INDICE1. Introduccin..42. Resea de los lodos de perforacin......53. Fluidos de perforacin.74. Definicin de lodos..85. Composicin de los fluidos..96. Funciones especficas o bsicas.96.2. Suspensin de los recortes...106.3. Control de presin anular116.4. Lubricacin y enfriamiento..116.5. Soporte de la pared ..116.6. Flotacin del conjunto de perforacin y casing126.7. Proporcionar energia hidrulica (hidrulica de trpano).126.8. Medio de registro adecuado (perfilaje)..126.9. Efectos secundarios126.9.1. Daos en el pozo abierto136.9.2. Corrosion de la tubera de Revestimiento y de la sarta de Perforacin..136.9.3. Reduccin en la velocidad de Penetracin136.9.4. Problemas de circulacin, Compresin y pistoneo..146.9.5. Perdida de circulacin...146.9.6. Atascamiento de la sarta de Perforacin..146.9.7. Erosion del pozo..146.9.8. Decantacin en las piletas....157. Tipos comunes de fluidos.157.1. Petrleo.157.2. Fluidos a base de petrleo (emulsiones de petrleo en agua y De agua en petrleo)167.3. Gas.167.4. Agua...178. Propiedades de los fluidos de perforacin188.1. Propiedades fsicas188.2. Propiedades reologicas:199. Conclusiones..2410. Bibliografa..25

Fluidos de perforacin1. IntroduccinLos fluidos de perforacin de yacimiento son fluidos de perforacin no dainos, especialmente diseados para ser usados en los intervalos del yacimiento. Estn formulados para maximizar la eficiencia de la perforacin al minimizar los daos a la formacin, conservando as la productividad potencial del pozo. En general, los fluidos de perforacin convencionales no pueden ser convertidos a fluidos de perforacin de yacimiento.Los fluidos de perforacin convencionales pueden causar daos graves a los yacimientos productivos.Este impacto se puede minimizar en cierta medida reduciendo el filtrado y controlando los esfuerzos de gel progresivos. Estas prcticas reducen la invasin de fluido dentro de la formacin y ayudan a obtener el aislamiento zonal durante la cementacin de las tuberas de revestimiento. Para las completaciones convencionales de pozo entubado o de tubera perforada, las perforaciones suelen penetrar ms all de cualesquier daos cerca del pozo. Los altos diferenciales de presin del yacimiento al pozo y las perforaciones de dimetro ms grande pueden ayudar a reducir los efectos de los daos causados a la formacin por los fluidos de perforacin convencionales.En las completaciones en pozo abierto (pozos completados sin cementar la tubera de revestimiento a travs de la formacin productiva), debe ser posible extraer el fluido y el revoque sin recurrir a tratamientos de limpieza. Los fluidos de perforacin de yacimiento estn especialmente diseados para reducir los daos a la formacin y mejorar la limpieza en estos pozos. Los fluidos de perforacin de yacimiento son sumamente importantes en los pozos horizontales, donde los bajos diferenciales de presin del yacimiento al pozo hacen que las operaciones de limpieza sean ms difciles. Los filtros de grava y las mallas preempacadas limitan el tamao de los slidos que pueden ser producidos desde el pozo; por lo tanto, los fluidos de perforacin convencionales cargados de slidos deberan ser evitados durante la perforacin de intervalos horizontales a travs de zonas productivas. En vez de eso, deberan usarse fluidos de perforacin de yacimiento no dainos.Muchos fluidos pueden ser usados como fluidos de perforacin de yacimiento, incluyendo los fluidos base agua, aceite y sinttico. La seleccin del fluido depende del tipo de formacin, de la composicin de los fluidos de la formacin, del mecanismo de daos a la formacin y del mtodo de completacin. La mayora de los pozos perforados con fluidos de perforacin de yacimiento son completados sin cementar y perforar una tubera de revestimiento o tubera de revestimiento corta a travs de la zona productiva.2. Resea de los lodos de perforacin.Los primeros pozos perforados por el mtodo de rotacin solo se usaban agua como fluido que al mezclarse con los slidos de formacin formaban el lodo. Si un pozo era demasiado espeso o pesado se le agregaba agua para adelgazarlo, y si la viscosidad era insuficiente se agregaba otro lodo de reserva para espesarlo. Cualquier problema en el lodo durante la perforacin era solucionado agregando agua o lodo de reserva.En 1901 HAGGEN Y POLLARD sugirieron que en pozos de gas debe llenarse el mismo cuando se saca la tubera a superficie para evitar un posible reventn. Definieron el trmino lodo nativo como la mezcla de agua con arcilla la cual permanece en suspensin por un tiempo considerable.Las arcillas ms usadas fueron de naturaleza GUMBO, despreciando a las arenas y arcillas duras, recomendando un 20% en peso de arcilla en agua.En 1916 LEWIS Y MC-MURRAY definieron al lodo nativo como: Una mezcla de agua con algn material arcilloso que pueda permanecer en suspensin por tiempo considerable que tenga una densidad de 1.05 a 1.1 gcc y que adems debe ser delgado como el agua para evitar efectos negativos en algunas formaciones. Decan que un buen lodo deba ser capaz de sellar arenas de formacin, adems de evitar su lavado y contrarrestar las presiones del gasEn 1921 STROUD fue encargado de encontrar un medio para aumentar la densidad para prevenir el descontrol de pozos de gas. As surgi el oxido de hierro para preparar lechadas rpidas y bombeable de 15 a 18 lb/gal .En 1922 experimento con BARITA O BARITINA, material que presentaba ventajas sobre el oxido de hierro como ser alta gravedad especfica, no es abrasivo, no es toxico pero se uso en gran escala recin para el ao 1929, cuando se soluciono el problema de la viscosidad y Gel necesaria para suspender el material.La bsqueda de la solucin al problema de gel y viscosidad dio lugar a varios aditivos que cumplan con el objetivo. Primero se desarrollaron compuestos de mezclas de aluminato de sodio y soda custica para luego en 1929 descubrir la ARCILLAS BENTONITICAS con ventajas superiores en dar viscosidad, gel y control de filtrado en la formacin.LA BARITINA: Bsicamente es un Sulfato de Bario ( ) 4 SO Ba de gravedad especfica 4.2 a 4.35 que es muy utilizado para dar densidad a los lodos, es un material inerte e insoluble en agua y aceite que puede ser usado en un amplio rango de concentracin segn sean las condiciones exigidas.Es de color blanco a gris oscuro, en EEUU produce el 25% del total. Su uso puede llegar elevar sustancialmente el costo global de loso, y est sujeto a ciertas especificaciones normadas por API en cuanto a molienda y materiales que puedan contaminar.LA BENTONITA: Es el material ms usado en la preparacin de lodos base agua. Es una arcilla (slico aluminato) que sirve para dar viscosidad y control de filtrado a loso lodos base agua fresca, su gravedad especfica esta alrededor de 2.6. Tambin las normas API rigen las especificaciones en cuanto a su rendimiento, molienda y contaminante.El agregado de cualquier material al lodo se lo hace segn una concentracin dada, adecuada para obtener una determinada propiedad en un valor de trabajo; por lo general las unidades de uso para el agregado de material son libras de material por cada barril de lquido. Para conocer la densidad obtenida luego de agregar bentonita, lo hacemos con la siguiente expresin3. Fluidos de perforacinDurante la perforacin de un pozo, es de vital importancia mantener la calidad del fluido dentro de los valores deseables y preestablecidos para evitar los problemas de inestabilidad del hoyo. Sin embargo, es necesario recordar que las propiedades de un fluido no son valores fijos, sino que pueden ser ajustados durante el proceso de la perforacin. En consecuencia, es responsabilidad del especialista tomar muestra del lodo a la entrada y salida del pozo para comparar valores y proceder a efectuar los ajustes necesarios.El Fluido de Perforacin es un fluido de caractersticas qumicas y fsicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petrleo y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de slidos. No debe ser txico, corrosivo ni inflamable, pero s inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y adems, estable a altas temperaturas. Debe mantener sus propiedades segn las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias. El objetivo principal que se desea lograr con un fluido de perforacin, es garantizar la seguridad y rapidez del proceso de perforacin, mediante su tratamiento a medida que se profundizan las formaciones de altas presiones, la circulacin de dicho fluido se inicia al comenzar la perforacin y slo debe interrumpirse al agregar cada tubo, o durante el tiempo que dure el viaje que se genere por el cambio de la mecha.En la siguiente grfica se puede visualizar el recorrido o ciclo del fluido durante la perforacin de un pozo.

4. Definicin de lodosMezcla heterognea de una fase continua (agua o aceite) con la fase que son los aditivos que se agregan y que pueden estar disueltos o dispersos en el medio continuo con la finalidad de darle al lodo propiedades adecuadas para que pueda cumplir funciones especificas en la perforacin de pozos petroleros Son varias las funciones, y para saber si un lodo est cumpliendo sus funciones, de este se miden sus propiedades que tienen que estar dentro de un rango de trabajo.Las propiedades fsico-qumicas que debe tener un lodo son medidas a travs de una serie de instrumentos y mtodos los cuales fueron diseados paralelamente con el desarrollo de los fluidos y problemas presentados en los mismos en la perforacin de pozos.5. Composicin de los fluidosLa composicin del fluido depender de las exigencias de cada operacin de perforacin en particular. La perforacin debe hacerse atravesando diferentes tipos de formacin, que a la vez, pueden requerir diferentes tipos de fluidos. Por consiguiente, es lgico que varias mejoras sean necesarias efectuarle al fluido para enfrentar las distintas condiciones que se encuentran a medida que la perforacin se hace cada vez ms profunda en busca de petrleo. En su gran mayora los lodos de perforacin son de base acuosa, donde la fase continua es el agua. Sin embargo, en trminos generales, los lodos de perforacin se componen de dos fases: Fase lquida, la cual puede ser agua (dulce o salada) o aceite; o Fase slida, est puede estar compuesta por slidos inertes (deseables o indeseables) o por slidos reactivos6. Funciones especficas o bsicasSon aquellas que si o si debe cumplir el fluido para ser considerado el un lodo.1. Sacar los Recortes de formacin a superficie.2. Controlar las Presiones de formacin.3. No daar las zonas productoras.4. Estabilizar las paredes de las formaciones.5. No daar el medio ambiente.6. Sacar Informacin del fondo del pozo.7. Formar una pelcula impermeable sobre las paredes de la formacin.8. Lubricar y enfriar la sarta de perforacin.9. Mantener en suspensin los slidos.10. No causar corrosin a la herramienta.11. Transmitir energa al fondo del pozo6.1. Transporte de recortes a la superficieEl pozo debe ser limpiado apropiadamente para prevenir que los recortes se acumulen en el espacio anular, lo que podra causar un aumento en la torsin, arrastre, el llenado o en la presin hidrosttica. Todo esto puede dar como resultado una tubera atascada, prdida de circulacin, la falla del tubera o una disminucin en le penetracin.Debido a que los recortes son ms pesados que el fluido de perforacin, son levantados fuera del pozo por el fluido fluyendo en el espacio anular. La fuerza de la gravedad tratar de hacer que los recortes caigan haca el fondo del pozo. La velocidad a la que los recortes caen depende del tamao de las partculas, forma, densidad y viscosidad del fluido.6.2. Suspensin de los recortesLos recortes tratarn de caer al fondo cuando la circulacin se detiene a menos que el fluido de perforacin forme una estructura gelatinosa. Esta estructura gelatinosa debera suspender o mantener los recortes en su lugar hasta que la circulacin sea restablecida. Presiones de compresin y pistoneo excesivas pueden darse si el lodo de perforacin permanece en una estructura gelatinosa una vez que la circulacin se ha restablecido.6.3. Control de presion anularDebido a que los fluidos de formacin (petrleo, agua o gas) estn bajo una gran presin, tienen que ser balanceados o sobre balanceados para prevenir el flujo incontrolado. La presin hidrosttica del lodo de perforacin en el espacio anular hace que esto sea posible.6.4. Lubricacin y enfriamientoA medida que el trpano de perforacin en el fondo y el sarta de perforacin rotan en el pozo, se desarrollan temperaturas extremas. Esta debe ser absorbida por el fluido de perforacin y llevada lejos del fondo del pozo. El fluido de perforacin tambin debe lubricar la tubera de revestimiento, la sarta de perforacin y el trpano. Las propiedades lubricantes pueden ser mejoradas a travs de la adicin de materiales especiales (dispersantes, reductores de friccin). Esto tambin puede incrementar la vida del trpano, disminuir la torsin y el arrastre, reducir la presin de la bomba y reducir el desgaste por friccin del sarta de perforacin y el tubera de revestimiento.6.5. Soporte de la pared La formacin podra derrumbarse en el pozo antes de que el tubera de revestimiento sea instalado, a menos que el soporte sea reemplazado por el fluido de perforacin. La cantidad de soporte requerido para prevenir esto depende de la formacin. Poco soporte es necesario en una formacin muy firme, donde formaciones consolidadas o bastante firmes pueden ser soportadas solamente por la densidad del lodo de perforacin. En formaciones dbiles o no consolidadas el fluido de perforacin debe tener la habilidad de formar una costra delgada y firme en el hoyo (revoque).6.6. Flotacin del conjunto de perforacin y casingEl peso del sarta de perforacin y el del tubera de revestimiento pueden exceder miles de libras e imponer un estrs extremo en la estructura de la torre. Estos pesos extremos pueden ser en parte absorbidos por la fuerza boyante del liquido de perforacin (flotacin). Esta fuerza depende del peso del fluido y del desplazamiento de la tubera.6.7. Proporcionar energia hidrulica (hidrulica de trpano)Durante la circulacin, a medida que el fluido de perforacin pasa a travs de las boquillas del trpano se desarrollan velocidades altas. Esta velocidad, o fuerza hidrulica, mantendr limpia el rea por debajo del trpano, de manera que el trpano no moler nuevamente los recortes viejos, causando una reduccin en la velocidad de la penetracin. Las propiedades fsicas y la velocidad del fluido de perforacin ayudan a mantener limpia el rea debajo del trpano.6.8. Medio de registro adecuado (perfilaje)El fluido de perforacin es necesario para muchas herramientas de MWD/LWD (medicin y / o registro mientras se perfora) y para registros con lneas de cable de acero que son utilizados en la evaluacin de la formacin. Muchos registros requieren que el fluido de perforacin sea un liquido conductor de electricidad que exhiba propiedades elctricas diferentes de las de los fluidos en la formacin.6.9. EFECTOS SECUNDARIOSLos siguientes efectos secundarios deben ser minimizados mientras se desarrollan las actividades arriba explicadas. Daos en el pozo abierto Corrosin de la tubera de revestimiento y de la sarta de perforacin Reduccin en la velocidad de penetracin Problemas de circulacin, compresin y pistoneo. Prdida de circulacin Atascamiento de la columna de perforacin Erosin del pozo Decantacin en las piletas Desgaste de la bomba de lodo de perforacin Contaminacin medio ambiental y del cemento6.9.1. Daos en el pozo abiertoDaos a la formacin pueden aparecer en dos formas diferentes: una reduccin en la produccin de hidrocarburos o en la estabilidad del pozo. Muchos tipos de fluidos de perforacin alteran las caractersticas de la formacin, pero algunas formaciones son ms sensibles que otras y algunos fluidos son ms dainos. Las formaciones particularmente sensibles (por ejemplo: lutitas hidropresurizadas o bentoniticas) pueden requerir de fluidos de perforacin especiales, tratamiento de qumicos y otras consideraciones.6.9.2. Corrosion de la tubera de Revestimiento y de la sarta de PerforacinLos tubulares de acero en el pozo pueden estar sujetos a un ambiente corrosivo dado por el liquido de perforacin y por la formacin. El tratamiento qumico del fluido de perforacin o la adicin de una capa de proteccin a la superficie del acero puede minimizar este efecto corrosivo.6.9.3. Reduccin en la velocidad de PenetracinMuchos factores afectan la velocidad de penetracin, pero la diferencia entre la presin de formacin y la presin hidrosttica es la ms significante. Si la presin hidrosttica del fluido de perforacin es mucho ms elevada que la presin de formacin, se tendr como resultado una reduccin en la velocidad de penetracin.6.9.4. Problemas de circulacin, Compresin y pistoneoLa alta viscosidad de los fluidos de perforacin puede aumentar las presiones de circulacin, compresin y pistoneo. Un revoque grueso tambin puede contribuir a las presiones de compresin y pistoneo que pudieran resultar en una surgencia. La viscosidad excesiva limita la velocidad del flujo, pone estrs adicional a la bomba y tambin puede reducir la velocidad de penetracin si la suficiente presin en el trpano no puede ser lograda.6.9.5. Perdida de circulacinLa prdida de circulacin puede ser causada cuando la presin hidrosttica excede la fuera de la formacin. Altas presiones tambin pueden ser el resultado de la extraccin incorrecta o malas practicas de perforacin, un nivel alto de peso del lodo de perforacin y / o viscosidad del fluido. Alto costo de fluidos y del pozo, junto a la posibilidad de sufrir un amago de reventn son los resultados de la prdida de circulacin.6.9.6. Atascamiento de la sarta de PerforacinUna cantidad excesiva de recortes en el pozo es una de las causas de tubera atascada, pero el tipo ms significativo de atascamiento es cuando la tubera est incrustada en un revoque grueso. La tubera atascada puede llevar a costosas operaciones de pesca e incrementar el costo del pozo.6.9.7. Erosion del pozoProblemas con el perfilaje, cementacin y tuberas atascadas son solamente algunas de las dificultades de la erosin del pozo. Existen dos tipos de erosin del pozo, fsica y qumica. Bombear el fluido de perforacin a travs del espacio anular a una velocidad menor ayudar a reducir la erosin fsica. La erosin qumica depende de la reaccin qumica entre el fluido de perforacin y la formacin.6.9.8. Decantacin en las piletasLa misma fuerza de gel que previene que los recortes caigan al pozo cuando la circulacin se detiene puede tambin prevenir que los slidos.7. Tipos comunes de fluidos7.1. PetrleoEn la mayora de las zonas de produccin, el petrleo es econmico y abundante. Por lo general no es corrosivo y no causa la hinchazn de la arcilla en la zona de produccin. El petrleo es ligero (aproximadamente 7 ppg. [839 Kg. / m]) lo que es excelente para pozos de presin baja. Algunas precauciones al utilizar petrleo son: El petrleo puede contener cera, partculas finas de arena, slidos o asfalto El petrleo puede ser corrosivo si H2S o CO2 estn presentes Puede ser demasiado ligero para mantener la presin hidrosttica apropiada en algunas reas y puede ser demasiado pesado en otras El petrleo puede representar un peligro de incendio, y puede ser muy resbaladizo especialmente si se est sacando una sarta hmeda de tuberaEl petrleo contamina si es derramado El petrleo puede no ser compatible con el petrleo del yacimiento si proviene de otra parte del campo El petrleo nunca debe ser utilizado en un pozo de gasDiesel y kerosn son utilizados a veces. Ambos son ms costosos y pueden ser peligrosos. Son, sin embargo, limpios y no corrosivos. En caso de ser utilizados la dotacin debe tener fcil acceso al equipo de extincin de incendios y deben estar entrenados en su uso.7.2. Fluidos a base de petrleo (emulsiones de petrleo en agua y De agua en petrleo)El fluido de emulsin ms comn es el petrleo en agua . Con el petrleo en agua, el petrleo es la fase dispersa y est presente en forma de pequeas gotas. La fase continua puede ser agua fresca o salada. La estabilidad depende de la presencia de uno o ms agentes de emulsin (almidn, jabn, coloides orgnicos) . El diesel es satisfactorio en la fase de dispersin. La ventaja de utilizar diesel para trabajar sobre un pozo es que es menos daino para la formacin productiva. El inverso de la emulsin petrleo-en-agua es la emulsin agua-en-petrleo. En una emulsin agua-en-petrleo, el agua es la fase dispersa, y el petrleo la fase continua. Los filtrados ( proporciones de prdida de fluidos) son bajos y usualmente cualquier filtrado obtenido deber ser petrleo. Esta mezcla es muy inestable por sobre los 200F (93C). Si estas combinaciones estn cargadas de slidos, pueden causar la obstruccin de la formacin.7.3. GasEl gas puede ser utilizado en yacimientos con formaciones de baja presin. Durante las operaciones con este medio, el pozo est controlado solamente por la contrapresin de superficie. A pesar de que el gas natural es fcil de obtener y poco costoso en algunos campos, es extremadamente inflamable. El nitrgeno es un gas inerte y tiene un nmero de propiedades favorables. No daar a la formacin ni a los elementos metlicos o a los sellos de goma de manera qumica.La limpieza de basura del pozo puede ser un problema si se utiliza gas.. Espuma mezclada por la Compaa de Servicio que provee el Nitrgeno est disponible. Tiene una calidad entre buena y excelente de capacidad de limpieza del pozo y de transporte.7.4. AguaFluidos a base de agua Incluyen agua fresca, salmuera y lodos. El agua fresca utilizada en la actividades de reparacin ha estado perdiendo popularidad en los ltimos aos en varias reas. Puede hidratar las arcillas y daar de manera severa a las formaciones. Agua con salinidad baja es usualmente abundante y poco costosa. Normalmente el agua requiere de poco tratamiento. Sin embargo, cudese de los slidos altos asociados con algunas aguas. Cuando est en duda sobre slidos en el agua, considere la filtracin. Las salmueras son soluciones de sal que se utilizan comnmente. Las salmueras son fcilmente disponibles y fciles de mezclar. Su costo es usualmente bajo. No existe peligro de explosin ni de incendio, pero las salmueras pueden ser un peligro para el medio ambiente en algunas reas. Lodos combinan agua, arcillas y qumicos lo que le otorga varias propiedades. Los lodos tiene un alto contenido de slidos y pueden ser dainos para algunas formaciones por prdida de agua y bloqueo de los poros. Su costo es relativamente bajo y es fcil trabajar con ellos la mayor parte del tiempo. Permiten un control simple de un gas de alta presin y alta permeabilidad. Algunas veces es necesario utilizar este fluido si existe una prdida de un fluido claro muy costoso. En una terminacin doble, una zona puede tomar fluido a una presin menor de la necesaria para mantener la otra formacin. La economa puede tambin ser un factor al determinar el tipo de fluido a utilizarse. El lodo es muy pobre como fluido de empaque.8. Propiedades de los fluidos de perforacin.De acuerdo con el Instituto Americano del Petrleo (API), las propiedades del fluido a mantener durante la perforacin del pozo son fsicas y qumicas, que permiten caracterizar y cuantificar su comportamiento as como distinguirlos de otros. Algunas de estas propiedades son exclusivas de los fluidos y otras son tpicas de todas las sustancias. Caractersticas como la viscosidad, tensin superficial y presin de vapor solo se pueden definir en los lquidos y gases. Siendo las densidad y la presin dos propiedades esenciales de los fluidos. Sin embargo la masa especfica, el peso especfico tambin son importantes.8.1. PROPIEDADES FSICAS.Densidad: Es la propiedad del fluido que tiene por funcin principal mantener en sitio los fluidos de la formacin. La densidad del lodo se puede expresar en libras por galn (lb/gal), libras por pie cbico (lb/ft3), gramos por centmetro cbico (g/cm3) o kilogramos por metro cbico (Kg/m3) @ 70F ( 21C)La densidad es uno de los dos factores ms importante, de los cuales depende la presin hidrosttica ejercida por la columna de fluido. Durante la perforacin de un pozo se trata de mantener una presin hidrosttica ligeramente mayor a la presin de la formacin, para evitar en lo posible una arremetida, lo cual depender de las caractersticas de la formacin.Una de las principales propiedades del lodo es la densidad, cuya funcin es mantener los fluidos contenidos dentro del hoyo en el yacimiento durante la perforacin.Adicionalmente, mantiene las paredes del hoyo al transmitir la presin requerida por las mismas.La Reologa: es el estudio del flujo de lquidos y gases. La viscosidad que puede considerarse como la resistencia al flujo (o relativamente espeso) de un fluido, es un trmino reolgico comn utilizado en la industria del petrleo. La medida de las propiedades reolgicas de un fluido es importante en el clculo de las prdidas de presin de friccin; en la determinacin de la capacidad del lodo para levantar recortes y derrumbes a la superficie; en el anlisis de la contaminacin del lodo por slidos, qumicos o temperatura; y en la determinacin de cambios de presin en el pozo durante una extraccin. Las propiedades fundamentales son viscosidad y fuerza de gel.8.2. PROPIEDADES REOLOGICAS:Velocidad de corte (): La velocidad de corte (), es igual a la velocidad rotacional (). Depende de la velocidad medida del fluido en la geometra en que est fluyendo. Por lo tanto, las velocidades de corte son mayores en las geometras pequeas (dentro de la columna de perforacin) y menores en la geometra grandes (como la tubera de revestimiento y los espacios anulares). Las velocidades de corte ms altas suelen causar una mayor fuerza resistiva del esfuerzo de corte.Esfuerzo de corte (): Es la fuerza requerida para mantener la velocidad de corte. El esfuerzo de corte est expresado en labras de fuerza por cien pies cuadrados (Lb/100 pie2)Viscosidad API o de Embudo: Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para comparar la fluidez de un lquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia prctica aunque carece de base cientfica, y el nico beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formacin en el espacio anular, cuando el flujo es laminar.Por esta razn, generalmente no se toma en consideracin para el anlisis riguroso de la tixotropa del fluido. Es recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad embudo ms baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de gelatinizacin y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado exhibe alta viscosidad embudo.Viscosidad aparente (VA): Es la viscosidad que un fluido parece tener en un instrumento dado y a una tasa definida de corte Est indicada el viscosmetro de lodo a 300 RPM (300) o la mitad de la indicacin del viscosmetro a 600 RPM (600). Cabe indicar que ambos valores de viscosidad aparente concuerdan con la formula.Viscosidad plstica (VP): Se describe como la parte de la resistencia al flujo que es causada por la friccin mecnica, es afectada por: la concentracin de slidos, el tamao y la forma de los slidos, la viscosidad de la fase fluida, la presencia de algunos polmeros de cadenas largas (POLY-PLUS,n hidroxietilcelulosa (HEC), POLYPAC, Carboximetilcelulosa (CMC) y por las relaciones de aceite-agua (A/A) o sinttico - agua (S/A) en los fluidos de emulsin inversa. Los cambios de la viscosidad plstica pueden producir considerables cambios en la presin de bombeo.Punto cedente (Pc): Es una medida de las fuerzas electroqumicas o de atraccin en un fluido. Es la parte de la resistencia al flujo que se puede controlar con un tratamiento qumico apropiado. Tambin disminuye a medida que las fuerzas de atraccin son reducidas mediante el tratamiento qumico.El punto cedente est relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinmicas, y Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes solubles como el calcio, carbonatos, etc., y por los slidos arcillosos de formacin. Altos valores del punto cedente causan la floculacin del lodo, que debe controlarse con dispersantes.El punto cedente, bajo condiciones de flujo depende de:a- Las propiedades de la superficie de los slidos del lodo.b- La concentracin de los slidos en el volumen de lodo.c- La concentracin y tipos de iones en la fase lquida del lodo.Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente.Esfuerzos de gel: Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atraccin fsica y electroqumica bajo condiciones estticas. Est relacionada con la capacidad de suspensin del fluido y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la origina el mismo tipo de slido (reactivo) Las mediciones comunes de esta propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero pueden ser medidas para cualquier espacio de tiempo deseado La resistencia del gel formado depende de la cantidad y del tipo de slidos en suspensin, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento qumico.pH: Es una medida para expresar la alcalinidad o cido de un lodo de perforacin. Si el pH 7 el lodo es alcalino y si el pH 8 el lodo es cido. El pH debe ser alcalino para evitar la corrosin.Filtrado: El filtrado indica la cantidad relativa de lquido que se filtra a travs del revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presin diferencial. Esta caracterstica es afectada por los siguientes factores: Presin Dispersin-Temperatura Tiempo% Arena: La arena es un slido no reactivo indeseable de baja gravedad especfica. El porcentaje de arena durante la perforacin de un pozo debe mantenerse en el mnimo posible para evitar daos a los equipos de perforacin. La arena es completamente abrasiva y causa dao considerable a las camisas de las bombas de lodo.Un lodo de perforacin en buenas condiciones debe presentar un contenido en fracciones arenosas prcticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su fabricacin se usan productos de calidad, debe estar exento de arena. Sin embargo, a lo largo de la perforacin y especialmente en acuferos detrticos, es inevitable que a medida que avance la perforacin, el lodo se va a ir cargando en arena, empeorando sus condiciones. Se ha comprobado que con contenidos de arena superiores al 15%, los lodos sufren un incremento "ficticio" de la densidad, repercutiendo en la viscosidad y la tixotropa. Adems, el contenido en arena resulta especialmente nocivo para las bombas de inyeccin al desgastarlas prematuramente.Para combatir estos efectos se disponen desarenadores. La forma ms elemental consiste en dejar decantar en una balsa el lodo que retorna a la perforacin, aspirndolo nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior por un rebosadero de superficie. Procedimientos ms rpidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las cribas vibratorias y los desarenadores centrfugos (ciclones).% Slidos y lquidos: El porcentaje de slidos y lquidos se determina con una prueba de retorta. Los resultados obtenidos permiten conocer a travs de un anlisis de slidos, el porcentaje de slidos de alta y baja gravedad especifica. En los fluidos base agua, se pueden conocer los porcentajes de bentonita, arcilla de formacin y slidos no reactivos de formacin, pero en los fluidos base aceite, no es posible conocer este tipo de informacin.Los slidos es uno de los mayores problemas que presentan los fluidos de perforacin cuando no son controlados. La acumulacin de slidos de perforacin en el sistema causa la mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Un programa adecuado de control de slidos ayuda enormemente a mantener un fluido de perforacin en ptimas condiciones , de manera que sea posible obtener velocidades de penetracin adecuadas con un mnimo de deterioro para las bombas y dems equipos encargados de circular el lodo. Algunos efectos de un aumento de los slidos de perforacin son: Incremento del peso del lodo. Alteraciones de las propiedades reolgicas, aumento en el filtrado y formacin de un revoque deficiente. Posibles problemas de atascamiento diferencial. Reduccin de la vida til de la mecha y un aumento en el desgaste de la bomba de lodo. Mayor prdida de presin debido a la friccin. Aumento de la presiones de pistoneo.

9. ConclusionesLos fluidos juegan un papel importante en cualquier proceso. Para las reparaciones, terminaciones y perforacin, la condicin del fluido puede incrementar el rendimiento general del equipo y minimizar el dao potencial a la formacin. Los fluidos deben ser controlados de cerca para asegurar que cumplen con todas las especificaciones. El control de los fluidos en las piletas o en los tanques puede indicar la presencia de problemas en el pozo.El tiempo es dinero esto es evidente cuando se observan las facturas de las actividades que fueron mal realizadas. Los costos del equipo se incrementan y otros servicios tambin se ven afectados.Los manmetros de la consola de perforacin pueden reflejar cambios en las propiedades de flujo o en las condiciones del pozo. El fluido utilizado es como la sangre en el cuerpo humano. Circula a travs del sistema, y si acontece algn problema una simple prueba puede ayudar a evaluar el problema.Pruebas sobre los fluidos deben ser llevadas a cabo de manera regular por el ingeniero de lodo y el equipo de trabajo. Cualquier cambio debe ser reportado.Finalmente, ya que muchos fluidos de los campos de petrleo son peligrosos, la seguridad nunca est suficientemente recomendada.

10. Bibliografa

http://ingpetroleraemi.blogspot.com/2011/07/fluidos-de-perforacion.html http://seminarioluzpetroleo.files.wordpress.com/2012/11/tema-nc2b01_fluido-de-perforacic3b3n.pdf Material de diapositivas de hallibulton, schlumberger manual de fluidos de perforacin pdvsa cied_003.pdf Funciones del fluido de perforacin.pdf

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