja y te dará como producto agua en el filtrado ATAP ya que el fluido no estará emulsionado. Para ello agregar emulsionante y cal, agregar agente humectante para densificar los solidos humectador por agua y agregar barita para ajustar el peso del lodo y controlar el influjo de agua salada.5-Solidos aumentados por agua: te generan mayor viscosidad, menor estabilidad eléctrica, sedimentación y taponamiento de la malla de zaranda. Para ello agregar agente oleohumectante.6-Presencia de CO2 y H2S: estos gases acidos te aumentan la viscosidad, te disminuyen la alcalinidad del lodo, te disminuyen el contenido de cal, y la estabilidad eléctrica, en el caso del sulfuro, el lodo puede volverse negro. Para ello añadir cal y aumentar el peso del lodo para controlar el influjo y evitar una surgencia. El oxido de zinc neutraliza el H2S. 7-Sales masivas y filones de sal: las sales son insolubles, cloruro de calcio y magnesio de la formación pueden causar la humectación por agua de los solidos. Para sacar la sal, desplazar el espacio anular desde el trepano hasta el punto libre con agua dulce y luego aumentar densidad para evitar que la sal se hinche y ocupe espacio en el anular. Se elimina por zaranda como sal gruesa. 8-Sedimentación de la barita: puede ser producto de tener pesos desiguales del lodo durante la circulación desde el fondo hacia arriba después de los viajes. Aumentar la viscosidad a muy baja velocidad de corte. 9-Perdida de circulación: la compresibilidad aumenta la densidad en el fondo, aumentando la posibilidad de fracturación de la formación. Algunos materiales como celofán o fibras de caña pueden romper la emulsión. Agregar productos obturantes como cascara de nuez, o bentona.Pega de tubería: Consecuencia: inconveniencia, aumento de costo, perdida parcial del bha, perdida del pozo, tener que hacer side track.

Causas: mala limpieza, especialmente en pozos deviados, formaciones derrumbables e hinchables. Asentamiento de pata de perro y ojo de llave. Pozo por debajo de la calibración. Formaciones plásticas (sal o arcilla). Presiones diferenciales (la de formaci{on menor a la ph). Tipos de pega:  Mecanica: obturaciones y puentes. Geometria del pozo. Pegado por diferencial, indicadores: no puedo girar o reciprocar en la columna de perforación, puedo circular lodo libremente, generalmente ocurre después de tener la sarta parada por largo tiempo. Causa: altas presiones difrenciales provenientes de ph sobrebalanceada contra el revoque de una formación permeable. Ocurre generalmente cuando la sarta esta parada, la ph debe exceder la de la formación, debe existir una formación permeable y porosa. Calidad del revoque, espesor del revoque, tiempo, temperatura orea o longitud de la sarta expuesta. Como evitar: el revoque debe ser fino, tener bajo filtrado( con inhibidor de filtrado), tener bajo % de solidos en suspensión (buena limpieza), tener buena lubricidad (COF, coeficiente de fricción), aplicar productos de puenteo y sello(para tapar formaciones permeables) y no dejar la sarta estatica. La fuerza para liberar depende de: A medida que pasa el tiempo mas difícil de despegar. Hay que diminuir el sobrebalance.  Como liberar: modifico densidad de lodo(bajo PH), aplico liberadores que actúan sobre el revoque, reemplazo lodo con gasoil.  Medidas preventivas: use el minimo peso seguro del lodo. Reduzca el area de contacto entre el pozo y la tubería: use el minimo largo de portamechas, use tubería de perforación pesada, use portamechas espiralados. Reduzca el espesor del revoque llevando un buen control de solidos de perforación extraidos, mantenga el contenido de bentonita en relación apropiada, controle la perdida de filtrado a formación, controle adecuadamente los valores reologicos. Minimice el coeficiente de fricción del revoque, éste debe ser estar formado en su mayoría por bentonita, adicione lubricantes en cantidades necesarias (WBM). Mantenga la tubería en movimiento. Fluidos liberadores: operan sobre la tubería pegada. Emplace la tubería, liberando la solución lo mas rápido posible. La solución del liberador resquebraja el evoque

rediciendo el area de contacto entre sata y revoque. Luego la solución actua sobre estas grietas, esta soluci{on tiene exceletnes características de lubricidad y reduce el coficiente de fricción. Parcialito: consecuencias de una mala limpieza de pozo: perdida de circulación/carga, fracturas inducidas, torque y arranque, tiempo no productivo, problemas de perfilaje, problemas para entubar, alta presión de bombeo (empaquetamiento).parametros para mejorar la limpieza de pozo: reologia (la cual puede subir y bajar químicamente), caudal de bombeo, RPM, peso ( >ROP >Q , Proceso de osmosis inversa: concepto de osmis:fenómeno entre 2 concentraciones de salinidad, diferentes separada por una membrana semi permeable donde se produce un movimiento del solvente (agua) a travez de la membrana, donde la concentración salina mas baja a la mas alta, por lo tanto tiende a tranferir el solvente para que tengan una concentración salina …. Osmosis inversa: proceso mediante el cual aplicando una presión sobre una solución salina (catiónica) se puede obtener un flujo a travez de una membrana semipermeable hacia la solución mas diluida. . es lo que pasa en una emulsion inversa cuando la fase acuosa salina se encuentra con formación (arcillas) succiona el h2o de las arcillas. El cuting sale seco, si tengo mucha salinidad, el cuting sale muy seco se puede derrumbar el pozo, si me falta salinidad el cuting sale húmedo,pastoso. (dibujo ) fuerza impulsada =>diferencia de presión de vapor, que hace que el h2O pase de A a B . Productos para preparar una emulsion inversa densificada: aceite, agua, cloruro, de calcio (salmuera), emulsificante, oleohumectante (tensio activo), benzona (arcilla organofilica), modificador reologico, agente densificante (barita) . si no es densificada no le agrego barita, no agrego oleo humectante. Coalescencia del agua en una emulsion inversa: es la unión de las gotas de agua, produciendo la separación de las fases por eso hay que agregar producto como agentes tensioactivos para corregir. Cuando entra agua a la emulsion se van formando gotas de agua mas grandes. Debe haber una mayor distancia entre las gotas de agua, el cual el agente tensioactivo hace que las gotas se fusionen por

por lo tanto debe haber suficiente emulsionante quimico que forme una película alrededor de cada gota de agua. (grafico)

Cuanto mas pequeña sea la gota, mas estable será la emulsion ya que las gotas mas grandes tienden a fusionarse mas fácilmente para obtener pequeñas gotas hay que aplicarle una energía o un esfuerzo de corte suficiente obteniéndose mediante la agitación turbulenta con ciertos dispositivos bombas centrifugas, o mediante chorros del trepano, las pequeñas gotas de agua iniformes generan viscosidad y esfuerzos de gel que ayudan a soportar el material densificante y reduce el filtrado al quedarse atrapado en el revoque. Consecuencias: baja la densidad (h2o), baja la relación , aumenta el % de H2O, aumenta la viscosidad plástica, disminuye la salinidad, disminuye la estabilidad eléctrica (la emulsion se esta rompiendo, va de [0 a 2000], disminuye la salinidad. Para solucionar: agrego emulsionantes para ese porcentaje de H2O, agrego gas oil (baja la densidad) y agrego baritina y oleohumectante para aumentar la densidad y agregar sal. Factores que indican una pega por diferencial: presión de formación Que hago? Modifico el ph (baja la densidad), librador (trabajo sobre el revoque), dejar la herramienta en tensión/compresión, agregar lubricante. Medidas preventivas en caso de riesgo de pega de tubería por diferencial: controlar la reologia,la densidad y el filtrado, reducir el área de tranferencia (pozo/ tubería), controlar lubricidad (con base agua [el base aceite ya es lubricante]), no dejar la herramienta quieta, agregar material de sello y puenteo (se pega en dichas zonas). Agentes tensio activos (emulsiones inversas) activan reduciendo la tensión superficial entre 2 liquidos o entre un liquido y un solido, tienen una cabeza hisdrofilica (polar) y una cola hidrofilica (no polar). Estos productos pueden ser emulsificantes jabones, agentes humectantes.

Los agentes humectantes recubren las superficies y los solidos para modificar el angulo de contacto (humectabilidad)de la sup. De contacto solido-liquido. Los solidos deben ser mantenidos en la condición de humectación preferencial por el aceite para mantener un fluido estable. Contaminación con agua: los solidos tienden a adherirse a las zarandas, el lodo adquiere un aspecto granuloso (opaco), disminuye la EE, aumneta la reologia, aumenta el filtrado a alta tº y altas presiones y puede contener agua libre, que acciona como solido, aumentando la VP. Emulsificadores: un extremo de la molecula emulsificada tiene una afinidad con el agua mientras que el resto de la molecula tiene una afinidad con el aceite o fluido sintetico. Las partículas de emulsionantes froman un revestimiento alrededor de las gotas de agua para impedir que estas se fusionen. Jabones: los jabones de calcio se usan comúnmente como emulsificante principales. Los lodos de emulsion inversa (acido graso liq. ) y oil (fuente de calcio) al aceite base de lodo, donde reaccionan para fromar el jabon de calcio. Agentes humectantes: es un tensio activo que reduce la tensión interfacial y el angulo de contacto tiene un liq y un solido (esto hace que el liquido se extienda sobre la superficie del solido). Los solidos (barita, arcilla y solidos perforados) deben ser humectadas por ls fase liquida continua de fluido., sino, se agregaran y se depositaran la mayoría de los solidos que tienden a ser humectados por H2O y requieren agentes humectantes para ser humectadas por aceite. Viscosificadores: material densificante : la barita es el material densificante mas común y se usa en los lodos base aceite. También se usa carbonato de calcio. Estabilidad eléctrica: indica que también esta el agua emulsionada en la fase de aceite (0 – 2000) mas alto, quiere decir una emulsion fuerte y estable, medida en voltio. Factores que afectan la estabilidad eléctrica: contenido de H2O (la distancia entre las gotas disminuye), solidos humectadas por H2O, estabilidad de la emulsion, temperatura, concentración de sal, saturación, material densificante. Perdida de circulación: la comprensibilidad aumenta la densidad y las prp reologicas del lodo sean mas altos en el fondo del pozo

aumentando la posibilidad de fracturación de la formación. La perdida de circulación puede suceder por 2 situaciones básicas: perdida de lodos hacia zonas permeables y porosas. Materiales de perdida de circulación (LCM) en una concentración adecuada con granulos grandes pueden moderear o eliminar los floculos s donde se genera la perdida de circulación. PROBLEMA BASE ACEITE: viscosidad insuficiente: sedimentación de la barita, limpieza inadecuada del pozo (no hay gel ni viscosidad) se levanta con bentona, agentes gerologicos y añadir salmuera en u viscosificador (bentona y agentes reologicos). Viscosidad excesiva: aumenta la VP: solidos finos, humectados por H2O (fasea acuosa moja solido), alto contenido de H2O actua como solido (al no estar emulsionada), inestabilidad a las tº >., gases acidos. (si entra petróleo en vez de H2O se contamina, cambia la reologia, cambia el color de la emulsion). Contaminación con solidos: alta viscosidad, revoque grueso. Tratamiento: zaranda con malla fina centrifugas sistema dual. Diluir  con fluido base, añadir emulsificante, agente humectante. Flujos con H2O salada: > % H2O solidos humectados por H2O: mayor viscosidad > presión de bomba, mojados por la fase acuosa modifica el angulo de contacto para que se humecte con el aceite, siendo mas fáciles de sacarlo mediante el control de solidos, no se empasta). Tratamiento: agregar agente humectante, si la fase esta saturada de sal, agregar oleohumectante, H2O dulce. CO2: H2S:

Tratamiento: mantener exceso de cal, secuentrante de zinc, > paso de lodo controla el influjo del gas. Sales masivas filones de sal: las sales son insolubles >VP, CaCl2 y MgCl2 de la formación pueden causar la humectación por H2O de los solidos, pegadura no diferencial del flujo plástico PFAsentamiento/sedimentación de barita: asentamiento, pesos desiguales de lodo durante la circulación desde el fondo hacia arriba después de los viajes (maniobra de calibre). Tratamiento: > la viscosidad a muy bajo nivel de corte. Sedimentarias condiciones estáticas. Perdida de circulación: la comprensibilidad > la densidad al fondo aumentando la posible fracturación de formación. Tratamiento: cascara de nueces, inyección inversa de arcilla organofilica. Desplazamientos: continuos: colocar el trepano en el fondo, cambiar las mallas, añadir agentes humectantes, monitorear con el medidor de estabilidad.