ABSTRACT Generally, drilling fluids may be defined as fluids with a composition that can assist the generation and removal of cuttings from the borehole to the surface. They are classified according to their base as water based mud (WBM), oil based mud (OBM) or gas. Polymers, densifiers, brines, surfactants, among others are the primary components of drilling fluids. Currently the trend is to develop WBMs, which simulate the high performance of OBMs, with benefits such as reduction of environmental impacts and lower costs associated with cuttings and fluids disposal. This challenge introduces high performance materials in the oil industry such as nanomaterials. The increasing demand of hydrocarbons has led the study and production of unconventional resources in Argentina and worldwide like shale and tight reservoirs. Shales are sedimentary rocks composed of clay size particles and organic matter with laminar structure, low permeability and nanopores. In these types of rocks wellbore stability and shale inhibition are key factors while drilling with WBM, so it is necessary to avoid pore pressure increase and subsequent penetration of drilling fluid into the formation. In this research nanosilica (12nm) was used to minimize shale permeability through physically plugging the nanopores of shales which are of 30 nm as average. This nanomaterial will minimize not only fluid penetration, pore pressure, shale permeability and fluid-rock interaction but will improve wellbore stability. In this work the rheological behavior of WBM with nanoparticles was analyzed. Fluids were prepared with the same additives and composition as the ones used in argentine fields. Finally, the rheological behavior of WBM was compared with the OBM´s and the best concentration of nanosilica was determined: 0,5 %p/p. Also, filtration and inhibition tests were performed in agreement with API 13B1-2 and API 13I.

RESUMEN Los fluidos de perforación tienen como función principal remover los recortes de roca generados por el trepano. Son clasificados de acuerdo a sus componentes de base: agua (WBM, water based mud) o aceite (OBM, oil based mud). Entre los aditivos principales encontramos polímeros, densificantes, sales, tensioactivos y lubricantes. La tendencia actual es diseñar WBMs amigables con el ambiente, que puedan competir con los OBMs en términos de baja toxicidad, mínimo daño a la formación productora, eficiencia y bajos costos asociados con la disposición final de los recortes generados y los fluidos. Esto llevó a la incorporación de nuevas formulaciones y materiales tales como los nanométricos. La creciente demanda hidrocarburífera ha llevado al estudio y producción de reservorios no convencionales de tipo shale en Argentina y el mundo. Este tipo de formaciones sedimentarias de estructura laminar, están conformadas por partículas consolidadas del tamaño de las arcillas, poseen nanoporos y baja permeabilidad. Durante la perforación del shale con WBM se debe garantizar la estabilidad de las paredes del pozo controlando la inhibición de las arcillas presentes y el incremento de la presión poral ocasionado por el ingreso de fluido a la formación. Para este último propósito, en este trabajo, se seleccionó nanosílice de 12 nm, la cual obtura los poros del shale que tienen un tamaño promedio de 30 nm. Se busca de esta forma reducir el ingreso de fluido a la formación, la presión poral, la permeabilidad y minimizar la interacción roca-fluido. Se estudió la reología de los WBM diseñados y envejecidos con distintas proporciones de nanopartículas comparando con el comportamiento reológico de un OBM para determinar la concentración óptima de nanosílice que fue de 0,5% p/p. A su vez siguiendo las normas API 13B1-2 y API 13I se realizaron pruebas de control de filtrado e inhibición de los fluidos.

El presente trabajo describe un nuevo método para estimar la curva de destilación flash EFV (equilibrium flash vaporization) para cortes de petróleo utilizando simuladores comerciales. Para ello se implementa un modelo estacionario de la destilación flash en un simulador comercial, y se ajusta el modelo utilizando una curva de destilación obtenida con procedimientos estándares de laboratorio. Dicha curva puede ser del tipo TBP, ASTM D86, D1160 o D2887, entre otras; e involucra un procedimiento experimental más simple que el requerido para obtener la curva EFV. Para la simulación se puede utilizar cualquier simulador comercial que sea capaz de modelar petróleo, en este trabajo se emplearon los simuladores HYSYS y CHEMCAD. Para evaluar el método propuesto se analizaron experimentalmente varios tipos de petróleos y cortes de petróleo. Luego, de acuerdo con el método propuesto, los datos obtenidos fueron ingresados a un simulador para estimar las correspondientes curvas EFV. Las curvas estimadas utilizando HYSYS y CHEMCAD fueron comparadas con las producidas por dos métodos tradicionales de estimación: el de Edmister y el método de Maxwell. En todos los casos, las curvas estimadas por simulación se aproximaron a la curva promedio de las de Edmister y Maxwell. El método propuesto tiene varias ventajas: 1) evita la necesidad de obtener la curva EFV en forma experimental; 2) es independiente del tipo de curva experimental a utilizar para ajustar el modelo; 3) permite realizar estimaciones para diferentes presiones utilizando una única curva experimental como dato.

This work describes a new method to estimate the equilibrium flash vaporization distillation curve (EFV) for petroleum fractions by using commercial simulators. To do that, a steady model for the flash distillation is implemented in a commercial simulator, and it is fitted by using a distillation curve obtained from standard laboratory analytical assay procedures. That curve can be one from many types, e.g. ASTM D86, D1160 or D2887; and it involves an experimental procedure simpler than that one required to obtain the EFV curve. For the simulation, any commercial simulator able to model petroleum can be used; the simulators HYSYS and CHEMCAD were used in this work. To evaluate the proposed method, several types of petroleum and fractions were analyzed experimentally. Then, according with the proposed method, those data were entered to a process simulator to estimate the corresponding EFV curves. The curves estimated by HYSYS and CHEMCAD were compared with those ones produced by two traditional methods for estimation: Edmister’s method and Maswell’s method. In all the cases, the curves estimated by simulation were close to the average curve of the Edmister and Maxwell curves. The proposed method has several advantages: 1) it avoids the necessity of obtaining experimentally the EFV curve; 2) it does not depend on the type of the experimental curve used to fit the model; 3) it enables the estimation for several pressures by using only one experimental curve as data.

La creciente demanda de gas natural hace necesario el aumento de la capacidad de las redes de transporte. Esto puede lograrse ampliando la capacidad instalada y optimizando las condiciones de operación. En ambos casos es necesario contar con un conocimiento profundo del proceso involucrado. Tal conocimiento puede alcanzarse aplicando el método que se describe en el presente trabajo. El método propuesto está diseñado para analizar una red de gas utilizando herramientas de simulación, y fue utilizado para estudiar una red de transporte de gas existente en Argentina. Las etapas que componen el método propuesto son: 1) análisis del sistema (identificación de parámetros, perturbaciones, variables manipulables, variables de estado y variables de salida); 2) simulación estacionaria; 3) simulación dinámica; 4) estudio de casos (análisis de sensibilidad, estabilidad, controlabilidad, etc.). Una vez identificadas las variables críticas del sistema, la simulación estacionaria permite determinar, para distintos escenarios posibles, la cantidad y la presión del gas entregado a cada destino. Estos resultados pueden ser utilizados para diseñar procedimientos de operación adecuados para cada caso. Por otra parte, la simulación dinámica no se limita a describir los estados estacionarios del sistema sino que también describe cómo evoluciona el estado del proceso. Esta información adicional permite refinar los procedimientos anteriormente diseñados, y hace que un simulador dinámico sea una excelente herramienta para capacitar a operadores de planta. Para la simulación estacionaria se analizaron dos alternativas; en la primera se empleó el simulador HYSYS, mientras que en la segunda se utilizó un método tradicional de cálculo implementado en una planilla Excel. Los estados estacionarios predichos por ambos medios fueron similares. Luego se hizo un estudio de sensibilidad para las variables más relevantes del sistema. Este estudio fue completado mediante la realización de simulaciones dinámicas, para lo cual se usó exclusivamente el simulador HYSYS. Como resultado, se lograron determinar tanto la sensibilidad como la dinámica del sistema, información que es de suma utilidad para plantear mejoras a las instalaciones y a los procedimientos de operación de la red, demostrando de esta forma la utilidad del método propuesto.

Growing demand for natural gas necessarily leads to demands for increased transport network capacity. This can be done by increasing the capacity of already installed gas pipelines and optimising operating conditions. Greater knowledge (know-how) regarding the process is thus needed and may be applied by following the procedure outlined in this work. The proposed method concerns studying a gas network by using simulation tools; it has been used for studying a transport network in Argentina. The proposed method has the following stages: 1) system analysis (identifying parameters, disturbances, manipulated variables, state variables and output variables), 2) stationary simulation, 3) dynamic simulation and 4) case studies (analysing sensitivity, stability and controllability). Once a system’s critical variables have been identified then stationary simulation allows the amount of gas and its pressure to be determined for each sink, in several scenarios. These results can be used for designing suitable operational procedure for such cases. Dynamic simulation describes a system’s stationary state and how the state of the process evolves. Such additional information allows refining previously-designed procedures and also makes dynamic simulation an excellent tool for operator training. Two alternatives were analysed for stationary simulation: an HYSYS simulator and traditional Excel spreadsheet calculations. Predicted stationary states were similar by both methods. The sensitivity of the most relevant system variables was then studied; the HYSYS simulator was used for dynamic simulation in all cases. System sensitivity and dynamics were determined, such information being required for making improvements to network installations and operational procedures and thereby proving the procedure’s worth.