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miércoles, 27 de agosto de 2014

LODOS DE PERFORACION

Funciones De Un Lodo De Perforación
  •  Mejorar la limpieza de los recortes durante la perforación.
  •  Controlar las presiones de la Formación.
  •  Aumentar las viscosidad de Penetración.
  •  Facilitar la cementacion y la Completacion
  •  Aumentar la estabilidad del pozo.
  • Proporcionar intensa Refrigeración en el área de fricción.
  • Proporcionar excelente Lubricación al sistema.
  • Controlar las presiones
  • Lubricación y enfriamiento
  •  Estabilización de la formacion rocosa , Flotabilidad y Suspensión.
Propiedades Fundamentales De Los Lodos De Perforación

Densidad
  Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en sitio los fluidos de la formación. La balanza de lodos se utiliza para medir la densidad del mismo


Balanza de lodos

.

Viscosidad API(De Embudo)
 Se le concede cierta importancia practica aunque carece de base científica y el único beneficio que aparentemente tiene es el de suspender el espacio anular en la formacion cuando el flujo es laminar. Es recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad embudo mas baja posible, siempre y cuando se tengan valores aceptables de fuerzas de gelatinizacion y un control sobre el filtrado, un fluido contaminado exhibe una alta viscosidad de embudo.

Embudo Marsh

Viscosidad Plástica
 Es la viscosidad que resulta de la fricción mecánica entre solido, solidos y líquidos, líquidos y solidos. Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los solidos presentes en el fluido y se concentra con equipo mecánicos de control de solidos, una baja viscosidad plástica aunada a un alto punto cendente permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración.

Punto Cedente

  Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones dinamicas o de flujo. es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en movimiento. El punto cedente esta relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinamicas y generalmene sufre incremento por la acción de los contaminantes solubles como el carbonato, calcio y por los solidos reactivos de formacion.

Resistencia La Gel o Gelatinizacion
   
   Esta Resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y electroquímica bajo condiciones estáticas. Esta relacionada con la capacidad de suspension del fluido y se controla en la misma forma, como se controla el punto cedente puesto que lo origina el mismo tipo de solido(reactivo).
esta fuerza debe ser los suficientemente baja para permitir el asentamiento de los solidos en los tanques de superficie, principalmente en la trampa de arena. EL Viscosimetro de lectura directa determina las propiedades reologicas del fluido es decir la viscosidad plástica el punto cedente y la fuerza de gel o gelatinizacion.

Filtrado
   Indica la cantidad relativa de liquido que se filtra através del revoque hacia las formaciones permeables cuando el fluido es sometido a una presión diferencial.

Determinación Del Filtrado

   La cantidad de filtrado que pasa del lodo hacia la formación es muy importante en cuanto a la cantidad como a la calidad del filtrado. Se efectúa con el instrumento llamado FILTRO PRENSA API, el cual determina el volumen de líquido que pasa a través de un filtro en un tiempo determinado, cuando está sometido el sistema a una cierta presión de trabajo.

Contenido De Arena

  Dentro del total de sólidos que tiene el lodo esta la arena que es aportada por las formaciones y en algunos casos algunos productos químicos en pequeñas proporciones y que para conocer su cantidad se hace uso de una separación de partes a través de una malla que retiene la arena y se la cuantifica en % en volumen.


PH
   Indica si el lodo es ácido o básico, la mayoría de los fluidos base acuosa son alcalinos y trabajan con un rango de PH entre 7.5 a 11.5 cuando el PH varía de 7.5 a 9.5, el fluido es de bajo PH y cuando varía de 9.5 a 11.5 es de alto PH.


Determinación Del PH Del Lodo

  Puede ser determinado por el método del papel PH que consiste en poner en contacto un papel especial y la muestra que dependiendo del PH de la muestra se desarrollara un determinado color el cual es comparado con una escala calorimétrica.
Otra manera es a través del PH–meter digital que consta de un electrodo de vidrio que al hacer contacto con la muestra a analizar da en un visor lecturas de las muestras.


PH Metro


martes, 26 de agosto de 2014

YACIMIENTOS





ley de Darcy y el Flujo de Fluido en el Medio Poroso 


 
La ley de Darcy es un modelo matemático que indica el flujo de fluidos por un medio poroso. En el caso de la ingeniería de petróleos, esta ecuación posibilita la determinación de propiedades importantes en la roca como la permeabilidad, pero es preciso reconocer que al momento de caracterizar los fluidos de un yacimiento de petróleo presenta ciertas limitaciones.


Velocidad Real y Velocidad de Darcy

Sabemos que en cualquier conducto por el que circula un fluido se cumple que:
 
Caudal = Sección x Velocidad
L3/T = L2 x L/T
 
Si aplicamos esta consideración al cilindro del permeámetro de Darcy, y calculamos la velocidad a partir del caudal y de la sección, que son conocidos, obtendremos una velocidad falsa, puesto que el agua no circula por toda la sección del permeámetro, sino solamente por una pequeña parte de ella. A esa velocidad falsa (la que llevaría el agua si circulara por toda la sección del medio poroso) se denominavelocidad Darcyovelocidad de flujo:

Velocidad Darcy = Caudal / Sección total
Esa parte de la sección total por la que puede circular el agua es la porosidad eficaz; si una arena tiene una porosidad del 10% (0,10), el agua estaría circulando por el 10% de la sección total del tubo.
Y para que el mismo caudal circule por una sección 10 veces menor, su velocidad será 10 veces mayor. Por tanto, se cumplirá que:
 
Velocidad Real = Velocidad Darcy / me
(me = porosidad eficaz)



Limitaciones de la Ley de Darcy


La Ley de Darcy es falsa (o no suficientemente precisa) por dos razones:
 
#1
 
La constante de proporcionalidad K no es propia y característica del medio poroso, sino que también depende del fluido

El factor K, puede descomponerse así: k=ky/µ


 
donde1: K = permeabilidad de Darcy o conductividad hidráulica

 
 k = Permeabilidad intrínseca (depende sólo del medio poroso)

 
γ = peso específico del fluido

 
μ = viscosidad dinámica del fluido
 
Esta cuestión es fundamental en geología del petróleo, donde se estudian fluidos de diferentes características. En el caso del agua, la salinidad apenas hace variar el peso específico ni la viscosidad.
Solamente habría que considerar la variación de la viscosidad con la temperatura, que se duplica entre 5 y 35 o C, con lo que se duplicaría la permeabilidad de Darcy y también el caudal circulante por la
sección considerada del medio poroso. Afortunadamente, las aguas subterráneas presentan mínimas diferencias de temperatura a lo largo del año en un mismo acuífero.
Por tanto, aunque sabemos que K depende tanto del medio como del propio fluido, como la parte que depende del fluido normalmente es despreciable, para las aguas subterráneas a efectos prácticos
asumimos que la K de Darcy, o conductividad hidráulica es una característica del medio poroso.

#2
 
En algunas circunstancias, la relación entre el caudal y el gradiente hidráulico no es lineal.

Esto puede suceder cuando el valor de K es muy bajo o cuando las velocidades del flujo son muy altas.

En el primer caso, por ejemplo, calculando el flujo a través de una formación arcillosa, el caudal que obtendríamos aplicando la Ley de Darcy sería bajísimo, pero en la realidad, si no se aplican unos

gradiente muy elevados, el agua no llega a circular, el caudal es 0

En el segundo caso, si el agua circula a gran velocidad, el caudal es directamente proporcional a la sección y al gradiente, pero no linealmente proporcional, sino que la función sería potencial:
 

q =K(dh/dl)n 

donde el exponente n es distinto de 1.
 

En el flujo subterráneo las velocidades son muy lentas y prácticamente siempre la relación es lineal, salvo en las proximidades de captaciones bombeando en ciertas condiciones .

 MEDIO POROSO
  Un medio poroso es una fase sólida continua con muchos espacios vacíos o poros.

Ejemplos de medios porosos: arena, gravilla, esponjas, lechos,empaquetados.


Los medios porosos pueden ser:
 

Impermeables cuando los poros no están interconectados.
Permeables cuando los poros están conectados.
 
Las principales características de un flujo en medio poroso, son:

La fricción es mucho mayor de lo que sería en un flujo análogo sin medio poroso. El factor de
fricción se calcula de manera diferente.

La variación de la velocidad del fluido a través de un medio poroso es despreciable comparada  con la fricción.