2. Problemario Ing Perforacion De Pozos Avanzada_unidad 2.docx

DIVISIÓN: INGENIERÍA PETROLERA

Materia: Ingeniería de Perforación de Pozos Avanzada

PROBLEMARIO DE ING. DE PERFORACIÓN DE POZOS AVANZADA, UNIDAD 2.-

37. Explique brevemente por qué en el diseño de perforación de un pozo, es muy importante el contar con un Programa de fluidos de perforación, enumerando cinco tipos de problemas que se pueden presentar cuando el lodo de perforación no cumple cabalmente con alguna o varias funciones para lo que fue diseñado. Es importante ya que ellos parten de los problemas que ocurren durante la perforación de los pozos que están relacionadas directa o indirectamente con el tipo y las propiedades de dicho fluido. 1. pérdidas de circulación 2. los brotes 3. pegaduras por presión diferencial 4. bajos ritmos de penetración 5. daño a la formación productora.

38. Describa ¿qué tipo de información se debe recabar, para el proceso de diseño un buen Programa de fluidos de perforación? La información que se debe recabar es: las presiones de poro y fractura, antecedentes de pérdidas de circulación o de brotes, litología, temperatura, y presencia de fluidos contaminantes.

39. Mencione ¿cuál ha sido el motivo por el cual, algunos sistemas de fluidos de perforación se han dejado de utilizar actualmente en la perforación de pozos petroleros? El motivo principal por el cual se ha dejado de manejar este tipo de fluido es debido a la gran contaminación hacia el medio ambiente, ya que contiene productos altamente tóxicos.

40. Mencione ¿qué tipo de roca es la más susceptible de inestabilidad cuando se está perforando, explicando la causa de dicha inestabilidad y mencionando los principales síntomas de inestabilidad que provoca? Mencione datos estadísticos de este problema. Es la lutita. Esto se debe a que este tipo de roca no se ven afectados por la química del fluido de perforación que se esta utilizando ya que tiene un alto contenido de minerales como el feldespato, cuarzo, dolomita, etc. Y esto hace que la roca absorba el fluido cuando se moja. Los principales síntomas de inestabilidad son incrementos en el torque, arrastre, dificultad para hacer conexión, derrumbes y descalibre del agujero. Las lutitas están presentes en más del 75% de las formaciones perforadas y causan más del 90% de los problemas de inestabilidad.

41. Mencione ¿cuáles son los componentes principales de las arcillas y mencione cómo es la estructura de una arcilla? Realice un dibujo de dicha estructura. son la Sílica (SiO2) y la Alúmina (Al2O3). La estructura básica de una arcilla (por ejemplo, montmorillonita sódica) consiste de capas alternantes de moléculas de Sílica y Alúmina.

ELABORÓ: LUIS FERNANDO HERNÁNDEZ ANTONIO ING. PETROLERA 15E40284

DIVISIÓN: INGENIERÍA PETROLERA

Materia: Ingeniería de Perforación de Pozos Avanzada

42. Dibuje las estructuras fundamentales de una alúmina y de una sílica.

43. En el tema de los mecanismos de inestabilidad de la arcilla, mencione los dos tipos de reacción que pueden ocurrir. 1. Hidratación 2. Intercambio catiónico

44. Describa brevemente ¿cómo se lleva a cabo la “Hidratación” en las arcillas? las cargas positivas de los átomos de hidrógeno de la molécula de agua se adhieren a las superficies de las arcillas. Esta adherencia del hidrógeno forma una capa de agua en la superficie de la arcilla. Una o varias capas de agua se pueden adherir a la primera. El volumen de la arcilla se expande a medida que más agua se agrega. Conforme el agua se adhiere a la arcilla, las placas se apartan y se dispersan en el fluido.

45. Describa brevemente ¿cómo se lleva a cabo el proceso de “Intercambio catiónico” en las arcillas? En la montmorillonita sódica, la mayoría de los iones adheridos son Na+.Este tipo de arcilla tiene una carga negativa débil, lo que origina que el ion Na+ sea fácilmente removido por otros iones. Hace que sean intercambiados más fácilmente por los iones positivos del agua que en otros tipos de arcilla. Este fenómeno puede ser rápido si la arcilla está deshidratada (arcillas de Oligoceno) y se hace lento (días o meses) si es menos sensible (arcilla cálcica, ilita, etcétera).

46. ¿Explique el proceso de ósmosis que se presenta en la perforación de un pozo petrolero al contacto de arcillas deshidratadas con alta concentración de sales y la salinidad con la que está preparado el lodo de perforación, mencionando cómo debe ser la salinidad de un lodo respecto a los valores de sales de la formación? Dibuje un esquema de dicho proceso.

47. ¿Qué característica en un fluido de perforación base agua dulce, contribuye a minimizar la inestabilidad del agujero descubierto al reducir considerablemente la hidratación superficial y osmótica de las formaciones perforadas? Este debe contener sustancias químicas que eviten o reduzcan considerablemente la hidratación superficial y osmótica. Los inhibidores químicos contenidos en el filtrado deben satisfacer las cargas superficiales de la arcilla, evitándose la hidratación osmótica.

ELABORÓ: LUIS FERNANDO HERNÁNDEZ ANTONIO ING. PETROLERA 15E40284

DIVISIÓN: INGENIERÍA PETROLERA

Materia: Ingeniería de Perforación de Pozos Avanzada

48. Describa el comportamiento de la presión diferencial por la falta de densidad del fluido de perforación, durante la perforación de un pozo petrolero. Cuando la presión del fluido de perforación es menor que la presión de los fluidos dentro de los poros de la roca que se está perforando, la presión diferencial hacia el agujero tiende a inducir que caigan fragmentos de roca dentro del agujero, formando cavernas en la pared.

49. A fin de estabilizar las lutitas, estas deben ser atacadas en tres formas, mencione las mismas. 1. Inhibición química con una sal 2. cubrir las lutitas con polímeros para hacer más lenta o prevenir la dispersión. 3. mecánicamente, sellando las fracturas capilares con materiales tales como la Gilsonita.

50. En la prueba MBT (prueba de azul de metileno), mencione los valores de MBT y la inestabilidad de correspondiente, de acuerdo a la clasificación que se menciona en los Apuntes. Una formación con MBT de 6 a 10 indicará un caso ligero de inestabilidad, un MBT 10 a 20 indicará un caso de inestabilidad intermedia, y un MBT de 20 a 40 indica un caso severo de inestabilidad.

51. Mencione los tipos de cationes que son utilizados en los lodos de perforación para controlar la reactividad de las arcillas, y en la actualidad cuál catión es el más utilizado en la perforación de pozos tanto en zona terrestre como en la zona marina. Sodio, Potasio, Calcio. Fluidos conteniendo cloruro de sodio o potasio son los mas utilizados.

52. Los fluidos de perforación inhibidos son preparados agregando productos químicos a la fase acuosa para prevenir o retardar la hidratación y dispersión subsecuente de las arcillas sensibles, describa cómo se lleva a cabo este proceso, explicando cómo actúan dichos productos químicos. Los productos químicos pueden ser sales como cloruro de sodio y cloruro de potasio. Éstas tienden a disminuir la hidratación. También pueden ser polímeros como la celulosa polianiónica que reduce la adsorción de agua mediante un proceso de encapsulamiento. Por lo tanto, el efecto inhibitorio obtenido es resultado tanto de fuerzas químicas como físicas, actuando tanto en los recortes como en las formaciones expuestas. La selección del fluido de perforación está basada en el grado de inhibición necesario para mantener el agujero en condiciones relativamente estables.

53. Mencione los cinco puntos que un Programa de fluidos de perforación debe especificar. 1. Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán. 2. Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los fluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto. 3. Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente. 4. Aditivos del fluido sugeridos para cada sección. 5. Problemas esperados y los procedimientos de control.

ELABORÓ: LUIS FERNANDO HERNÁNDEZ ANTONIO ING. PETROLERA 15E40284

DIVISIÓN: INGENIERÍA PETROLERA

Materia: Ingeniería de Perforación de Pozos Avanzada

54. Mencione las siete tareas mínimas que deberán de realizarse para la preparación de un Programa de fluidos de perforación adecuado para perforar un pozo petrolero.  Revisar la información general del campo.  Analizar los programas de fluidos de perforación utilizados en pozos vecinos y/o correlativos.  Calcular la configuración de los sistemas de fluido de perforación a ser utilizados por cada intervalo perforado (volúmenes, materiales y servicios específicos).  Recomendar procedimientos que se aplicarían al fluido de perforación por intervalo.  Elaborar el programa de fluidos de perforación para perforar el pozo en específico.  Describir el equipo de control de sólidos, especificaciones del tipo de mallas que se requerirán por etapas para la perforación del pozo.  Con base en la información de los puntos 1, 2, 3 y 4, mencionar el tipo de problemas esperados y cómo se deberán de solucionar dichos problemas, detallando posteriormente las técnicas y materiales (concentraciones y procedimientos operativos específicos que deberán aplicarse)

55. Explique brevemente los aspectos más sensibles e importantes que observó en un Programa de Fluidos de perforación, cuando se planea perforar la última etapa del pozo, es decir, el contacto con la zona productora, con base en lo explicado en clase. Cuando se perfora la zona productora los problemas mas comunes son las altas temperaturas, contaminación con CO2 y /o H2S. usualmente existen presencia de fracturas naturales en el cual el valor del gradiente de presión de poro es prácticamente el mismo que el de fractura, por lo que se debe tener especial atención para evitar pérdidas de circulación y al mismo tiempo tener controlado el pozo.

56. Desde su punto de vista, explique el papel que desempeña un ingeniero petrolero, en el diseño, revisión, aprobación y utilización de un Programa de Fluidos de perforación, mencionando algunas problemáticas que pueden presentarse de no realizar correctamente dicho rol. Maneja un papel muy importante en la selección el tipo de fluido ya que de esta manera tendremos una perforación efectiva y así evitamos diferentes problemas como, por ejemplo: pérdidas de circulación, los brotes, resistencias y atrapamientos de sarta por inestabilidad de la formación, pegaduras por presión diferencial

ELABORÓ: LUIS FERNANDO HERNÁNDEZ ANTONIO ING. PETROLERA 15E40284