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CURSO FLUIDOS DE
PERFORACION
INSTALACIONES Q’MAX - COTA
DICTADO POR: Ing. ARTURO ZAVALA
NOVIEMBRE 2011
MANUAL DE FLUIDOS DE
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1. Tabla de contenido
2. FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN. .................................................. 6
2.1. Limpieza de pozo. ............................................................................................. 6
2.2. Suspensión de recortes. .................................................................................... 7 2.3. Lubricación y refrigeración de la broca y la sarta de perforación. ..................... 8
2.4. Transmisión de potencia hidráulica ................................................................... 9 2.5. Control de presiones sub superficiales. ........................................................... 10
2.6. Efecto de flotación de la sarta y TR. (Boyancia) .............................................. 11 2.7. Facilitar toma de registros. .............................................................................. 11
2.8. Revoque. ......................................................................................................... 12 2.9. Minimizar daño a las formaciones productoras. .............................................. 12
3. CLASIFICACION DE LOS SISTEMÁS DE FLUIDOS. ......................................... 13
3.1. CLASIFICACION DE SISTEMÁS BASICOS ................................................... 13 3.1.1 Fluidos Base Agua. ...................................................................................... 13
3.1.2 Fluidos Base Aceite y Sintéticos. .................................................................. 16 3.1.3 Fluidos de Aire, Niebla, Espuma y Gas. ....................................................... 17
3.2 CLASIFICACION (ANTIGUA) DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION ............. 19 3.3 FUNCION DE LOS ADITIVOS ........................................................................... 29
4. PROPIEDADES FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ... 35
4.1. Densidad del fluido .......................................................................................... 35 4.1.2. Fluido cortado por gas o aire. .................................................................... 39
4.1.3. Medición de densidad del fluido en campo ................................................ 42 4.1.4. Controlando la densidad del fluido ............................................................ 45
4.2. Reología del fluido ........................................................................................... 48 4.2.1. Velocidad de corte – esfuerzo de corte ..................................................... 49
4.2.2. Tipos de fluido. .......................................................................................... 51 4.2.3. Medición de viscosidad en el campo. ........................................................ 59 4.2.4. Control reologico en campo. ...................................................................... 73 4.2.5. Viscosidades efectivas de circulación. ...................................................... 74
4.3. FILTRACIÓN Ó PERDIDA DE FILTRADO. ..................................................... 75 4.3.1. Factores que afectan la perdida de fluido .................................................. 81 4.3.2. Control de filtrado en pozo. ....................................................................... 87
4.4. Contenido de Sólidos ...................................................................................... 89 4.4.1. Medición de sólidos en campo. ................................................................. 93
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5. PROBLEMÁS COMUNES DE PERFORACION RELACIONADOS CON EL FLUIDO .......................................................................................................................... 96
5.1. Pérdida de circulación. .................................................................................... 96
5.2. Problemás con lutitas e inestabilidad del hueco. ........................................... 101 5.3. Brotes o Surgencias. ..................................................................................... 106 5.4. Pega de tubería durante la perforación. ........................................................ 108
6. QUÍMICA DE ARCILLAS. ................................................................................... 110
6.1. Estructura química de las arcillas comunes. ................................................. 110
7. CONTAMINANTES DE LOS LODOS BASE AGUA........................................... 118
7.1. Contaminación con cloruro de sodio. ............................................................ 120 7.1.1. Flujo de agua salada ............................................................................... 121 7.1.2. Formaciones de evaporita. ...................................................................... 122
7.1.3. Sal en el agua para preparar los fluidos. ................................................. 122 7.1.4. Formaciones con rocas de sal. ................................................................ 123
7.2. Contaminación con calcio. ............................................................................. 123 7.2.1. Sulfato de calcio. ..................................................................................... 125
7.3. Contaminación con sólidos. ........................................................................... 127 7.4. Contaminación por altas temperaturas. ......................................................... 128 7.5. Contaminación con gas. ................................................................................ 129 7.6. Contaminación con carbonatos y bicarbonatos. ............................................ 129 7.7. Otros iones divalentes. .................................................................................. 131 7.8. Iones encontrados comúnmente en los fluidos de perforación. ..................... 135
7.8.1. Iones positivos (cationes) contaminantes. ............................................... 135 7.8.2. Iones negativos (aniones) contaminantes. .............................................. 136
7.9. Cálculo de la alcalinidad. ............................................................................... 136 7.10. Manteniendo el exceso de cal. ...................................................................... 137 7.11. Exceso de yeso para fluidos de yeso. ........................................................... 137
7.12. Determinación de los cationes y aniones contaminantes. ............................. 138 7.12.1. Determinación de cloruros ....................................................................... 138 7.12.2. Determinación de Dureza Total (como Ca2+) ........................................... 140 7.12.3. Determinación de Ca2+ y Mg2+ por separado ........................................... 141
7.12.4. Determinación de Alcalinidad (Pm; Pf, Mf) ................................................ 142
7.13. Tratamiento del agua para preparar el fluido. ................................................ 145
8. SELEMLIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACION. .............................................. 157
8.1. Tipos de pozos. ............................................................................................. 157 8.1.1. Pozos Exploratorios ................................................................................. 157 8.1.2. Pozos de desarrollo. ................................................................................ 157 8.1.3. Terminación de pozos. ............................................................................ 158
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8.2. Tipo de formación que va a perforarse. ......................................................... 158 8.2.1. Lutitas deleznables (hinchables). ............................................................ 158 8.2.2. Anhidrita. ................................................................................................. 158 8.2.3. Sal. .......................................................................................................... 159
8.3. Temperaturas elevadas. ................................................................................ 159 8.4. Perdidas de circulación. ................................................................................ 160 8.5. Agua para preparar el fluido. ......................................................................... 160
8.5.1. Composición del agua. ............................................................................ 160 8.5.2. Disponibilidad. ......................................................................................... 161
8.6. Selemlión del equipo de perforación. ............................................................ 161
8.7. Naturaleza de las formaciones productoras. ................................................. 161 8.8. Programás de tubería de revestimiento. ........................................................ 162
8.9. Disponibilidad de los materiales. ................................................................... 162
9. FACTORES INFLUENCIADOS POR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN. ........... 163
9.1. Velocidad de perforación. .............................................................................. 163
9.2. Limpieza de pozo. ......................................................................................... 163 9.3. Estabilidad del pozo. ..................................................................................... 163
9.4. Diseño del revestimiento. .............................................................................. 164
9.5. Evaluación de formaciones. .......................................................................... 164 9.6. Costos totales de perforación y terminación. ................................................. 165 9.7. Selemlión del equipo. .................................................................................... 165
9.7.1. Localizacion. ............................................................................................ 165
9.7.2. Lutitas solubles. ....................................................................................... 166 9.7.3. Formaciones geopresurizadas. ............................................................... 167
9.7.4. Alta temperatura. ..................................................................................... 168
9.8. Estabilidad del pozo. ..................................................................................... 168 9.8.1. Pozo estrecho. ......................................................................................... 169 9.8.2. Ensanchamiento de pozo. ....................................................................... 169
9.9. Impedimentos de productividad. .................................................................... 172 9.10. Equipo para manejo de fluidos. ..................................................................... 173
10. EQUIPO PARA ELIMINACIÓN DE SÓLIDOS. ................................................... 174
10.1. Vibrador de dos niveles. ................................................................................ 174 10.2. Hidrociclones. ................................................................................................ 175 10.3. Centrífugas decantadoras. ............................................................................ 175
10.3.1. Control de eliminación de agua de los sólidos......................................... 176 10.3.2. Control de sólidos en el fondo del pozo. .................................................. 176
11. OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN. .......................................................... 178
12. APÉNDICE A. CONTAMINANTES COMUNES DE LOS FLUIDOS BASE AGUA Y SUS TRATAMIENTOS. ............................................................................................ 180
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13. APÉNDICE B. GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS .................................... 186
14. APÉNDICE C. PRUEBAS CON BASE AGUA Y BASE ACEITE ....................... 192
15. APÉNDICE D. CÁLCULOS DE INGENIERÍA. .................................................... 216
16. APÉNDICE E. BALANCE DE MATERIALES. .................................................... 220
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2. FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN.
Históricamente, se han asignado muchos requerimientos al fluido de perforación, la primera
función del fluido de perforación fue la de remover los recortes del fondo del hueco cortado por
la broca y llevarlos a la superficie, pero hoy en día, debido a las diversas aplicaciones del fluido
de perforación, se hace difícil asignarle una función específica.
Actualmente, se reconoce que el fluido tiene por lo menos nueve funciones:
Limpiar el fondo del hueco y acarrear los recortes a la superficie.
Mantener los recortes y el material densificante en suspensión cuando se interrumpa la
circulación; y permitir el asentamiento de los recortes en las piscinas.
Enfriar y lubricar la broca y la sarta de perforación.
Transmitir el impacto hidráulico a la formación.
Mantener controladas las presiones subsuperficiales.
Efecto de flotación de la sarta y de la T.R. (Boyancia).
Permitir la adquisición de información de la zona perforada (toma de registros).
Formar un revoque para consolidar las paredes del hueco.
Evitar daños a la formación productora.
2.1. Limpieza de pozo.
El eliminar del hueco los recortes es una de las funciones más importantes del fluido de
perforación. El fluido cuando sale de las boquillas de la broca ejerce una acción de
chorro que mantiene la superficie del fondo del hueco y los filos de la broca limpios de
recortes. Esto permite mantener una larga vida a la broca y tener una gran eficiencia
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en la perforación. La circulación de fluidos eleva los recortes del fondo del pozo hacia
la superficie. Bajo la influencia de la gravedad, los recortes tienden a sumergirse a
través del fluido ascendente. Pero, circulando un volumen suficiente de fluido con la
velocidad adecuada para vencer esta fuerza, los recortes son llevados a la superficie.
Velocidad anular.- Es un factor importante para llevar los recortes a la superficie. La
velocidad anular más usada esta entre 100 y 200 pies/min. Esta velocidad depende de
la capacidad de la bomba, la velocidad de bombeo, el tamaño del hueco y el diámetro
de la tubería de perforación. Los cálculos para la velocidad anular se hacen de la
siguiente manera.
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐴𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟 = 𝑔𝑎𝑠𝑡𝑜
𝑔𝑎𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠
𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜 𝑥 19.25
(𝐷𝑎𝑔𝑢𝑗𝑒𝑟𝑜2 − 𝐷𝑒𝑥𝑡 .𝑡𝑝
2 ) = (
𝑝𝑖𝑒𝑠
𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜)
2.2. Suspensión de recortes.
Cuando se interrumpe la circulación, el fluido debe mantener los recortes en
suspensión y permitir el asentamiento de estos en las piscinas.
Un buen fluido de perforación debe tener propiedades que le permitan acarrear los
recortes durante la perforación y soportarlos durante el tiempo que este suspendida la
misma, ya que si caen causaran problemas al meter tubería nuevamente. Para lograr
esta suspensión, las propiedades más útiles del fluido son el Punto de Cedencia y la
gelificación; las cuales al igual que el resto, se deben controlar con el fin de lograr el
punto óptimo de trabajo de cada una de ellas. Casi todos los fluidos de perforación
caen en la clasificación de los plásticos de BINGHAM, los cuales tienen como principal
propiedad la tixotropía; lo cual quiere decir que cuando estos se encuentran en
circulación son fluidos ligeros y cuando quedan en reposo tienden a formar una
estructura relativamente rígida debido a las cargas electroquímicas de las fases
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reactivas, la gelatinosidad depende de la magnitud de dichas fuerzas. Si un fluido no
tiene propiedades tixotrópicas, no está trabajando correctamente; por tal motivo, se
debe analizar para determinar la razón de dicha falla y corregirla lo más pronto posible.
La estructura de gel puede ser frágil o progresiva; la frágil tiene valores iniciales medios
y sufre pequeños incrementos en su determinación final, mientras que la progresiva
reporta valores iniciales bajos y valores finales elevados, por lo cual se debe someter a
tratamientos a base de dispersantes coloidales, con el fin de estabilizar la estructura de
gel en reposo para evitar los riesgos de pérdida de circulación debido al efecto pistón al
bajar la tubería o alcanzar presiones de bombeo muy elevadas en el intento de romper
circulación.
El fluido debe permitir que una vez que los cortes se puedan eliminar fácilmente
cuando lleguen a la superficie, bien sea por medios mecánicos (desarenador) o por
medios físicos (la precipitación), puesto que la recirculación de los sólidos indeseables
trae consecuencias adversas con la operación del equipo; las arcillas naturales
requieren de una cantidad determinada de dispersantes para poder trabajar sin alterar
las propiedades reológicas del fluido, lo cual eleva el costo de mantenimiento de este.
Cuando se perforan formaciones muy arenosas, se tendrá un alto contenido de arena
en la salida del fluido. La arena es extremadamente abrasiva y si se circula en el
sistema, las bombas y conexiones se dañaran, producirá desgaste en todo el sistema
de circulación. Deberán hacerse pruebas periódicas del contenido de arena para
mantener este en menos del 2%.
2.3. Lubricación y refrigeración de la broca y la sarta de perforación.
Al estar la sarta en contacto con la pared del hueco y la broca con el fondo, se generan
altas temperaturas debido a la fricciones, por lo que el fluido de perforación debe estar
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preparado con el fin de poder proporcionar la vida máxima a todo estos elementos
cuando se someten a operaciones normales. En el mercado se cuenta actualmente
con lubricantes clasificados como de "presión extrema", con los cuales la broca puede
trabajar a elevadas cargas y revoluciones. Cada vez la perforación es más profunda y
la lubricación es más importante, esta es una de las razones por las cuales las
emulsiones inversas se aplican más en la perforación, ya que son unos excelentes
lubricantes.
El fluido, además de lubricar, debe limpiar el área de la broca que va a estar en
contacto con la formación para que esta trabaje normalmente. Se genera una gran
cantidad de calor por fricción el cual deberá disiparse al salir el fluido a la superficie. La
aplicación de aceite combinados con agentes emulsificantes, aumenta la lubricidad de
los fluidos base agua, lo cual se manifiesta con una disminución de la torsión, aumento
de la vida de las brocas, reducción de la presión de bombeo, etc.
2.4. Transmisión de potencia hidráulica
El concepto de usar la hidráulica en la perforación rotatoria comenzó en 1948, cuando
se usaron las primeras boquillas en las brocas, y muy pronto las pruebas de campo
revelaron la posibilidad de incrementar significativamente la velocidad de perforación
usando las boquillas de la broca, planeadas en el programa hidráulico. Si por ejemplo
se quiere limpiar el fluido de una carretera de concreto, usando una manguera, esto se
lograría mejor apuntando el chorro de la manguera directamente al fluido y reduciendo
la salida del chorro, para obtener más presión. Sería ilógico usar algún objeto para
quitar el fluido y usar la manguera sin boquilla. En la realidad no debe usarse este
último recurso; sin embargo, muchos lo usan para remover los recortes de formación,
del fondo del pozo. Se ha concluido que usando programas de boquillas en la broca,
los dientes de las brocas se limpian adecuadamente, con una velocidad del fluido en
las boquillas de alrededor de 220 pies/seg. El uso de la potencia hidráulica en la broca
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o el impacto hidráulico se justifica porque la remoción de los recortes depende de la
cantidad de energía del fluido gastada en la broca y del efecto de erosión del fluido en
el fondo del pozo.
2.5. Control de presiones sub superficiales.
Durante la perforación se atraviesan estratos geológicos con presiones confinadas las
cuales pueden ser NORMALES Y ANORMALES. Las anormales se pueden clasificar
en altas y bajas, las de mayor peligro para el equipo y el personal son las altas; por tal
motivo se le debe manejar con mucha precaución para evitar los siniestros; cuando se
tiene que atravesar una formación con presión alta, se debe calcular la cantidad de
material densificante (finamente dividido, como barita, para aumentar la presión
hidrostática de la columna de fluido) que en un momento se requiere para incrementar
la densidad del fluido.
El gradiente de presión de una formación normal es 0.465 lb/pulg2/pie; la cual es la
presión ejercida por una columna de agua salada al 10% en volumen de sal.
Normalmente el peso del agua y los sólidos perforados son suficientes para balancear
las presiones de la formación.
Presión Hidrostática
La presión hidrostática que ejerce el fluido sobre la formación, si no se toma en cuenta,
puede llegarse a fracturar la formación; en caso de tener baja presión hidrostática
deberá aumentarse la densidad al fluido.
Fórmula para calcular la presión hidrostática
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𝑃𝑖𝑑 = 𝑀𝑊 ∗ 𝑇𝑉𝐷 ∗ 0,052 = 𝑙𝑏
𝑝𝑢𝑙𝑔2(𝑝𝑠𝑖)
En donde:
TVD = profundidad, en pies.
MW = Densidad, en lb/gal.
Phid = Presión hidrostática, en lb/pulg2 (psi).
2.6. Efecto de flotación de la sarta y TR. (Boyancia)
Al aumentar las profundidades, el peso soportado por el equipo de superficie va
aumentando considerablemente. Debido a que la tubería está sumergida en el fluido,
esta sufre un empuje de abajo hacia arriba igual al peso del fluido desplazado; un
aumento en la densidad del fluido, aumentará el empuje y reducirá el peso total
soportado por el equipo. Esta técnica de reducción de peso de debe aplicar con un
criterio muy amplio y teniendo un completo conocimiento de las estructuras geológicas
que vamos a perforar, para evitar pérdidas de fluido y pegas de tuberías por presión
diferencial.
2.7. Facilitar toma de registros.
Los fluidos de perforación se modifican con el propósito de mejorar el aspecto de
evaluación de la formación. Con mayores viscosidades se tienen mejores recortes; con
menor filtración, se minimiza la invasión del fluido a la formación y con fluidos
especiales para mejorar las características de los registros y las pruebas de formación.
Los fluidos base aceite dificultan la evaluación de los horizontes potencialmente
productores y los fluidos base agua salada limitan el uso del registro de potencial
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espontáneo para reconocer zonas permeables. La formación del revoque limita la
obtención de la información del lado de la pared de los núcleos obtenidos, mientras
que la invasión de agua o aceite afectan la resistividad, no indican las condiciones del
hueco y por lo tanto es necesario seleccionar el fluido y su tratamiento en el área en
particular.
2.8. Revoque.
Cuando se perfora una formación con aberturas de los poros demasiado pequeñas
para permitir el paso de los sólidos del fluido, la parte liquida del fluido (filtrado) penetra
a la formación y los sólidos del fluido (revoque) se depositan sobre la pared de la
formación, y el grado de filtración a la formación estará gobernado por el revoque. Si el
revoque es grueso provocará fricciones al sacar la tubería del pozo, asimismo al meter
broca y otra herramienta, se encontraran resistencias y provocara además cambios
bruscos de presión; el efecto de "suabeo" provocará un reventón y los cambios bruscos
de presión originaran perdidas de circulación. Además, un volumen grande de filtrado
daña la formación o causa la formación de cavernas en el hueco.
2.9. Minimizar daño a las formaciones productoras.
Casi cualquier fluido de perforación alterara las características originales de la
formación con la cual entra en contacto, si bien algunas formaciones son más
sensibles que otras; algunos fluidos causan más daño que otros.
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3. CLASIFICACION DE LOS SISTEMÁS DE FLUIDOS.
Las siguientes definiciones y descripciones de los productos se han mantenido tan simples
como es posible y en forma práctica, reflejo de la industria en general y la terminología
consistente de descripciones adoptadas por la American Petroleum Institute (API) y la
International Association of Drilling Contractors (IADC).
3.1. CLASIFICACION DE SISTEMÁS BASICOS
Se definen nueve sistemas de fluidos distintos, los primeros seis son fluidos base agua. Los dos
siguientes son de base aceite y sistemas base sintéticos, y los últimos consisten de aire, niebla,
espuma o gas como un medio de circulación.
Todos los materiales químicos y sistemas de fluidos listados en estas tablas se diseñaron para
usarse en las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos.
3.1.1 Fluidos Base Agua.
Fluidos no-dispersos.
Estos sistemas incluyen Spud Muds, lodos naturales y otros ligeramente tratados. Estos
sistemas generalmente son utilizados para perforar pozos “shallow” o perforaciones
superficiales. No se adicionan adelgazantes y/o dispersantes para dispersar los sólidos
perforados y partículas de arcilla.
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Fluidos dispersos.
A grandes profundidades, se requieren densidades altas o cuando las condiciones son
problemáticas, entonces los fluidos requieren dispersarse, típicamente con lignosulfonatos,
lignitos o taninos. Estos materiales y productos similares son defloculantes efectivos y
reductores de filtrado. Se usan frecuentemente materiales químicos conteniendo potasio para
proporcionar gran inhibición de lutitas. También se requiere usar materiales adicionales
especializados para ajustar o mantener propiedades específicas del fluido.
Fluidos tratados con calcio.
Cationes divalentes como son calcio y magnesio, cuando se adicionan a fluidos de perforación
de agua dulce, inhiben las formaciones de arcilla y lutitas hidratables. Se usan altos niveles de
calcio soluble para controlar la lutitas desmoronables (deleznables), agrandamiento del pozo y
para prevenir el daño de la formación. Los ingredientes principales de los sistemas cálcicos,
son la cal hidratada (hidróxido de calcio), yeso (sulfato de calcio) y cloruro de calcio.
Los sistemas de yeso normalmente tienen un pH de 9.5 a 10.5 y un exceso en la concentración
de yeso de 2 a 4 lb/bbl (600 a 1,200 mg/l calcio); los sistemas de cal típicamente tienen un
exceso de cal en una concentración de 1 a 2 lb/bbl y pH de 11.0 a 12.0 para un sistema de bajo
contenido de cal o en exceso la concentración de cal es de 5 a 15 lb/bbl para un sistema de alto
contenido de cal. Se deben adicionar productos especializados para el control individual de las
propiedades del fluido. Los fluidos tratados con calcio resisten la contaminación con sal y
anhidrita pero son susceptibles a la gelatinización y solidificación a altas temperaturas.
Fluidos de polímeros.
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Estos fluidos generalmente incorporan polímeros de alto peso molecular de cadena larga para
encapsular los sólidos perforados, prevenir dispersión e inhibir las lutitas, o para incrementar la
viscosidad y reducir la perdida de filtrado. Están disponibles varios tipos de polímeros para
estos propósitos, incluyendo acrilamida, celulosa y productos naturales a base de gomas.
Frecuentemente se usan sales inhibidoras como KCl o NaCl para proporcionar gran estabilidad
de la lutita. Estos sistemas normalmente contienen una cantidad mínima de bentonita y son
sensibles a los cationes divalentes de calcio y magnesio. Muchos polímeros tienen limitaciones
a temperaturas por encima de 300ºF, pero bajo ciertas condiciones pueden usarse en pozos
con temperaturas de fondo considerablemente altas.
Fluidos de bajos sólidos.
Son sistemas en los que se controla la cantidad (en volumen) y tipo de sólidos. El contenido
total de sólidos no es mayor de 6% a 10% en volumen. El contenido de sólidos arcillosos debe
ser de 3% o menos y presentar una relación de sólidos perforados respecto a la bentonita de
menos de 2:1. Los sistemas de bajos sólidos típicos usan aditivos poliméricos como
viscosificantes o un extendedor de bentonita y no son dispersados. La ventaja principal de los
sistemas de bajos sólidos es que mejoran significativamente las velocidades de perforación.
Sistemas de agua salada.
Se han incluido muchos sistemas de fluidos en esta clasificación. Los sistemas saturados con
sal tienen una concentración de cloruros cercana a 190,000 mg/l (saturada) y se usan para
perforar formaciones de sal. Sistemas de agua salada tienen un contenido de cloruros de
10,000 a 190,000 mg/l. Los sistemas de brackish o sistemas de agua de mar se refieren
normalmente a sistemas de bajos niveles de sal. Los fluidos de agua salada normalmente se
preparan con brackish, agua de mar o fuentes de agua producida.
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Los fluidos se preparan con agua dulce o salmuera y cloruro de sodio seco (u otras sales como
cloruro de potasio; el ión cloruro se usa para la inhibición de la lutita), cuando se adiciona sal se
alcanza la salinidad deseada. Se usan varios productos especiales, como la atapulguita, CMC,
almidón y algunos otros para incrementar la viscosidad del fluido, para mejorar las propiedades
de limpieza del pozo y para reducir las pérdidas de fluido por filtración.
3.1.2 Fluidos Base Aceite y Sintéticos.
Los sistemas base aceite se usan en una gran variedad de aplicaciones donde se necesita
estabilidad del fluido e inhibición en pozos con alta temperatura del fondo del pozo, pozos
profundos, donde las pegas y estabilidad del pozo son un problema. Estos fluidos consisten de
dos tipos de sistemas:
Fluidos de Emulsión Inversa.
Típicamente son emulsiones de agua en aceite con salmuera de cloruro de calcio como la base
emulsificada y el aceite como la fase continua. Pueden contener hasta el 50% en volumen de
salmuera en la fase liquida. Los fluidos de emulsión inversa relajados o emulsiones “relajadas”
son aquellos fluidos que tienen bajas estabilidad eléctrica y altos valores de pérdida de filtrado.
La concentración de aditivos y el contenido de salinidad se varían para controlar las
propiedades reológicas, las propiedades de filtración y la estabilidad de la emulsión
Fluidos 100% Aceite.
Estos fluidos son formulados con 100% aceite como la fase líquida y son más utilizados como
fluidos para cortar núcleos. Algunas veces estos sistemás utilizan agua de la formación en su
preparación, sin adicionar agua o salmuera adicional. Los sistemás de 100% aceite requieren
gran cantidad de agentes para producir viscosidad. El fluido especializado de base aceite,
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incluye aditivos adicionales: emulsificantes y agentes humectantes (comúnmente ácidos grasos
y derivados de aminas) para dar viscosidad, jabones de peso molecular elevado, surfactantes,
materiales orgánicos tratados con amina, arcillas organofisias y cal para producir alcalinidad y
formar los jabones.
Fluidos sintéticos.
Los fluidos sintéticos están diseñados como el espejo de los fluidos base aceite respecto a su
rendimiento, sin los peligros ambientales. Los tipos primarios de fluidos sintéticos son los
ésteres, éteres, poli alfa olefinas y alfa olefinas isomerizadas. Estos materiales son
ambientalmente amigables, y pueden descargarse costa afuera y no forman película brillosa
sobre los peces y son biodegradables.
3.1.3 Fluidos de Aire, Niebla, Espuma y Gas.
Se incluyen cuatro operaciones básicas en esta categoría especializada. Las cuales son:
1) Aire Seco para perforar, el cual involucra la inyección de aire seco dentro de las paredes del
pozo a velocidades capaces de proporcionar velocidades anulares que pueden remover los
recortes generados en el pozo.
2) La niebla de perforación involucra inyección de un agente espumante dentro de la corriente
de aire, el cual se mezcla con el agua producida y cubre los recortes para prevenir anillos de
fluido, permitiendo que los sólidos perforados sean eliminados.
3) La espuma usa surfactantes y posiblemente arcillas o polímeros para formar una espuma
con alta capacidad de acarreo.
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4) Fluidos aireados, son los fluidos a los que se les inyecta aire (el cual reduce la cabeza
hidrostática) para remover los sólidos perforados del fondo del pozo.
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3.2 CLASIFICACION (ANTIGUA) DE LOS FLUIDOS DE
PERFORACION
Los fluidos de control pueden clasificarse de acuerdo con su composición y su principal
constituyente en:
Base Aire,
Base Agua y
Base Aceite.
3.2.1 Fluidos base aire
La utilización del aire como fluido de circulación en las operaciones de perforación de pozos ha
representado un avance significativo. Se ha comprobado que la aplicación de esta técnica de
como resultado mayores velocidades de perforación, mayor vida de la broca y reducción en los
costos de perforación; esto se debe principalmente a la reducida presión hidrostática ejercida
por la columna de aire. Por otro lado, como todas las técnicas empleadas en la perforación, esta
presenta también ciertas desventajas como son el riesgo de incendio y explosiones, derrumbes
de formaciones deleznables y problemas al atravesar formaciones con alto contenido de fluidos.
Sin embargo, estos problemas pueden minimizar mediante la utilización de agentes
espumantes para la generación de nieblas o espuma. El riesgo de incendio o explosión que se
tiene cuando se perforan pozos con flujo de gas, se puede reducir utilizando Bióxido de
Carbono (CO2) o Nitrógeno (N2) como fluido en sustitución del aire para evitar las mezclas aire-
gas en relaciones altamente inflamables o explosivas. En las operaciones de perforación,
terminación y reparación de pozos, en donde se utiliza aire, niebla, espuma o fluidos aireados
se tiene en medio corrosivo, al formar mezclas con los gases ácidos que fluyen de la formación
que propician la corrosión o solamente al introducir el oxigeno del aire aceleran la corrosión de
las tuberías. También usando Bióxido de Carbono (CO2) e Hidrógeno (H2) en la preparación de
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estos fluidos base aire se reduce el problema de corrosión. Además se pueden usar productos
químicos para contrarrestar la corrosión cuando no se disponga de gases inertes.
- Aire - Gas.
El aire se utiliza para perforar formaciones en los que se tienen problemas de pérdidas de
circulación porque las densidades de los fluidos más ligeros a de base agua o aceite fracturan
la formación y es necesario disminuir la columna hidrostática, utilizando aire como fluido de
control para obtener avances altos en la perforación en formaciones consolidadas de calizas.
También puede decidirse perforar con aire los intervalos de formación muy porosas en las que
cualquier otro fluido se perdería. Los recortes que se obtienen son en forma de polvo. La
desventaja de usar estos fluidos es que no se puede perforar cuando se tienen flujos de agua
en el pozo.
El aire o gas seco en perforación es el medio ideal para tener velocidades de perforación altas,
la capacidad de acarreo depende de la velocidad anular. La aplicación de aire en perforación es
restringida para pozos inestables, formaciones productoras de agua y factores económicos.
Cuando se usa aire debe tenerse cuidado si hay entrada de gas, existe la posibilidad de
explosiones en el pozo cuando se obtiene la mezcla aire gas.
- Niebla.
La niebla está constituida por una dispersión de pequeñas gotas de un líquido en un gas.
Cuando se encuentran flujos de agua durante la perforación con aire, se adiciona un jabón para
favorecer la formación de niebla y entonces se tiene la perforación con niebla. Esto se logra
agregando pequeños volúmenes de un jabón concentrado dentro de la corriente de aire en la
superficie, formándose la mezcla de fluidos dentro de la tubería de perforación. Esto puede
controlarse siempre y cuando el flujo de agua no sea muy grande y no haya problemas debido a
arcillas sensibles al agua.
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Los fluidos de niebla varían con respecto al gas seco en que se inyectan pequeñas cantidades
de agua con surfactante en una corriente de gas a velocidades elevadas. La niebla puede
usarse para perforar formaciones con pequeños flujos de agua. En estos fluidos también la
capacidad de acarreo depende de la velocidad anular. También existe peligro de una explosión
cuando se perfora con niebla.
- Espumas.
Las espumas están formadas por una dispersión de gas en un líquido. Las espumas
principalmente se emplean para operaciones de perforación en formaciones depresionadas y
con alta permeabilidad. También en trabajos de reparación y terminación como son pozos
depresionados en los que es necesario remover sólidos, en operaciones de estimulación ácida,
para despegar tuberías, para lavar formaciones no consolidadas con alta permeabilidad que no
tienen revestimiento. Estas También se aplican para efectuar fracturamiento hidráulico. Para
usar las espumas como fluido es necesario mantener una columna continua con una
consistencia suficiente para satisfacer las condiciones de las operaciones y levantar los fluidos y
recortes que se incorporen para sacarlos hasta la superficie. La consistencia de la espuma se
controla para satisfacer las condiciones del pozo. Esta consistencia se obtiene al mantener la
proporción adecuada de líquido – agente espumante – gas. Los fluidos se producen inyectando
agua y agentes espumantes en una corriente de aire, creando una espuma viscosa. Se
producen espumas estables inyectando un fluido de polímeros que contiene un agente
surfactante espumante en una corriente de aire. Las capacidades de acarreo de estos fluidos
dependen más sobre la viscosidad del fluido, que de la velocidad anular.
- Fluidos aireados.
Un fluido aireado es cualquier fluido al cual se le inyecta aire para reducir la presión hidrostática
que ejercen sobre el fondo del pozo para evitar, fracturas inducidas y perdidas de circulación.
Estos fluidos se usan en pozos depresionados en donde requieren fluidos de baja densidad.
Los fluidos aireados se usan en áreas donde los problemas de pérdida de circulación son muy
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severos. Un ejemplo en donde se usan fluidos aireados es en zonas donde se esperan perdidas
de circulación para reducir la columna hidrostática que ejerce el fluido dentro del pozo. Esto se
logra colocando una tubería parásita cuando cementan la última tubería de revestimiento para
alimentar aire hacia el espacio anular cuando se presente la pérdida.
3.2.2 Fluidos Base agua
El agua fue el primer fluido de perforación empleado y sigue siendo el componente principal de
la mayoría de los fluidos de perforación. El agua puede contener varias sustancias disueltas o
en su suspensión, por ejemplo: sales, surfactantes polímeros orgánicos, gotas de aceite
dispersas, barita, arcillas, cal, yeso, etc.
- Fluidos naturales.
El primer fluido natural utilizado es el agua y se utiliza para perforar el primer intervalo de un
pozo. En esta primera etapa es suficiente utilizar agua para acarrear los recortes de la
formación que es muy porosa y se tienen altos filtrados de líquido hacia las formaciones.
Conforme avanza la perforación parte de los sólidos arcillosos perforados se incorporan al
agua, proporcionándole características para levantar los recortes y limpiar el fondo del pozo. A
estos fluidos no es necesario agregar materiales, viscosificantes, reductores de filtrado y
densificantes, los mismos sólidos perforados dan las características necesarias para poder
perforar este primer intervalo utilizando agua como fluido de perforación. También puede usarse
agua de río, de lagunas, de mar, etc.
- Fluidos viscosos de alto filtrado
Se usan para perforar el hueco de la tubería conductora. Estos fluidos consisten de una lechada
viscosa de bentonita o atapulgita para proporcionar una capacidad de acarreo suficiente para
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limpiar los grandes diámetros de hueco hasta la superficie, los fluidos son descargados después
de perforar fuera de la tubería conductora.
- Fluidos bentoníticos.
Estos fluidos pueden ser bentoníticos puros o bentoníticos tratados y se preparan utilizando
agua dulce, bentonita, reductores de filtrado, dispersantes materiales densificantes y soda
cáustica. Estos fluidos requieren un control de las propiedades reológicas, de filtración y una
cierta densidad para controlar las presiones de la formación. Los fluidos bentoníticos son
sensibles a las contaminaciones con calcio y a la contaminación con sales como NaCl, CaCl2
cuando hay flujo de fluidos de la formación hacia el pozo, provocando un aumento en las
propiedades reológicas (floculando la bentonita) y aumentando el volumen de filtrado.
Cuando las contaminaciones con calcio son muy drásticas es necesario dar tratamiento con
Na2CO3 para precipitar el calcio como CaCO3. La contaminación con sal se contrarresta
agregando agentes dispersantes al fluido manteniendo un pH del fluido entre 9 y 10. Si la
contaminación con sal es mayor de 50,000 ppm de Cl- es muy difícil de controlar el fluido y
deberá cambiarse de fluido. En ocasiones es conveniente agregar al fluido para mejorar las
características reológicas y de filtración agregando antes un agente emulsionante que puede
ser el mismo agente dispersante y estos fluidos se conocen como fluidos de CLS emulsionados.
Los fluidos bentoníticos tratados son fluidos de perforación sencillos que se utilizan para
perforar pozos poco profundos en áreas libres de fallas. La bentonita proporciona suficiente
capacidad de acarreo y previene los problemas de hinchamiento que se encuentran cuando se
usa agua dulce para perforar.
- Fluidos tratados con fosfatos.
Los fosfatos son adelgazantes inorgánicos (dispersantes) usados para reducir la viscosidad de
los fluidos bentoníticos que se han contaminado con sólidos perforados o con cemento. Los
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fosfatos no reducen el filtrado y no son estables a temperaturas mayores de 150ºF. Sin
embargo son los más eficientes adelgazantes químicos y requieren de pequeñas cantidades
para controlar las propiedades de flujo, en la parte superior del hueco o en pozos poco
profundos en lugar de usar los lignitos y lignosulfonatos más caros y complejos. Los fluidos
dispersados con fosfato tienen problemas para controlar la pérdida de fluido a la temperatura de
fondo de pozo.
- Fluido de gelatina química.
Un fluido de gelatina química consiste de bentonita y pequeñas cantidades de un adelgazante
como quebracho o lignosulfonato, dichos sistemás son similares en aplicación al fluido de
fosfatos pero pueden usarse en pozos más profundos.
- Fluidos lignito lignosulfonato.
Los fluidos de lignosulfonato son el siguiente fluido después del fluido de gelatina química.
Como la concentración de sólidos perforados es mayor, es necesario agregar más cantidades
de lignosulfonatos para controlar el punto de decencia y los geles. Los lignosulfonatos son más
resistentes a la contaminación con calcio y a los cloruros, se usan fluidos densificados lignito,
lignosulfonato para cualquier densidad y son estables hasta 400ºF. La razón de combinar estos
dos reactivos es que el lignito es más efectivo como reductor de filtrado y el lignosulfonato es
más efectivo como adelgazante.
- Fluidos cálcicos.
Estos fluidos se utilizan para perforar formaciones saladas, lutitas y de anhidrita, en estos
fluidos se debe mantener un exceso de Cal para poder conservar sus propiedades reológicas y
de filtración, la desventaja principal de estos fluidos es que se degradan a 150°C. Un fluido
bentonítico puede convertirse a cálcico dando un tratamiento adecuado. A estos fluidos no les
afecta las contaminaciones con sal o con cemento.
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Estos fluidos son aplicables en donde hay intercalaciones gruesas de anhidrita y también hay
lutitas deleznables y flujos de agua salada. Estos fluidos difieren de los otros fluidos base agua
en que las arcillas sódicas (bentonita) se convierten a arcillas base calcio por la adición de cal o
yeso.
- Fluidos a base de cal.
Se preparan agregando soda caústica, adelgazantes orgánicos y cal hidratada a un fluido base
bentonítico. Estos fluidos pueden resistir hasta 50,000 ppm de NaCl (30,000 ppm de Cl–) de
contaminación. Estos fluidos tienen la tendencia a solidificarse o desarrollar geles altos a
temperaturas elevadas.
- Fluidos a base de yeso.
Estos fluidos son similares a los cálcicos, solo que en su preparación se utiliza yeso en lugar de
cal. Estos pueden emplearse para perforar lutitas y no les afecta la contaminación con anhidrita,
cemento y cantidades moderadas de sal. Su principal limitante también es la temperatura, ya
que a 165 °C se degradan.
Estos fluidos se usan para perforar formaciones de anhidrita y yeso, especialmente donde hay
intercalaciones con sal y lutita. Estos fluidos pueden formularse a partir de un fluido bentonítico
y adicionando yeso (sulfato de calcio) y lignosulfonato.
- Fluidos de polímeros de bajos sólidos no dispersos.
Estos fluidos son el resultado de la reciente tecnología desarrollada en química de
polimerización y tecnología de perforación. El objetivo de este tipo de fluidos no es el de tolerar
más sólidos en los fluidos de perforación por dispersión de los sólidos, sino tratar la causa, por
floculación y encapsulación de los sólidos para facilitar la eliminación y mejorar las
características y estabilizar el fluido. Se han formulado fluidos de bajos sólidos no dispersados
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con varios polímeros con o sin bentonita y previniendo el uso de dispersantes. Muchas veces es
necesario adicionar agentes dispersantes para controlar las propiedades de flujo.
Los fluidos más avanzados son los fluidos de bajos sólidos no dispersos, que son sistemás
completos que incluyen un reductor de viscosidad que no dispersa a los sólidos perforados.
Estos fluidos se formulan haciendo reaccionar la bentonita con un polímero floculante y
extendedor para aumentar el rendimiento de la bentonita y tener una concentración baja de
sólidos en la preparación inicial o utilizando un polímero floculante no extendedor selectivo en
áreas de formaciones bentoníticas. Los fluidos de bajos sólidos son más rápidos para perforar
debido a su viscoelasticidad y sus propiedades de pérdida de filtrado inicial. Son más estables a
temperaturas debido a su bajo contenido de sólidos y a la estabilidad de los productos, se
pueden densificar a cualquier densidad.
- Fluidos salados.
Cuando se usa agua de mar o salmueras naturales en la preparación del fluido es necesario
prehidratar la bentonita con agua dulce para producir viscosidad o en su defecto utilizar
atapulgitas. Estos fluidos se usan para perforar, costa fuera o en donde se esperan
contaminaciones con sal. Los fluidos salados pueden formularse con polímeros tales como la
Carboximetil Celulosa de sodio (CMC). Hidroxietilcelulosa (HEC), Goma Xantana (XC-
POLYMER), etc. Las salmueras pueden ser a base de agua de mar, de NaCl, de KCl, de CaCl2,
etc. Cuando estos fluidos no llevan arcillas ni densificantes insolubles, puede aplicarse para la
terminación y reparación de pozos.
Los fluidos salados tienen un rango desde 10,000 ppm de NaCl hasta la saturación (315,000
ppm NaCl a 68ºF). La salinidad puede deberse a el agua con que se prepare, o sal agregada en
la superficie, o sal disuelta de las formaciones.
Se utilizan varias sales (NaCl, CaCl2, MgCl2, KCl), para preparar los fluidos para un fin
específico.
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- Fluidos salados convencionales.
Las salmueras se utilizan principalmente para la terminación y reparación de pozos, puesto que
son los fluidos más ideales para dichas operaciones, sin ocasionar daños a las formaciones
productoras cuando están libres de sólidos en suspensión.
Estos fluidos tienen bentonita prehidratada o atapulgita. Se usan varias formulaciones para
perforar secciones de sal, anhidrita, yeso y lutitas problemáticas.
Algunos de estos sistemás se formulan con polímeros que viscosifican el agua salada. Su
principal aplicación es en trabajos de terminación, reparación de pozos o en perforación costa
afuera y en áreas que no se requieren densidades altas. Otros sistemás son similares a los
sistemás salados pero incluyen aditivos inhibidores para la estabilización de las lutitas.
3.2.3 Fluidos Base Aceite
Los fluidos base aceite se pueden clasificar en dos grupos; aceites y emulsiones inversas;
ambos tienen aceite como fase continua. El aceite más utilizado es el diesel pero también se
puede emplear aceite crudo, queroseno, etc. Algunos fluidos tienen agua emulsionada como
fase dispersa, a los cuales se les denomina emulsiones inversas (agua en aceite), en el agua
pueden tenerse electrolitos disueltos y para mantenerse estables, requieren de un agente
emulsionante.
- Fluidos de aceite (con menos del 5% de agua).
Estos fluidos se usan principalmente para evitar la contaminación con agua de las formaciones
productoras y para cortar núcleos, estos fluidos son inertes a la contaminación con H2S, para
formaciones de sal y anhidrita, además su formulación comúnmente con aceite crudo
desgasificado, diesel, queroseno, aceite estabilizado, aceite crudo o mezclas de ellos.
Generalmente se aplican para la terminación y reparación de pozos y se corre un gran riesgo de
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incendio debido a su inflamabilidad. Los aceites cuando no tienen sólidos en suspensión no
dañan a la formación productora.
- Emulsiones inversas.
Las emulsiones inversas están formuladas con aceites, agua o salmueras, emulsionantes,
viscosificantes, reductores de filtrado, gelificante, surfactantes y densificantes. Estas son muy
estables a altas temperaturas y no les afectan las contaminaciones con anhidrita, sal y cemento.
Su principal y más dañino contaminante, es el agua que puede ser de la formación o de lluvia.
De acuerdo con la naturaleza y la concentración del electrolito que se utilice en su fase
dispersa, una emulsión inversa puede deshidratar, hidratar o dejar sin alteraciones a las lutitas
que se perforen con dicho fluido.
Las emulsiones agua en aceite contienen agua como “fase dispersa” y aceite como fase
continua comúnmente es diesel. Se puede dispersar hasta 40% volumen de agua en el aceite
emulsionándolo, estas emulsiones tienen la característica de los fluidos base aceite ya que es el
aceite la fase continua y el filtrado en estos fluidos es aceite solamente. Estos fluidos son
estables a temperaturas elevadas, son inertes a la contaminación química y pueden
densificarse a cualquier densidad después de ajustar la relación aceite/agua. El uso de los
fluidos base aceite requiere que el personal utilice equipo de seguridad para protección.
3.2.4 Fluidos Especiales
Dentro de los fluidos especiales se pueden mencionar:
- Fluidos tratados con KCl.
Hechos a base de salmuera de KCl y polímeros para viscosificar y controlar el filtrado.
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- Fluidos a base de polímeros.
Dentro de estos quedarían comprendidos todos los fluidos que lleven polímeros en su
composición y podrían ser fluidos para, terminación y reparación de pozos. Todos los fluidos
especiales están diseñados para un fin específico y tienen ciertos limitantes como pueden ser
temperatura, densidad, presencia de microorganismos, corrosividad, contaminantes, etc.
- Fluidos a base de sales inorgánicas
Como son: cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de calcio, formiatos de sodio, calcio,
potasio y cesio etc.
3.3 FUNCION DE LOS ADITIVOS
La clasificación de las funciones de los productos para cada aditivo son aceptados
generalmente por el Subcommittee on Drilling Fluids, IADC. Algunos aditivos tienen múltiples
usos; y para estos se lista una función primaria y una función secundaria.
Aditivos para el control de la alcalinidad, y el pH .
Productos usados para el control del grado de acidez o alcalinidad de un fluido incluye cal, soda
cáustica, soda ash y bicarbonato de sodio, así como otros materiales comunes ácidos y bases.
Bactericidas.
Estos productos se usan para prevenir la degradación bacterial y la degradación de aditivos
orgánicos naturales, como son, almidón y goma xantica.
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Reductores de calcio.
Los materiales utilizados para reducir el contenido de calcio en el agua de mar son: soda ash,
bicarbonato de sodio, soda cáustica y ciertos poli fosfatos, tratamientos de contaminación con
cemento efectos de contaminación con anhidrita y yeso (ambas formas de sulfatos de calcio).
Inhibidores de corrosión.
El control del pH y el uso de un inhibidor de corrosión se requieren para controlar la corrosión,
neutralizar gases ácidos peligrosos y para prevenir el escamado en los fluidos de perforación.
Los inhibidores de corrosión son productos a base de aminas o productos a base de fosfatos
comunes y algunos otros materiales químicos formulados especialmente.
Antiespumantes.
Estos productos son diseñados para reducir la acción espumante particularmente en salmueras
ligeras o en fluidos saturados con sal.
Emulsificantes.
Estos productos crean una mezcla heterogénea (emulsión) de dos líquidos insolubles. Estos
incluyen ácidos grasos y materiales a base de aminas para fluidos base aceite y detergentes,
jabones, ácidos orgánicos y surfactantes a base de agua para fluidos base agua. Estos
productos pueden ser aniónicos (negativamente cargados), no iónicos (neutrales), o catiónicos
(positivamente cargados) los materiales químicos dependen de la aplicación.
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Reductores de filtrado.
Los reductores de filtrado, o de pérdida de fluido – como son las arcillas de bentonita, lignito,
CMC (carboximetilcelulosa de sodio), poli acrilatos y almidón pregelatinizado – sirven para
disminuir la pérdida de fluido, a medida que el filtrado del fluido de perforación pasa a través del
revoque dentro de la formación.
Floculantes.
Estos materiales se usan para incrementar la viscosidad o para mejorar la limpieza del hueco,
incrementando el rendimiento de la bentonita y para clarificar o eliminar el agua de los fluidos de
bajos sólidos (dewatering). La sal (o salmuera), cal hidratada, yeso, soda ash, bicarbonato de
sodio, tetrafosfato de sodio y polímeros a base de poliacrilamida se usan para formar partículas
coloidales en suspensión para agruparlos en grupos dentro de los flóculos, causando
sedimentación de sólidos de mayor tamaño para poderlos eliminar.
Agentes espumantes.
Estos son más bien, materiales químicos que actúan como surfactantes (agentes de superficie
activa) para espumar en presencia de agua. Estos espumantes permiten que el aire o gas
perforen a través de formaciones con flujos de agua.
Materiales para pérdida de circulación.
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La función primaria de un material para pérdida de circulación, es tapar la zona de pérdida hacia
el interior de la formación pasando la cara del hueco abierto, para que las operaciones
subsecuentes no resulten en pérdidas adicionales de fluido de perforación.
Lubricantes.
Estos productos son diseñados para reducir el coeficiente de fricción de los fluidos de
perforación disminuyendo el torque y el arrastre. Se usan varios aceites, líquidos sintéticos,
grafito, surfactantes glicoles y glicerina así como otros materiales para este propósito.
Agentes liberadores de tubería.
Consiste de detergentes, jabones, aceites, surfactantes y otros materiales químicos, estos
agentes se intentan colocar o inyectar en el área en que se sospecha que está pegada la
tubería para reducir la fricción e incrementar la lubricidad, propiciando la liberación de la tubería
pegada.
Inhibidores para controlar las lutitas.
Fuentes de calcio y potasio, así como sales inorgánicas y compuestos orgánicos proporcionan
control de las lutitas por la reducción de la hidratación de las lutitas. Estos productos se usan
para prevenir el ensanchamiento excesivo del pozo y derrumbamiento o formación de cavernas
mientras se perfora con fluidos base agua en lutitas sensibles.
Agentes de superficie activa.
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Los surfactantes, como son llamados, reducen la tensión interfacial entre las superficies en
contacto (agua/aceite, agua/sólidos, agua/aire, etc.). Estos pueden ser emulsificantes,
desemulsificantes, agentes humectantes, floculantes o defloculantes dependiendo de las
superficies involucradas.
Agentes estabilizadores para temperatura.
Estos productos incrementan la estabilidad reológica y la filtración de los fluidos de perforación
expuestos a altas temperaturas y pueden mejorar su comportamiento bajo esas condiciones. Se
pueden usar varios materiales químicos, incluyendo polímeros acrílicos, polímeros sulfonados y
copolímeros como el lignito y el lignosulfonato y taninos como aditivos base.
Dispersantes y adelgazantes.
Estos materiales químicos modifican la relación entre la viscosidad y el porcentaje de sólidos en
el fluido de perforación, y puede usarse, más aun para reducir los esfuerzos de gel,
incrementando las propiedades de bombeabilidad. Los taninos (quebracho) varios polifosfatos,
lignitos y lignosulfonatos funcionan como adelgazantes o como dispersantes. El propósito
principal de un adelgazante es actuar como un defloculante para reducir la atracción
(floculación) de las partículas de arcilla que causan altas viscosidades y esfuerzos de gel.
Viscosificantes.
Bentonita, CMC, atapulgita, arcillas y polímeros se usan para incrementar la viscosidad con el
fin de mejorar la limpieza del hueco y la suspensión de los sólidos del fluido y los recortes de
formación producidos por la broca.
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Materiales densificantes.
La barita, compuestos de plomos, óxidos de fierro, carbonato de calcio y materiales similares
que poseen alta gravedad específica se usan para controlar las presiones de la formación,
evitar la formación de cavernas y sacar seca la tubería sin escurrimientos.
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4. PROPIEDADES FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE
PERFORACIÓN
Durante la perforación de un pozo petrolero es de suma importancia el control de las
propiedades físicas y químicas de los fluidos de perforación. Estas propiedades deben ser
controladas de tal forma que el lodo proporcione un trabajo eficiente; en consecuencia se
evalúan las propiedades del lodo para obtener:
El nivel deseado de cada propiedad
El control de las propiedades físicas y químicas
Conocimiento de los problemas ocasionados y las causas que los originan
Los tratamientos efectivos para solucionar estos problemas
Estas propiedades son:
4.1. Densidad del fluido
Una de las principales propiedades del lodo es la densidad, cuya función es mantener los
fluidos contenidos dentro del hueco en el yacimiento durante la perforación, y mantiene las
paredes del hueco al transmitir la presión requerida para las mismas.
El peso del fluido es una medida de la densidad expresado en términos del peso de una unidad
de volumen del fluido de perforación. Idealmente el peso de un fluido de perforación debe
acercarse a la densidad del agua para obtener una velocidad de perforación óptima y para
reducir las pérdidas por fricción durante la circulación. Sin embargo realmente el peso de los
fluidos de circulación es 1 o 1.5 veces mayor que la densidad del agua por ser necesario
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prevenir o controlar una pega o cerramiento de la formación. Como regla, para obtener una
velocidad de perforación óptima el peso del fluido debe mantenerse a un valor mínimo para
balancear las presiones de la formación y proporcionar una ligera sobrepresión para mantener
un margen de seguridad al sacar la tubería del pozo o cuando se hacen conexiones. La
excepción a esta regla es cuando se perfora en un área con baja permeabilidad y formaciones
sobre presionadas o en áreas donde las formaciones plásticas y deleznables tienden a cerrar el
pozo.
Como con otras propiedades del fluido, la habilidad para controlar efectivamente el peso del
fluido está directamente relacionado con la capacidad de controlar el contenido y naturaleza de
los sólidos en el fluido, la cual depende de las formaciones perforadas, la velocidad de
perforación, el equipo de control de sólidos, el tipo de lodo, el sistema de circulación, la cantidad
de materiales y la calidad del personal de perforación. Con excepción del tipo de formación que
se está perforando, todos los demás factores pueden controlarse y mejorarse. La densidad
máxima del lodo que se requiere en la perforación de un pozo está determinada por el gradiente
de presión. La presión de poro a una profundidad dada, muy frecuentemente excede la presión
ejercida por el peso de los estratos geológicos, sobre la profundidad evaluada (presión de
sobrecarga). Hay algunas variaciones en las presiones de sobrecarga asumidas en diferentes
áreas de perforación.
La presión de sobrecarga es tomada en la mayoría de las áreas como 1 psi/pie de profundidad.
Para prevenir la entrada de fluidos desde la formación al hueco, el lodo debe proveer una
presión mayor a la presión de poros encontrada en los estratos a ser perforados. Un exceso en
la densidad del fluido puede ocasionar la fractura de la formación con la consiguiente pérdida de
fluido de control. La capacidad de sostener y transportar los recortes en un lodo aumenta con la
densidad.
En el pasado, una gran cantidad de materiales fueron utilizados como agentes densificantes
para el lodo, tales como barita, óxido de hierro, sílica amorfa, carbonato de calcio y arcillas
nativas. De todos estos materiales, la barita la más utilizada actualmente debido a su bajo
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costo, alta gravedad específica y por ser inerte. La hemátita y la galena son utilizadas para
zonas en donde es necesario un lodo extremadamente pesado para contener la presión de la
formación. El máximo peso obtenido con barita, es aproximadamente 21 libras/galón, mientras
que con galena se pueden lograr densidades sobre 30 libras/galón.
Frecuentemente se prefieren los fluidos libres de sólidos para trabajos de reparación y
terminación, debido a que mantienen sus propiedades estables durante largos períodos en
condiciones de hueco. Estos fluidos pesados, libres de sólidos son preparados por solución de
varias sales, tales como cloruro de potasio, cloruro de sodio, carbonato de sodio, y carbonato
de potasio, entre otras.
Para determinar la cantidad de material de peso que es necesario agregar a un barril de lodo
para aumentar su densidad, se utiliza la siguiente fórmula:
𝑊,𝑙𝑏
𝑏𝑏𝑙 =
350 ∗ 𝑆𝐺𝑊𝑀 ∗ (𝜌𝑓 − 𝜌𝑖)
(8.33 ∗ 𝑆𝐺𝑊𝑀 − 𝜌𝑓)
Donde:
W = Peso de material densificante necesario, lbs/bbl.
SGWM.= Gravedad específica del material densificante.
ρf = Densidad final del fluido, libras/galón.
ρi = Densidad inicial del fluido, libras/galón.
Para la barita (SGWM = 4.2):
𝑊𝑏(𝑙𝑏
𝑏𝑏𝑙) =
1470 ( 𝜌𝑓 − 𝜌𝑖 )
35.0 − 𝜌𝑓
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De igual forma si se desea disminuir la densidad agregando agua se utiliza la siguiente fórmula:
𝑉𝑊(𝑏𝑏𝑙) = 𝑉𝑖 (𝜌𝑖 − 𝜌𝑓)
𝜌𝑓 − (𝑆𝐺𝑊 ∗ 8.33)
Donde:
Vi = Volumen inicial de fluido, barriles
Vw = Volumen de agua necesario, barriles.
4.1.1. Presión Hidrostática
Es la presión ejercida por una columna de fluido a una profundidad vertical dada y actúa igual
en todas direcciones. La presión hidrostática de un fluido de perforación a la profundidad de
interés puede calcularse conociendo la densidad o peso del lodo y usando las siguientes
ecuaciones:
𝑃𝑖𝑑 = 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑝𝑠𝑖
𝑝𝑖𝑒 ∗ 𝑇𝑉𝐷 (𝑝𝑖𝑒𝑠)
𝑃𝑖𝑑 = 𝑀𝑊 ∗ 𝑇𝑉𝐷 ∗ 0,052 = 𝑙𝑏
𝑝𝑢𝑙𝑔2(𝑝𝑠𝑖)
En donde:
TVD = profundidad, en pies.
MW = Densidad, en lb/gal.
Phid = Presión hidrostática, en lb/pulg2 (psi).
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La definición de presión hidrostática puede establecerse como “la presión hidrostática es igual a
un gradiente de presión por la profundidad vertical del punto de interés”.
4.1.2. Fluido cortado por gas o aire.
Un fluido cortado por aire o gas en la línea de flote puede ser una indicación de un inminente
influjo de gas. Sin embargo es importante conocer las causas que implica que el fluido esté
cortado por aire o gas para juzgar correctamente la situación actual del pozo.
La figura generaliza esquemáticamente la relación presión – volumen de las burbujas de gas
que se van expandiendo conforme circulan hasta la superficie desde el fondo del pozo.
Figura 4-1. Esquema generalizado de la expansión de gas en el pozo.
Debido a la disminución de presión hidrostática que actúa sobre la burbuja de gas que se
expande desde su volumen original en el fondo del pozo hasta un volumen que depende de la
posición dentro del espacio anular, sin considerar los efectos de la temperatura y la desviación
del comportamiento del gas ideal, una burbuja de gas puede aumentar su volumen al doble
cuando la presión se reduce a la mitad considerando que esto se repite cada punto intermedio
hasta la superficie, la relación de expansión se incrementa rápidamente en forma asintótica
hasta que el gas llega a la superficie, de esta forma el gas puede expandirse cientos de veces y
reducir la densidad del fluido en la línea de flujo en forma considerable.
Profundidad 10000 pies
Superficie
Gas en la columna de lodo
Volumen de Gas
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Este efecto sobre la medición del peso del fluido puede eliminarse a unos cientos de pies de la
columna del fluido cerca de la superficie y su efecto sobre la presión hidrostática de la
profundidad total es mínima. Como se muestra en la tabla 3-1, un fluido con 18 lb/gal cortado
por gas hasta 12 lb/gal en la superficie reduce la presión hidrostática a 20,000 pies solamente
51 psi.
PROFUNDIDAD
(pies)
Fluido de 18 lb/gal
cortado hasta 12 lb/gal.
Fluido de 18 lb/gal
cortado hasta 9 lb/gal.
1000 -31 psi -60 psi
5000 -41 psi 82 psi
10000 -48 psi 95 psi
20000 -51 psi 105 psi
Tabla 4-1. Reducción de la Presión Hidrostática.
Las tres posibles causas por las que aire o gas pueden cortar el fluido en la línea de flote son:
La formación de espuma por velocidades de circulación o agitación altas,
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gas liberado por los recortes, o
entrada de gas desde la formación.
Si el fluido es cortado por aire y se circula hacia el pozo, se comprime hasta volúmenes
despreciables a las presiones del fondo del pozo y se expande a su volumen original cuando se
recircula hasta la superficie. La disminución del peso del fluido debido a esta causa tiene un
efecto mínimo sobre la presión hidrostática y esto no hace cambiar el nivel de fluido en las
piscinas. La consecuencia de circular fluido cortado por aire es que puede dañar o reducir la
eficiencia de la bomba, la medición de las propiedades del fluido es inexacta y cualquier entrada
de gas de la formación puede enmascararse. Esto puede remediarse reduciendo el punto de
cedencia y la formación de estructuras de gel, utilizando un antiespumante adecuado y eliminar
la fuente de aireación (pistolas superficiales y las descargas altas de los embudos etc.).
Si la causa de la reducción del peso del fluido en la línea de flote se debe a una entrada de gas
de los sólidos perforados, las consecuencias pueden variar: desde no afectar la operación de
perforación hasta provocar una patada de pozo.
Cuando los recortes de una formación porosa saturada con gas, se circulan hacia la superficie
al perforar una formación sobrepresionada, la presión hidrostática sobre los recortes disminuye,
sin embargo el gas de los poros de los recortes se puede expandir y entrar al fluido de
perforación, provocando que el fluido sea cortado con gas en la línea de flote. Este fenómeno
natural no se puede evitar pero no representa peligro si el volumen de sólidos perforados es
pequeño (ejemplo: en huecos de diámetro pequeño) en franjas de arena delgadas. Sin embargo
si se está perforando una franja gruesa de arena muy rápido, el gas liberado de ésta cantidad
apreciable de recortes puede aligerar el fluido del pozo y causar un reventón. El procedimiento
adecuado para perforar estas arenas gaseosas es perforar lentamente vigilando el nivel de
piscinas y en forma intermitente suspender la circulación para observar el flujo del pozo. Si en
algún tanque de lodo aumenta el volumen o se nota un flujo, el pozo debe cerrarse o desviarse
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el flujo de acuerdo a los procedimientos establecidos. Según el caso, es necesario seguir
algunos pasos para asegurar que el gas es liberado del fluido y que no sea recirculado.
Si la reducción del peso del fluido en la línea de flote se debe a la entrada de gas de la
formación, existe potencialmente una situación peligrosa de desbalanceo de la columna del
fluido en el pozo. Se debe ajustar el peso del fluido para balancear la presión de la formación y
proporcionar un margen de seguridad cuando se saque la tubería o cuando se haga un viaje. Si
en algún tanque aumenta el volumen debido a la entrada de gas, se debe establecer un
procedimiento adecuado para controlar el reventón. En ciertas áreas con baja permeabilidad,
bajo volumen con sarta para alta presión, la alternativa es equipar a las preventoras con una
cabeza rotatoria y un sistema adecuado para desviar y perforar en forma segura con la columna
desbalanceada.
4.1.3. Medición de densidad del fluido en campo
En el campo, el peso del fluido de perforación es medido con una balanza de lodos
convencional (Figura 4-2). Muestra el equipo convencional que debe ser un instrumento
permanente en todos los equipos de perforación. La descripción detallada y procedimiento
correcto de uso de la balanza está dado en el manual de procedimientos y pruebas API-RP-
13B.
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Figura 4-2. Balanza de lodos estándar
En muchas balanzas convencionales, el brazo de la misma está graduado para dar una lectura
directa de densidad en cuatro unidades diferentes. Estas unidades son: libras por galón (lb/gal ó
ppg), libras por pie cúbico (lb/pie3 ó pcf), gramos por centímetro cúbico (gr/ml), que es la
gravedad específica del fluido y también el gradiente de presión (psi/pie).
Posteriormente se desarrolló una balanza de lodos presurizada (TRU-WATE-CUP) y que fue
aprobada por la API para medir el peso de los fluidos de perforación. Esta es la primera balanza
desarrollada para medir la densidad de lechadas de cemento que tienen aire que corta la
lechada y forma espuma. Se ha probado que elimina los efectos de las burbujas de aire o gas
atrapadas en las muestras de fluido a las cuales se le va a determinar la densidad.
La Tabla 4-2 presenta una comparación de las mediciones de peso de fluido hechas con
instrumentos de laboratorio exactos (picnómetro de aire), la balanza de lodos convencional y la
balanza de lodos presurizada. Como puede verse las mediciones hechas con el picnómetro
(compensado para gases atrapados) y la balanza para lodos presurizada (reducen el efecto de
gases atrapados) son aproximadas, mientras que con la balanza de lodos convencional las
lecturas reflejan el efecto del gas atrapado.
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PRUEBA PICNOMETRO DE
AIRE, lb/gal
Halliburton (TRU-
WATE CUP), lb,gal
BALANZA
CONVENCIONAL,
lb/gal
1 15,74 15,76 13,40
2 18,45 18,37 17,90
3 18,75 18,70 17,00
4 18,75 18,78 18,73*
Tabla 4-2. Instrumentos para comparación del peso del fluido.
* Se agregó antiespumante.
Como hemos visto realmente, la práctica de medir el peso del fluido en el campo es bastante
propensa a errores. Errores en el reporte del peso del fluido puede ocasionar reventones, una
pérdida de circulación, altos costos del fluido y altos costos de perforación. Las causas
comunes de dichos errores son:
Balanza de lodos descalibrada.
Debido a cemento seco o fluidos en la copa.
Debido a pérdidas de metal de la copa (al golpearla).
Aire o gas cortan el fluido.
Debido a entradas de gas o gas de los recortes.
Debido a la espuma.
Debido a altos puntos de cedencia y geles altas.
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Debido a aireación con el equipo superficial.
Errores de procedimiento al medir el peso del fluido.
Llenado incompleto de la copa de la balanza.
Burbuja de nivel no centrada adecuadamente.
Lectura del peso del lodo apresurada.
Para evitar estos errores:
Asegurarse de la calibración de la balanza frecuentemente con agua (a 70 ºC) y
calibración apropiada de acuerdo a las instrucciones en API-RP-13B.
La muestra de fluido debe estar sin espuma y las burbujas de aire deben ser sacadas
antes de medir el peso del fluido.
Obtener y usar una balanza de lodos presurizada (siguiendo las instrucciones del
instrumento).
Observar la práctica del ingeniero del fluido y del personal del equipo, precaución contra
descuidos o negligencia.
4.1.4. Controlando la densidad del fluido
En el campo, uno de los mayores intereses es la implementación de un programa del fluido de
perforación que debe mantener el peso del fluido en un rango específico. Si los sólidos
perforados no se eliminan en la primera circulación en la superficie, en las siguientes
circulaciones se hacen más finos y afectan adversamente el peso y otras propiedades del fluido.
La primera etapa de la eliminación de los sólidos del fluido de perforación es el uso de
zarandas, desarenadores, limpia lodos y centrífugas se baja y alta, para separar los recortes o
derrumbes. Para que esto se haga más eficiente se deben instalar zarandas de alta velocidad
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con mallas del No. 50 o más finas (de preferencia con mallas 80 o 100, 140, 175, 210 etc.,
según se pueda).
Con el fin de eliminar las partículas más finas que las que pueden separar la zaranda, el flujo
menor de las zarandas puede procesarse en etapas adicionales. Estas etapas normalmente
utilizan floculación química, desarenadores, desarcilladores y limpiadores de fluido para fluidos
sin peso (centrífugas para fluidos densificados).
Para obtener el mayor rendimiento del equipo de control de sólidos, este debe estar instalado
apropiadamente, tener capacidad suficiente y debe operar en forma continua. Una técnica
apropiada es instalar en la succión y la descarga de cada equipo diferente instalado en serie.
Por ejemplo un desarenador no puede tener sus líneas de succión y de descarga en el mismo
compartimiento, pero en su lugar, la descarga puede estar debajo de la corriente de succión.
Por otro lado, la succión del desarcillador puede estar en el mismo compartimiento que la
descarga del desarenador y no la succión del desarenador. Se pueden instalar dos equipos del
mismo tipo en paralelo para procesar el flujo, (ejemplo. 3 zarandas o dos bancos de
desarcilladores).
Una regla de dedo para procesar todo el flujo del pozo, es instalar equipo con capacidad para
manejar del 120 al 150% de la capacidad máxima de circulación. Las excepciones a esta regla
son las centrífugas que son efectivas a una capacidad del 8 al 15% de la relación de flujo.
La única forma para mantener el peso del fluido y no permitir la entrada de sólidos es operar
continuamente el equipo controlador de sólidos. Las operaciones intermitentes de estos equipos
no son efectivas y la utilización inadecuada del equipo es más costoso.
Adicional al equipo eliminador de sólidos, la floculación en la línea de flote que es capaz de
eliminar partículas de tamaño submicrónico en la zaranda, es esencial para controlar el peso del
fluido. Por medio de un procedimiento de prueba y error se debe determinar el floculante más
efectivo para un área en particular y la velocidad de adición adecuada para mejores resultados.
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La floculación en la línea de flote, se utiliza en forma rutinaria cuando se utilizan fluidos de bajos
sólidos no dispersos, pero también es compatible y aplicable con fluidos dispersos y fluidos
salados.
Otras técnicas suplementarias para controlar el peso del fluido que son de ayuda pero menos
efectivos en el control del peso del fluido, es la dilución con agua, la cual puede agregarse en la
línea de flote en forma continua pero regulada ya que una dilución excesiva da como resultado
un tratamiento costoso. Una práctica recomendada es remover frecuentemente los sólidos del
fondo de las piscinas con las pistolas de fondo. Emulsionar aceite con el propósito de reducir el
peso del fluido es costoso y dañino para la velocidad de perforación y no es recomendable. La
medición del peso del fluido en la línea de flote es un reflujo de la columna hidrostática en el
espacio anular y depende de esta en gran manera la velocidad de perforación. La medición del
peso del fluido en el tanque de succión es un reflejo de la efectividad del sistema de eliminación
de los sólidos y debe mantenerse en el peso especificado en el programa del fluido. En
situaciones extremas, cuando la presión hidrostática del espacio anular causa una pérdida de
circulación a un valor crítico, es necesario controlar la velocidad de perforación para mantener
el peso del fluido tan bajo como en el tanque de succión.
La optimización de la perforación, los parámetros de perforación recomendados y predicciones
de perforación, se deben exclusivamente al peso del fluido especificado. Una falla en mantener
el peso especificado del fluido en el tanque de succión da como resultado un cumplimiento bajo
del programa de perforación.
Los requerimientos necesarios para controlar el peso del fluido en el campo son:
Un equipo eliminador de sólidos efectivo.
Zarandas de alta velocidad y mallas finas.
Desarenadores con suficiente capacidad (fluidos sin peso).
Desarcilladores con suficiente capacidad (fluidos sin peso).
Limpiadores de fluido (desarenador y desarcillador).
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Centrífugas (cuando garanticen).
Floculación química en la línea de flote.
Investigar por prueba y error el floculante y cantidad adecuada para cada área.
Aplicación adecuada y en forma continúa.
Velocidades de perforación controladas.
Dilución con agua y fluidos.
Agregar agua en cantidades mínimas sólo en la línea de flote.
Tener fluido nuevo en un tanque con una concentración mínima de aditivos.
4.2. Reología del fluido
Reología, es un término que denota el estudio de la deformación de materiales, incluyendo el
flujo. En terminología de campo petrolero las frases propiedades de flujo y la viscosidad, son las
expresiones generalmente usadas para describir las cualidades de un lodo de perforación en
movimiento.
Cualitativamente la viscosidad se define como “la resistencia interna de un fluido al flujo”
La viscosidad de los fluidos de perforación puede expresarse como una medida relativa o
absoluta. Las mediciones relativas son la viscosidad de embudo y la viscosidad aparente. Las
mediciones absolutas son los valores cuantitativos de las características no newtonianas
llamadas la Viscosidad Plástica, el Punto de Cedencia (Yield Point) y los esfuerzos de gel.
Estos términos se definirán posteriormente.
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Un fluido de perforación debe tener diferentes propiedades viscosas cuando se circula a través
de varias secciones del sistema de circulación. El fluido debe adelgazarse al corte para impartir
la potencia óptima de impacto hidráulico a la broca y debe tener suficiente viscosidad en el
espacio anular para una eficiente limpieza del pozo y esta baja viscosidad debe permitir retirar
del fluido los sólidos en la superficie, debe tener además unas características de gelatinización
suficientes para suspender los recortes y materiales cuando se suspende la circulación. Estas
funciones diversas y aparentemente contradictorias pueden llevarse a cabo dependiendo en
gran medida sobre la selección del sistema de fluido de perforación y de cómo son formuladas
las propiedades viscosas.
En algunos sistemas de fluidos de perforación, los valores altos de viscosidad plástica, punto de
cedencia y esfuerzos de gel dan como resultado una excesiva presión de empuje hacia la
formación y una densidad equivalente de circulación alta. Para reducir estos efectos adversos,
la viscosidad y el esfuerzo de gel deben mantenerse en valores mínimos para que proporcionen
una suspensión adecuada y una limpieza eficiente del pozo. El rango recomendado para esos
valores varía para cada sistema de fluido.
La viscosidad de los fluidos de perforación, es una función de muchos factores, algunos de los
cuales son:
Viscosidad de la fase líquida continúa.
Volumen de sólidos en el lodo.
Volumen de fluido disperso.
Número de partículas por unidad de volumen.
Forma y tamaño de las partículas sólidas.
Atracción o repulsión entre las partículas sólidas y entre sólidos y la fase líquida.
4.2.1. Velocidad de corte – esfuerzo de corte
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Los fluidos se clasifican en diferentes tipos basándose en “su comportamiento de flujo”. El
comportamiento de flujo de un fluido se describe en términos de un esfuerzo de corte aplicado
externamente y el resultado es una “velocidad de corte” con cada fluido.
La velocidad de corte se define como el gradiente de velocidad a través de las capas
adyacentes de fluido cuando fluyen en régimen laminar (figura 4-3).
Figura 4-3. Gradiente de Velocidad entre dos placas paralelas.
Esta figura muestra el gradiente de velocidad entre capas de fluido adyacentes en movimiento
entre placas paralelas. El movimiento de una de las placas imparte una velocidad “V” en
pies/segundo para la capa de fluido que está en contacto con ella. Sin embargo, la capa de
fluido adyacente a la placa fija está en reposo o sea que tiene una velocidad “V” igual a cero.
Las capas de fluido intermedias se mueven a velocidades variables entre 0 pies/segundo y “V”
pies/segundo. Esta distribución de velocidades a través de las capas de fluido entre las dos
placas, divididas por la distancia perpendicular que separa las dos placas es el gradiente de
velocidad de corte del fluido.
El símbolo matemático comúnmente usado para la velocidad de corte es gamma ():
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝛾) = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑
𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 =
𝑝𝑖𝑒𝑠 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜
𝑝𝑖𝑒𝑠 =
1
𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜 = 𝑠𝑒𝑔−1
Distancia pies
Placa fija
Placa móvil Velocidad = (pies/segundo)
Area superficial = A (pies2)
0 pies/segundo
Gradiente de velocidad
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Nota: 1 seg-1 = 1.703 x RPM (viscosímetro)
Como se define en la ecuación anterior, la velocidad de corte está expresada en unidades de
segundos inversos y puede escribirse por 1/segundo ó segundos-1.
El esfuerzo de corte es la fuerza requerida por unidad de área para iniciar un gradiente de
velocidad (velocidad de corte) dando movimiento a las capas de fluido. El esfuerzo de corte se
representa por el símbolo Tau () y se expresa en las unidades de libras/100pies2 :
𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 𝜏 = 𝐹𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒
𝐴𝑟𝑒𝑎 =
𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎𝑠 𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎
100 𝑝𝑖𝑒𝑠2
4.2.2. Tipos de fluido.
Básicamente los fluidos se clasifican en dos grupos: Newtonianos y No Newtonianos. Algunos
fluidos Newtonianos como el agua presentan características de flujo lineales, y tienen una
viscosidad que puede definirse por un solo término. Todos los fluidos No Newtonianos,
incluyendo los fluidos de perforación, no presentan características de flujo lineal y requieren
más de un término de viscosidad para definir su carácter viscoso.
1. Fluidos Newtonianos.
Su comportamiento de flujo sigue la Ley de Newton “Ley de resistencia viscosa” que establece
que a una temperatura y presión dada, el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la
velocidad de corte. Esta constante de proporcionalidad es debida a la viscosidad de los fluidos
Newtonianos. Sin considerar el factor de conversión para la consistencia de las unidades de
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ingeniería, la expresión matemática que describe a los fluidos Newtonianos está dada por la
ecuación:
𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 𝜏 = 𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝜇 𝑥 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 (𝛾)
Figura 4-4. Relación de velocidad de corte vs. Esfuerzo de corte de fluidos Newtonianos.
La figura 4-4 muestra la relación entre la velocidad de corte y el esfuerzo de corte para fluidos
Newtonianos. Las unidades de viscosidad están expresadas en centipoises (cps). Ejemplos de
fluidos newtonianos son: Agua, diesel, glicerina y gases @ 68.4 ºF. El agua pura tiene una
viscosidad de 1 centipoise.
2. Fluidos No Newtonianos.
Son los fluidos que no exhiben una relación lineal entre la velocidad de corte y el esfuerzo de
corte y no pueden describirse por la ecuación anterior y por esto se clasifican como fluidos No
Newtonianos. Se clasifican como:
Fluido Newtoniano
Velocidad de corte (), segundos-1
Esf
uer
zo d
e co
rte
()(
lib
ras/
10
0 p
ies2
).
Pendiente = debido a la viscosidad (µ).
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Fluidos No Newtonianos, independientes del tiempo:
Fluidos Plásticos de Bingham
Fluidos Pseudoplásticos
Fluidos Dilatantes
Fluidos No Newtonianos, dependientes del tiempo:
Fluidos Tixotrópicos
Fluidos Reopécticos
Figura 4-5. Relación Velocidad de Corte (γ) vs. Esfuerzo de Corte (τ) de los fluidos No Newtonianos.
La característica de un fluido plástico de Bingham es que la relación velocidad de corte –
esfuerzo de corte está descrita por una línea recta que no pasa por el origen, pero que
intercepta el eje del esfuerzo de corte en un punto más arriba. La explicación física de este
comportamiento es que un fluido plástico de Bingham requiere de un (valor finito) esfuerzo de
corte pequeño para iniciar el flujo del fluido. Este valor mínimo del esfuerzo de corte para iniciar
Fluido Dilatante
Fluido Pseudoplástico
Fluido Plástico de Bingham
Velocidad de corte segundos-1
.
Esfu
erz
o d
e C
ort
e
(libra
s/1
00 p
ies
2.
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el flujo se define como el punto de cedencia y la pendiente de la línea recta se define como la
viscosidad plástica.
Como se puede ver en la figura 4-5, para describir la “viscosidad” de un fluido plástico de
Bingham, se necesitan dos términos, el Punto de cedencia o Yield Point (YP) y la Viscosidad
plástica (Vp).
La descripción matemática general de la relación velocidad de corte – esfuerzo de corte de un
fluido plástico de Bingham está dada por la siguiente ecuación, sin el factor de conversión
requerido para la consistencia de las unidades de ingeniería.
𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 𝜏 = 𝑌𝑃 + 𝑉𝑝 𝑥 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 𝛾 , 𝑠𝑒𝑔−1
El Yield Point (YP) está expresado en las unidades de esfuerzo de corte (libras/100 pies2) y la
viscosidad plástica está expresada en centipoices. Ejemplos de fluidos plásticos de Bingham
son: la grasa, arcilla para moldear y salsa kétchup.
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Figura 4-6. Relación Velocidad de Corte vs. Esfuerzo de corte de los fluidos plásticos de Bingham.
Los fluidos Pseudoplásticos y Dilatantes se caracterizan por las relaciones velocidad de corte
– esfuerzo de corte mostrado en la figura anterior que no dan líneas rectas y deben graficarse
en papel logarítmico (log-log) como líneas rectas, como en la figura 4-5. El comportamiento de
flujo de los fluidos Pseudoplásticos y Dilatantes se describe matemáticamente por la Ley de la
Potencia:
𝐸𝑠𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑟𝑡𝑒 𝜏 = 𝑘 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒, 𝛾 𝑛
Fluido Plástico de Bingham
Velocidad de corte segundos-1.
Esfu
erz
o d
e C
ort
e
(lib
ras/1
00 p
ies
2.
Pendiente = Viscosidad Plástica (Vp)
(Pc) Punto de Cedéncia: Esfuerzo de corte mínimo para iniciar el flujo
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Figura 4-7. Relación Velocidad de Corte vs. Esfuerzo de corte e los fluidos que siguen la ley de la potencia graficados en
escala logarítmica.
La ecuación de la Ley de la Potencia describe la relación velocidad de corte – esfuerzo de corte
(ó la “viscosidad”) en términos de las constantes, k y n. la constante k es una medida del
“adelgazamiento” de un fluido, que es uniforme para un fluido dado y se determina extrapolando
la intercepción de la pendiente logarítmica de la relación velocidad de corte - esfuerzo de corte
como se muestra en la figura 4-7. el factor de potencia “n” es una medida del grado de
desviación con respecto al comportamiento de un fluido Newtoniano, que es también uniforme
para un fluido dado y se determina de la pendiente de la curva de velocidad de corte - esfuerzo
de corte sobre papel logarítmico.
Si el factor n es igual a 1, el fluido es Newtoniano.
Si el factor n es mayor que 1, el fluido es Dilatante y
Si el factor n es menor que 1 el fluido es Pseudoplástico.
Los fluidos pseudoplásticos comunes son: malta, soluciones poliméricas y fluidos base agua.
IIntercepción = K
Velocidad de corte segundos-1.
Log E
sfu
erz
o d
e C
ort
e
.(lb
/100 p
ies
2).
300 RPM 600 RPM
Pendiente = n
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Fluidos Dilatantes son: el almidón o suspensiones de mica en agua.
Los fluidos No-Newtonianos dependientes del tiempo son los fluidos que presentan un
comportamiento de flujo que es no-lineal, que están en reposo o a una velocidad de corte
constante. Dichos fluidos se clasifican en dos tipos Tixotrópicos y Reopécticos.
Los fluidos Tixotrópicos tienen una estructura interna que ofrece una resistencia (estructura de
gel) cuando están en reposo. Cuando estos fluidos se someten a una velocidad de corte
constante, la estructura de gel se rompe en un periodo corto de tiempo y la curva de velocidad
de corte – esfuerzo de corte da una forma similar al flujo de un fluido Pseudoplástico o un fluido
Plástico de Bingham.
Las ecuaciones de los fluidos Plásticos de Bingham y de la Ley de la Potencia pueden utilizarse
para aproximar el comportamiento de flujo de los fluidos tixotrópicos una vez que los efectos de
la estructura de gel se han disipado. La figura 4-8. Muestra la curva de la velocidad de corte –
esfuerzo de corte para un fluido tixotrópico que exhibe esfuerzos de gelatinosidad.
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Figura 4-8. Relación Velocidad de corte vs. Esfuerzo de Corte de los Fluidos No Newtonianos con propiedades
Tixotrópicas.
El Yield Point de un fluido plástico de Bingham puede aproximarse a un fluido Tixotrópico;
solamente extrapolando la porción de línea recta de la curva de velocidad de corte – esfuerzo
de corte. Sin embargo esta aproximación no es la debida al Yield Point y también puede
expresarse en unidades de libras/100pies2. Como en el caso debido a un fluido plástico de
Bingham, el valor de viscosidad plástica de un fluido tixotrópico es simplemente definida por la
pendiente de la porción recta de la curva de velocidad de corte – esfuerzo de corte.
La curva de velocidad de corte – esfuerzo de corte de un fluido tixotrópico también puede
graficarse como una línea recta sobre papel logarítmico, haciendo esto posible para determinar
los valores de “n” y “k” como en la figura 4-.8. Y para aproximar el comportamiento de flujo se
utiliza la ecuación de la Ley de la Potencia.
Ejemplos de fluidos tixotrópicos son los fluidos de perforación, mayonesa, arenas finas y
pintura.
Pendiente = Viscosidad Plástica (Vp)
Esfuerzo de gelatinosidad
Velocidad de corte segundos-1
.
Esfu
erz
o d
e C
ort
e
(lib
ras/1
00
pie
s2
Intercepción = (Pc) Punto de cedencia
300 RPM 600 RPM
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Contrariamente a los fluidos Tixotrópicos, los fluidos Reopécticos tienden a formar una
estructura gelatinosa (a un límite alto) a velocidades de corte bajas y constantes. Las grasas
especiales y suspensiones de yeso exhiben este comportamiento.
Los fluidos viscoelásticos tienen propiedades viscosas y presentan un cierto grado de
elasticidad de forma. Por ejemplo, los polímeros viscoelásticos usados en los fluidos de
perforación tienden a enderezarse y estirarse cuando se someten a velocidades de corte
extremadamente altas pero regresan a sus longitudes de cadena comunes cuando la velocidad
de corte disminuye a niveles normales. Este comportamiento viscoelástico causa un
“adelgazamiento” del fluido grueso cuando pasa por la broca y reduce las pérdidas por fricción.
En el espacio anular a bajas velocidades de corte, los polímeros recuperan sus formas
características, engrosando el fluido y proporcionando una mejor capacidad de acarreo. Estas
características viscoelásticas se refieren a la habilidad de “adelgazamiento al corte” de los
fluidos de perforación. Dos de los polímeros viscoelásticos más usados en fluidos de
perforación son el Ben-Ex y el XC Polymer.
Los Fluidos complejos son aquellos que presentan un comportamiento al flujo de más de un tipo
de fluido. Un ejemplo aplicable es un fluido de perforación, el cual bajo condiciones variables de
velocidad de corte, temperatura, presión y tiempo pueden tener propiedades tixotrópicas,
viscoelásticas y también plásticas de Bingham o Pseudoplásticas.
4.2.3. Medición de viscosidad en el campo.
La medición rutinaria de medición de la viscosidad en el campo cae en dos categorías:
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Una de esas mediciones de la viscosidad es una prueba cualitativa con el propósito de detectar
cualquier variación apreciable en las propiedades de flujo y la otra es una medición cuantitativa
de las propiedades de flujo con el propósito de diagnosticar el tratamiento correctivo.
La medición cualitativa de la viscosidad es llamada la Viscosidad de Embudo y es medida
para detectar cualquier variación como primera posibilidad. La medición de viscosidad
cuantitativa se obtiene por medio de un viscosímetro indicador directo que da valores numéricos
de la Viscosidad Plástica, Yield Point y los Geles (a 10 segundos, 10 minutos y 30 minutos).
Los valores numéricos de estas propiedades, evaluadas en conjunto con otros datos de prueba,
pueden servir para diagnosticar la causa del cambio y el tratamiento más económico y efectivo
para corregir las propiedades de flujo a valores deseados.
1. Medición de la viscosidad de embudo (Viscosidad Marsh).
La Viscosidad de Embudo de un fluido de perforación es medido con el embudo Marsh y un
vaso graduado de ¼ de galón (aproximadamente 1 litro), es simplemente la medición del tiempo
en segundos que tarda un litro de fluido en salir por el orificio del fondo el cual se recibe en la
copa las dimensiones del equipo son:
Capacidad del embudo = 1500 ml.
Altura del cuerpo = 12 pulgadas.
Altura del tubo de salida = 2 pulgadas.
Diam superior = 6 pulgadas.
Diam inferior = 1/16 pulgadas.
Malla superior del embudo = No. 10
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La viscosidad de embudo de un sistema de fluido depende de las propiedades de flujo del
fluido. Nunca se debe tratar un fluido basándose únicamente en la viscosidad Marsh, debido a
que no hay correlación entre los diferentes sistemás de fluidos. Esto quiere decir que un fluido
disperso con una viscosidad de 35 segundos no tiene la misma consistencia o grosor de un
fluido no disperso con la misma lectura de viscosidad Marsh. Sería peligroso dar tratamiento al
fluido, basándose en las lecturas de viscosidad Marsh ya que estas lecturas no son
independientes del fluido.
La viscosidad Marsh es una medida arbitraria de viscosidad del “grueso” de un fluido de
perforación, la cual depende de las propiedades de flujo y de los geles del fluido. Si la
viscosidad plástica, el punto de cedencia y los geles de un fluido están en los rangos deseados,
entonces la viscosidad Marsh asociada con los valores de estás propiedades establece una
asociación cualitativa para detectar cambios en esas propiedades.
Fluctuaciones de 1 segundo en la viscosidad Marsh son despreciables y no se reflejan cambios
en la viscosidad plástica, punto de cedencia y geles. Sin embargo una tendencia a
incrementarse de 1 a 2 segundos por hora o por circulación, indica que se tienen serios
problemas debido a los sólidos o por contaminación química continua. Cambios bruscos en la
viscosidad Marsh indican cambios drásticos en las propiedades de flujo debido a una
contaminación grande, la detección de estos cambios bruscos en la viscosidad Marsh indican
que es necesario hacer un análisis completo del fluido y determinar el tratamiento necesario
para restablecer las propiedades del fluido.
2. Medición de las propiedades de flujo.
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En el campo las propiedades de flujo (Vp, YP y Geles) de un fluido de perforación se miden con
un viscosímetro de velocidad variable e indicación directa, el más usado es el viscosímetro
Fann V.G. 35 de 6 velocidades.
Las relaciones reológicas que se obtienen con el viscosímetro son las siguientes:
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Fluido Newtoniano
𝑉𝑃 = 𝜃600 − 𝜃300
𝑌𝑃 = 0
𝜏 = 𝑉𝑃
48000 𝛾
Fluido de Bingham
𝑉𝑃 = 𝜃600 − 𝜃300
𝑌𝑃 = 𝜃300 − 𝑉𝑃
𝜏 = 1.066 𝑌𝑃
100 +
𝑉𝑃
48000 𝛾
Fluido de Ley de la Potencia
𝑛 = 3.32 log𝑌𝑃 + 2 𝑉𝑃
𝑌𝑃 + 𝑉𝑃
𝑘 = 𝑌𝑃 + 2 𝑉𝑃
100 (1022)𝑛
𝜏 = 𝑘 𝛾𝑛
𝑛 = 3.32 log𝜃600
𝜃300
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𝑘 = 𝜃600
(1022)𝑛
El principio sobre el cual se construyen los viscosímetros de indicación directa es similar al de
las placas paralelas de la figura 4-3; en estos viscosímetros el rotor gira a una velocidad
constante en RPM. Esta velocidad imparte una velocidad de corte a las capas de fluido entre el
rotor y el bulbo (pistilo, péndulo o bob,) que está conectado a un resorte de torsión el cual al ser
deformado por el esfuerzo de corte originado por la resistencia al flujo a la velocidad de corte
proporcionada por el rotor, origina una deflexión sobre el resorte y esto nos proporciona una
lectura en el dial en términos de grados de rotación, que es una medición angular. Esta
deflexión depende de la geometría del bob y del rotor así como de la conversión mecánica
(constante del resorte) y la definición matemática de los fluidos plásticos de Bingham. Las
lecturas del dial (en grados) a 600 rpm y 300 rpm de velocidad del rotor pueden usarse para
calcular la Viscosidad Plástica (en centipoises) y el Yield Point (en libras/100pies2). El
viscosímetro también se utiliza para obtener las lecturas de los geles a 10 segundos, 10 y 30
minutos (en libras/100pies2) y la viscosidad aparente (en centipoises).
Determinación de las propiedades de flujo utilizando las lecturas del viscosímetro Fann 35 o
similar.
Viscosidad Aparente
La Viscosidad Aparente se define como la medición en centipoises que un fluido newtoniano
debe tener en un viscosímetro rotacional, a una velocidad de corte previamente establecida, y
que denota los efectos simultáneos de todas las propiedades de flujo. Se obtiene dividiendo la
lectura obtenida a 600 rpm entre 2.
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𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐴𝑝𝑎𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑉𝑎 = 𝜃600
2
Viscosidad Plástica
Es aquella parte de la resistencia a fluir causada por fricción mecánica. Esta fricción se produce:
Entre los sólidos contenidos en el lodo.
Entre los sólidos y el líquido que lo rodea.
Debido al esfuerzo cortante del propio líquido.
En general, al aumentar el porcentaje de sólidos en el sistema, aumentará la viscosidad
plástica.
El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es indispensable para mejorar el
comportamiento reológico y sobre todo para lograr altas velocidades de perforación. Este
control se obtiene por dilución o por mecanismos de control de sólidos. Para lograr tal
propósito, es fundamental que los equipos de control de sólidos funcionen en buenas
condiciones.
Para determinar la viscosidad plástica se utiliza la siguiente ecuación:
𝑉𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑃𝑙á𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎, 𝑉𝑃 = 𝜃600 − 𝜃300 (𝑐𝑒𝑛𝑡𝑖𝑝𝑜𝑖𝑠𝑒𝑠)
Donde:
θ600 = Lectura del dial a 600 rpm.
θ300 = Lectura del dial a 300 rpm.
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En términos de las relaciones físicas, la viscosidad plástica es la parte de la resistencia al flujo
causada por la fricción mecánica del fluido. Esta fricción mecánica es debida a la interacción de
las partículas sólidas, en el fluido, la interacción de sólidos y líquidos y la deformación de las
partículas de líquido bajo un esfuerzo de corte, dependen del tipo de partículas, de la naturaleza
de las partículas, del número de partículas, del tamaño de las partículas, de la forma de las
partículas y del estado de las partículas presentes en el fluido.
Sin embargo la viscosidad plástica no puede calcularse o determinarse exactamente basada
sobre una concentración de sólidos dada, el valor observado de la viscosidad plástica puede ser
una indicación cualitativa del contenido de sólidos del fluido de perforación. Por ejemplo, si el
contenido de sólidos perforados es el mismo, en un fluido de 15 ppg, debe tener una viscosidad
plástica mayor que un fluido densificado a 12 ppg, debido a la alta concentración de las
partículas inertes de barita. También es posible que un fluido que se mantenga en 13 ppg con
una concentración baja de sólidos perforados puede tener una viscosidad plástica menor que la
de un fluido de 12 ppg. Por lo que es factible que en los sistemás de fluido no dispersos es más
fácil remover los sólidos perforados y que pueden tener viscosidades plásticas más bajas que
los sistemás de fluidos dispersos con el mismo peso del fluido.
La acumulación de sólidos perforados, las adiciones de barita y la presencia de contaminantes
químicos incrementan la viscosidad plástica. Se debe usar dilución con agua, un equipo
eliminador de sólidos y floculación efectiva en la línea de flote para eliminar los sólidos finos,
para que baje la viscosidad plástica.
Yield Point.
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Se define como la resistencia a fluir causada por las fuerzas de atracción electroquímicas entre
las partículas sólidas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas
localizadas cerca de la superficie de las partículas.
El Yield Point, bajo condiciones de flujo depende de:
Las propiedades de la superficie de los sólidos del lodo.
La concentración de los sólidos en el volumen de lodo.
La concentración y tipos de iones en la fase líquida del lodo.
Generalmente, el Yield Point es alterado por los contaminantes solubles como el calcio,
carbonatos, etc., y por los sólidos arcillosos de formación. Altos valores del Yield Point causan
la floculación del lodo, lo que debe controlarse con dispersantes.
Para determinar este valor se utiliza la siguiente fórmula:
𝑌𝑃 = 𝜃300 − 𝑉𝑃 , (𝑙𝑏
100 𝑓𝑡2)
El Yield Point es el valor dominante que afecta las pérdidas por fricción durante la circulación, la
densidad equivalente de circulación, el punto de transición en flujo turbulento y la capacidad de
acarreo de un fluido de perforación.
Como muchas de las propiedades físicas del fluido, un control efectivo del Yield Point a un valor
óptimo depende directamente sobre el control efectivo de los sólidos perforados. El Yield Point
es una propiedad del fluido que debe controlarse con exactitud y en un rango específico de
acuerdo a las condiciones del hueco y al sistema de fluido empleado. Mantener el Yield Point en
los límites exactos requiere un control efectivo de los sólidos y tratamientos químicos efectivos.
Pequeñas cantidades de agua para diluir el fluido, no son suficientes para corregir el Yield
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Point, pero si se adicionan grandes cantidades de agua para diluir el sistema y corregir el Yield
Point, se puede desestabilizar las propiedades del fluido y dañar el pozo.
En un sistema de fluido disperso, el valor de Yield Point puede bajarse por medio de el equipo
eliminador de sólidos, floculación en la línea de flote y por la adición de materiales dispersantes
químicos como lignito y lignosulfonato que actúan sobre las partículas de sólidos perforados
neutralizando las cargas superficiales, disminuyendo el nivel de actividad electroquímica o
sobre el Yield Point del fluido.
Para incrementar el Yield Point en un fluido disperso se requiere agregar bentonita o un
polímero como CMC o almidón. La cantidad de tratamiento depende del grado de ajuste del
Yield Point, del volumen total del sistema de circulación y del contenido total de sólidos. Para
reducir los tratamientos químicos debe utilizarse un equipo eliminador de sólidos adecuado y el
tratamiento adicional con cantidades controladas de agua para diluir la concentración de sólidos
y reducir el peligro de sobretratamiento, se puede agregar los tratamientos químicos en ¼ de
ppb ó ¾ de ppb en una o más circulaciones y el efecto del tratamiento monitorearlo en orden
para hacer los ajustes necesarios.
En un sistema de fluidos de bajos sólidos no dispersos, la clave para mantener un valor de Yield
Point en el rango deseado y para prevenir un sobretratamiento del fluido, es tratarlo con
bentonita y polímeros viscosificantes y para prevenir una acumulación de sólidos perforados es
necesario flocular los sólidos perforados en la línea de flote y utilizar un equipo eliminador de
sólidos eficiente. Para controlar el Yield Point en donde se perforan formaciones altamente
bentoníticas muy rápido, no es adecuado el uso de polímeros extendedores de bentonita, en
este caso se deben usar polímeros floculantes selectivos desde el inicio de la perforación, ya
que si no se hace inmediatamente los sólidos bentoníticos perforados obligarán a abandonar
este fluido de bajos sólidos y es necesario cambiar el sistema a uno de dispersión química
(fluido disperso).
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La habilidad para controlar el Yield Point, la habilidad para reducir los tratamientos, la habilidad
para incrementar la eficiencia de las operaciones de perforación, dependen del control efectivo
de los sólidos.
Geles
Entre las propiedades del lodo, una de las más importantes es la gelatinización, que representa
una medida de las propiedades tixotrópicas de un fluido y denota la fuerza de floculación bajo
condiciones estáticas.
La fuerza de gelatinización, como su nombre lo indica, es una medida del esfuerzo de ruptura o
resistencia de la consistencia del gel formado, después de un período de reposo. La velocidad
de gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. Si esta se forma
lentamente después que el lodo esta en reposo, se dice que la velocidad de gelatinización es
baja y es alta en caso contrario. Un lodo que presenta esta propiedad se denomina tixotrópico.
El conocimiento de esta propiedad es importante para saber si se presentarán dificultades en la
circulación.
El grado de tixotropía se determina midiendo la fuerza de gel al principio de un período de
reposo de 10 segundos, después de agitarlo 10 y 30 minutos después. La resistencia a la
gelatinización debe ser suficientemente baja para:
Permitir que la arena y el recorte sean depositados en el tanque de decantación.
Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación.
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Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de pistón cuando se introduce la
misma en el hueco.
Permitir la separación del gas incorporado al lodo.
Sin embargo, este valor debe ser suficiente para permitir la suspensión de la barita y los sólidos
incorporados en los siguientes casos:
Cuando se este añadiendo barita.
Al estar el lodo estático.
Los geles son la medición de las fuerzas de atracción que tiene el fluido de perforación bajo
condiciones estáticas y por conveniencia, son medidas después de 10 segundos, 10 minutos y
30 minutos de reposo. Estas fuerzas de atracción se diferencian del Yield Point en que ellas son
dependientes del tiempo y se rompen después de que el fluido empieza a fluir. Al mismo tiempo
el rango de geles esta directamente relacionado con el rango de Yield Point, porque las fuerzas
de atracción entre partículas influyen ambas mediciones.
Los Geles son clasificados cualitativamente en varios tipos basados en el rango de 10
segundos y 10 minutos y también basados en la diferencia de estos valores. La figura 4-9 es
una grafica generalizada del tipo de perfiles de geles en el campo.
Geles frágiles. Son extremadamente bajos e idénticos a 10 segundos y a 10 minutos,
como ejemplo 1/1 ó 2/2.
Geles buenos. Son aquellas geles bajos a medios a 10 segundos que produce geles de
media a intermedia a 10 minutos (ejemplo. 2/4, 4/8, 5/10).
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Geles progresivos. Pueden presentar un valor bajo a intermedio a 10 segundos y uno
extremadamente alto a 10 minutos (ejemplo. 2/25, 6/35, 15/50).
Geles planos. Son cercanos ó idénticos a 10 segundos y a 10 minutos a niveles medios
a altos (ejemplo. 14/15, 22/25).
Como con otras propiedades la habilidad para mantener los geles en rangos específicos
depende del control efectivo de los sólidos perforados. Los geles son necesarios para
suspender los sólidos perforados durante conexiones o viajes y también para mantener el
material densificante en suspensión.
Sin embargo, las presiones de succión e inyección creadas cuando se saca y se mete la tubería
del pozo están influenciadas por los geles. Estas presiones actúan directamente sobre las
formaciones de hueco descubierto y pueden ocasionar la succión un cabeceo (o patada) o una
fractura de la formación (o pérdida de circulación) cuando los geles dados son muy altos. Entre
las prácticas comunes para disminuir las presiones de succión o inyección creada por los altos
geles es mover lentamente la tubería cuando se hacen viajes y girar la tubería cuando las
bombas empiezan a romper la circulación después de un viaje.
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Figura 4-9. Generalización típica del perfil de comportamiento de los geles que se presentan en los fluidos de perforación
base agua.
En muchos sistemás base agua sin densificar unos geles a 10 segundos y 10 minutos de 2/4
libras/100pies2 son suficientes para suspender los recortes.
En sistemás densificados un gel de 2 libras/100pies2 a 10 segundos es suficiente para soportar
la barita. En muchos sistemás es mejor tener un gel a 10 segundos de 3 a 5 libras/100pies2 y un
gel de 5 a 10 libras/100pies2 a 10 minutos. En el campo el método de tratamiento para controlar
los geles depende del tipo de fluido.
Los geles en un fluido disperso pueden controlarse con adiciones de dispersantes químicos y
también con las técnicas de eliminación de sólidos. Los fluidos dispersos bastante tratados
pueden presentar Yield Point y geles bajos, pero debido a las altas concentraciones de
bentonita, estas proporcionan una adecuada capacidad de acarreo y suspensión. Debido a la
Progresivas
Buenas
Gela
tinosid
ades (
libra
s/1
00
pie
s2
Planas
10 segundos Tiempo (minutos).
Frágiles
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naturaleza de los fluidos no dispersos, los geles son más altos que en los fluidos dispersos, esto
es aceptable cuando se tienen los sólidos en un valor mínimo. El primer medio para regular los
geles es la floculación de los sólidos en la línea de flote y dar tratamientos mínimos con
viscosificantes.
4.2.4. Control reológico en campo.
Para mantener las propiedades de flujo del fluido en los rangos de especificados y para reducir
el costo por tratamientos, los efectos sobre el programa hidráulico y los costos sobre toda la
perforación, las fluctuaciones en las viscosidades de un fluido de perforación deben
determinarse en forma rápida y continua. Se debe establecer un programa de evaluación para
vigilar los cambios en la viscosidad Marsh y los volúmenes de agua o materiales adicionados
cada 15 minutos, ya que un cambio brusco o un incremento gradual puede notarse
inmediatamente y al observar este incremento se recomienda realizar una evaluación completa
del fluido para ayudar a identificar la causa del cambio, para poder determinar el tratamiento
correctivo adecuado.
La naturaleza del tratamiento para controlar las viscosidades del fluido depende de las causas
del cambio y del tipo de fluido usado. Por ejemplo una contaminación con cemento puede
tratarse químicamente con bicarbonato de sodio en cualquier sistema de fluido de agua dulce y
también cuando se usan fluidos dispersos y no dispersos, pero un cambio en las viscosidades
debido a sólidos puede tratarse adicionando agua para diluir y agregando un lignosulfonato y
soda en fluidos dispersos y la dilución con agua e incrementando la velocidad de floculación en
sistemás no dispersos. En los fluidos base aceite la contaminación con cemento casi no tiene
efecto.
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4.2.5. Viscosidades efectivas de circulación.
En la introducción a las viscosidades del fluido se mencionó que un fluido de perforación puede
presentar diferentes propiedades viscosas en las diferentes secciones del sistema de
circulación.
El rango general de las velocidades de corte en varias secciones del sistema de circulación se
presenta en la tabla. Como se ve, las velocidades de corte de un fluido de perforación estan
sujetas a cambios de velocidad de corte en una circulación en el rango de menos de 5
segundos-1 (en las piscinas hasta 100,000 segundos-1 en la broca).
La viscosidad efectiva de circulación se define como la viscosidad aparente del fluido de
perforación a una velocidad de corte dada bajo condiciones de temperatura y presión.
SEMLION DEL POZO VELOCIDAD DE CORTE
Tanques 0 – 5 segundos-1
En los anulares 10 – 500 segundos-1
Dentro de la tubería de
perforación 100 – 500 segundos-1
Dentro del Drillcollars 700 – 3000 segundos-1
En las boquillas de la broca 10000 – 100000 segundos-1
Tabla 4-3. Rango de velocidades de corte en un sistema de circulación.
La velocidad de corte aplicada a una muestra de fluido de perforación en un viscosímetro de
velocidad variable comúnmente se expresa en términos de las RPM de velocidad de rotación
del rotor. Basada en la geometría de los viscosímetros, las RPM, pueden convertirse
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directamente a velocidad de corte (segundos-1) multiplicando las velocidades por la constante
1.703, ecuación 8.
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑛𝑑𝑜𝑠−1 = 1.703 𝑥 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 (𝑅𝑃𝑀)
Usando la ecuación anterior, la velocidad de 300 rpm del viscosímetro calculada como una
velocidad de corte de 511 segundos-1, el cual está cercano al rango de velocidades dentro de la
tubería de perforación y en el espacio anular. La velocidad de 600 rpm da una velocidad de
corte de1022 segundos-1 que representa la velocidad de corte dentro de drillcollars.
De la discusión anterior vemos que es importante conocer y controlar las propiedades del fluido
de perforación en la broca (para mejorar las velocidades de perforación), en el espacio anular
para (mejorar la limpieza del hueco), y en las piscinas (para una más eficiente eliminación de
sólidos). Las mediciones estándar de viscosidad no se definen claramente, la viscosidad exacta
del fluido a algún rango de velocidad de corte es importante para mejorarlas. La viscosidad a las
velocidades de corte encontrados en la broca pueden determinarse por medio de un
viscosímetro capilar que se utiliza en laboratorios como una herramienta de investigación. Las
viscosidades efectivas y los rangos de velocidad de corte encontrados en el espacio anular
pueden determinarse haciendo un análisis gráfico de datos rutinarios obtenidos de las 6 lecturas
a las 6 velocidades del viscosímetro Fann 35 usado en el campo o similar.
4.3. FILTRACIÓN Ó PERDIDA DE FILTRADO.
El control de la pérdida de fluido es una de las propiedades del lodo más importantes en las
operaciones de perforación o terminación. Básicamente hay dos tipos de filtración: estática y
dinámica. Como es de esperarse, ambos tipos ocurren durante la perforación de un pozo.
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Durante el proceso de filtración estática, el revoque aumenta de espesor con el tiempo y la
velocidad de filtración disminuye por lo que el control de este tipo de filtración consiste en
prevenir la formación de revoques muy gruesos.
Por otro lado, la filtración dinámica se diferencia de la anterior en que el flujo de lodo a medida
que pasa por la pared del pozo tiende a raspar el revoque a la vez que el mismo se va
formando, hasta que el grosor se estabiliza con el tiempo y la velocidad de filtración se vuelve
constante, por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir una pérdida
excesiva de filtrado a la formación.
Los problemas que se pueden presentar durante la perforación a causa de un control de
filtración inadecuado son varios: altos valores de pérdida de filtrado casi siempre resultan en
huecos reducidos lo que origina excesiva fricción y torque, aumentos excesivos de presión
anular debido a la reducción en el diámetro efectivo del hueco como resultado de un revoque
muy grueso, pega diferencial de la tubería debido al aumento en la superficie de contacto entre
esta y la pared del hueco; además puede causar un desplazamiento insuficiente del lodo
durante la perforación primaria y una disminución en la producción potencial del yacimiento al
dañar al mismo.
La pérdida de fluido depende de: la permeabilidad de la formación, el diferencial de presión
existente, y la composición y temperatura del lodo.
Las rocas altamente permeables permiten altas velocidades de pérdida de fluido, y al contrario
las formaciones menos permeables producirán velocidades más bajas de pérdida de fluido. La
pérdida de fluido comienza a disminuir, después de un período de tiempo, aún en las
formaciones altamente permeables.
La pérdida de fluido de alto volumen durante el esfuerzo inicial lleva sólidos a los espacios
porosos interconectados entre los granos de arena. Mientras sigue la pérdida de fluido, más y
más sólidos son llevados y empacados en los espacios porosos de las rocas. Una vez que los
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espacios se hayan ocupado suficientemente con los sólidos del lodo, se comienza a formar un
revoque sobre la superficie del hueco. Experimentos demuestran que la pérdida de filtrado se
puede disminuir si se aumenta la concentración de sólidos en el lodo. El mecanismo en este
caso consiste en aumentar la velocidad de acumulación del revoque, disminuyendo así el
filtrado. Sin embargo, esta forma de control no es adecuado ya que resulta en revoques muy
gruesos y de alta permeabilidad, aunque se observe una reducción en la pérdida de filtrado.
La mejor forma de controlar la filtración es controlando la permeabilidad del revoque. El tamaño,
la forma, y la deformidad de las partículas bajo presión son los factores más importantes a
considerar. Las partículas pequeñas, delgadas y planas son mejores ya que forman un revoque
más compacto. La bentonita es el material cuyas partículas satisfacen adecuadamente estas
especificaciones.
Los factores más importantes que afectan la filtración estática son:
La permeabilidad del revoque.
El área sobre lo cual se desarrolla la filtración.
La presión diferencial de filtración.
El grosor de revoque.
La viscosidad del filtrado.
El tiempo de filtración.
Los contaminantes solubles disminuyen el rendimiento de la bentonita y originan altas
filtraciones. Estos contaminantes forman revoques gruesos que generalmente causan los
siguientes problemas si no son contrarrestados:
Pega de la tubería.
Derrumbes.
Pérdida de circulación.
Dificultad en la corrida e interpretación de los registros.
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Dificultad en la terminación del pozo.
Disminución de la producción del pozo.
El proceso de filtración cuando se circula, es básicamente diferente a la filtración estática por la
diferencia en la forma de deposición del revoque. Durante la filtración estática, el revoque será
una función lineal del volumen de filtrado.
Los sólidos depositados durante la circulación y las características de flujo son factores
determinantes en la composición del revoque. El revoque igualmente esta determinado por la
diferencia entre la velocidad de deposición y la velocidad de erosión, la cual dependerá
principalmente de la velocidad del lodo, el tipo de flujo y las características del revoque en si
mismo.
El control de este tipo de pérdida de filtrado consiste esencialmente de la deposición de un
revoque de baja permeabilidad en la cara de la roca permeable que está expuesta al lodo.
Las propiedades de pérdida de filtrado de un fluido de perforación tienen una influencia directa
sobre la velocidad de perforación y ocasiona problemas en el hueco en áreas de lutitas
hinchables, daños a la formación en zonas sensibles y problemas de pegas diferenciales en
zonas permeables. Todos estos factores tienen un impacto económico elevado y tienen un
efecto alto sobre las propiedades de filtración de un fluido de perforación en el campo.
La filtración en una formación ocurre ya sea que el fluido de perforación este en el pozo en
estado dinámico (cuando se perfora) o en estado estático (cuando se hace un viaje). Las
mediciones de filtración han sido estandarizadas por la API y pueden medirse a diferentes
presiones y temperaturas. Aun no hay una técnica de laboratorio que pueda simular en forma
realista la filtración en un estado dinámico del fluido del pozo.
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La filtración es por definición la pérdida de fluido en estado estático dentro de una formación
permeable a través de un medio filtrante (revoque). Esta filtración estática se rige por la ley de
Darcy de flujo de fluido a través de un medio poroso, modificado para incluir los efectos de
filtración del fluido a través del revoque. Esta ecuación no considera o predice la pérdida inicial
de fluido hacia la formación que tiene lugar antes de formarse el revoque. La pérdida inicial de
fluido se suma a la pérdida de fluido estático que pasa a través del revoque del fluido y se
incluye en el volumen total de filtrado reportado.
La pérdida de fluido dinámica cambia de acuerdo al régimen de flujo (laminar o turbulento) que
se tenga. Bajo condiciones de flujo laminar al atravesar zonas permeables la pérdida de fluido
dinámico puede ser similar a la pérdida de fluido estático pero es ligeramente mayor mientras
se forma el revoque que puede ser lento. Si el régimen de flujo es turbulento, el revoque puede
ser erosionado al mismo tiempo que se forma y no puede predecirse en forma precisa. Esta
situación existe principalmente alrededor de los drillcollars y estabilizadores dependiendo de la
geometría del pozo y de la velocidad de circulación. Predecir la pérdida de fluido dinámico en
flujo laminar o turbulento, es muy complicado por la acción de erosión y compactación del
revoque en las paredes del pozo. La figura 5-1 muestra las diferencias entre la pérdida de fluido
estático y dinámica de un fluido con 6% de bentonita (21 libras/barril) a 75ºF y 100
libras/pulgada2 de presión diferencial.
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Como puede verse las mediciones de filtración estática no definen cuantitativamente la pérdida
de fluido en el pozo, estos solo son medios prácticos de obtener mediciones de pérdida de
filtrado en el campo y pueden usarse como indicadores cualitativos para prevenir y evitar
problemas de perforación en un área dada.
Por medio de un proceso de prueba y error se pueden establecer, los límites máximos de las
propiedades de pérdida de fluido estáticas de un fluido de perforación en áreas donde tenga
pérdidas por filtración API estáticas altas en formaciones de arcilla, lo cual da como resultado
daños a la formación, pegas diferenciales y dificultades en la evaluación de las formaciones.
En general la composición del filtrado debe ser compatible con la mineralogía de la formación,
las características deseadas de pérdida de filtrado en un fluido base agua, son un alto filtrado
inicial y un filtrado menor al terminar. Se desea tener una pérdida de fluido inicial alto para
aumentar la velocidad de perforación y también para colocar un revoque sobre las paredes del
Spurt Loss
Estático
Flujo Laminar (12.5 GPM)
Flujo Turbulento (50 GPM)
1 5 7.5
15 20 30 … 60
30
25
20
15
Pér
did
a d
e Fl
uid
o e
n c
m3
Raíz cuadrada del tiempo en minutos
Figura 4-10. Determinación de la perdida inicial de fluido (Spurt Loss) por extrapolación
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pozo rápida y eficientemente. La pérdida de filtración final debe ser baja para prevenir
inestabilidad, daño a la formación y reducir las posibilidades de pegas diferenciales.
4.3.1. Factores que afectan la perdida de fluido
Solamente se van a exponer los factores físicos y sus efectos.
Temperatura.
El efecto de las temperaturas elevadas sobre el filtrado de un fluido de perforación se
ve en la reducción de la viscosidad del filtrado, lo cual aumenta la pérdida de filtrado
(Ley de Darcy) y disminuye la eficiencia de los aditivos químicos para reducir el filtrado
a temperaturas elevadas.
El incremento de la pérdida de filtrado debido a la disminución de la viscosidad puede
ser un incremento normal. El incremento de la pérdida de fluido debido a los efectos de
la temperatura sobre las interacciones de los sólidos y la acción de los aditivos
químicos sobre los sólidos es más evidente cuando se hace una prueba a baja presión
API y se recomienda reportar la temperatura de la muestra cuando se haga una prueba
de filtración a baja presión API junto con los resultados. La limitación de la temperatura
para varios aditivos químicos es que pierden sus propiedades intrínsecas.
De los fluido de perforación base agua comunes, el fluido de bajos sólidos no disperso y
los fluidos lignito/lignosulfonato dispersos tienen una tolerancia máxima a la
temperatura para controlar el filtrado, manteniendo sus propiedades de flujo a
temperaturas de 350°F a 400ºF y las emulsiones inversas aceite-agua son estables a
temperaturas de fondo hasta 445ºF.
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Tipo y tamaño de partículas.
Para obtener el revoque con baja permeabilidad, es esencial una distribución del
tamaño de partícula desde el tamaño submicrónico a tamaño multimicrónico en ese
orden para tapar aberturas desde el tamaño mayor hasta el más pequeño entre las
partículas depositadas en el medio poroso. Sin embargo, el control de pérdida de
filtrado de un fluido de perforación con una distribución del tamaño de partícula puede
requerir una concentración intolerable de sólidos que pueden disminuir la velocidad de
perforación y las propiedades de flujo.
De los numerosos tipos de partículas presentes en el fluido de perforación, las placas
de bentonita con agua adsorbida y el tamaño no uniforme de distribución forman la
mayor proporción para la suspensión del material de puenteo. Las capas de agua
adsorbida atrapada junto con el revoque del fluido ayudan a reducir la permeabilidad,
para evitar que pasen partículas del mismo tamaño por el filtro. Los Polímeros de
cadena larga ayudan a formar un revoque delgado y resistente por el enrejado que
produce con las partículas de bentonita y también ayuda a la acción de taponamiento
debido a su longitud de cadena característica. El Aceite emulsionado y las partículas de
gilsonita dispersas también proporcionan una mejor distribución del tamaño de partícula
en el revoque reduciendo la permeabilidad. Por otro lado los sólidos perforados de gran
tamaño, incluyendo a los materiales arcillosos de la formación, crean un revoque
disparejo aumentando la permeabilidad del mismo.
Las partículas de tamaño coloidal que se forman por los dispersantes químicos usados,
reducen la pérdida de filtrado API en fluidos dispersos. Sin embargo estas partículas
son 12 veces más dañinas para las velocidades de perforación comparadas con
partículas mayores de 1 micrón de tamaño. Mientras que en los fluidos dispersos la
distribución del tamaño de partícula de la bentonita junto con los polímeros
extendedores proporcionan el filtrado óptimo con la concentración mínima de sólidos
dañinos.
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Presión.
El revoque formado que exhiben los fluidos de perforación presenta un amplio rango de
compresibilidad dependiendo de la naturaleza y tamaño de los sólidos en el fluido y
también el tipo de fluido utilizado. De aquí que la relación de la raíz cuadrada no es
exacta para describir los efectos de la presión sobre la filtración del fluido. El factor que
gobierna la relación presión – filtrado es la compresibilidad del revoque.
Los revoques con alta compresibilidad se compactan a medida como se incrementa la
presión diferencial reduciendo la cantidad de filtrado que pasa por ellos. Los revoques
incompresibles no reducen la permeabilidad con un aumento en la presión diferencial,
la pérdida de fluido aumenta proporcionalmente a la presión diferencial.
Los fluidos con sólidos perforados y barita tienen una menor compresibilidad, por lo que
es necesario determinar el contenido de sólidos de un fluido de perforación en términos
de sólidos perforados de baja densidad, contenido de barita y contenido de arcillas
bentoníticas (arcillas de buena calidad). Mientras se reducen los sólidos perforados, se
debe mantener una concentración adecuada de bentonita según el tipo de fluido para
proporcionar un revoque compresible y tener un adecuado control del filtrado.
Una prueba práctica para observar los efectos de la presión sobre la compresibilidad
del revoque y la pérdida de fluido de un fluido de perforación puede hacerse en el
campo usando el equipo para filtración a alta presión y alta temperatura. El
procedimiento es sencillo simplemente se mide el filtrado de dos muestras de fluido a la
misma temperatura y uno de ellos al doble de presión respecto al otro. Una disminución
o un ligero aumento en la pérdida de filtrado indica un revoque compresible debido al
control apropiado de los sólidos y a una concentración apropiada de bentonita. Si el
filtrado aumenta mucho al aumentar la presión indica la relativa incompresibilidad del
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revoque que puede deberse a un alto contenido de sólidos ó a insuficiente bentonita en
el fluido de perforación.
También pueden hacerse pruebas de filtración en el filtro prensa API a 50 psi y 100 psi
de presión durante 30 minutos que nos puede si es o no compresible el revoque.
Tiempo.
La relación entre pérdida de fluido (filtración) y el tiempo se expresa como sigue:
𝑄 = 𝐶 ∗ 𝑡 + 𝑆𝑝𝑢𝑟𝑡 𝐿𝑜𝑠𝑠 (𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜)
Donde:
Q = Volumen de filtrado, centímetros cúbicos.
t = Tiempo, minutos.
C = Una constante.
La ecuación anterior considera que todos los demás factores son iguales, la pérdida
total de fluido es una función de la pérdida inicial de fluido más la raíz cuadrada del
tiempo (duración) de filtración bajo condiciones estáticas. Para fluidos que tienen una
pérdida de fluido inicial de cero, el volumen de filtración es directamente dependiente de
la raíz cuadrada del tiempo; que es el filtrado es el doble cuando el tiempo se
cuadruplica.
El flujo de filtrado del lodo a través del revoque se describe por la Ley de Darcy, donde
la velocidad de filtración está dado por:
𝑑𝑄
𝑑𝑡 =
𝑘 ∗ 𝐴 ∗ ∆𝑃
𝜇 ∗ 𝐿𝑡
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Donde:
dQ/dt = Velocidad de filtración, ml/segundo.
k = La permeabilidad del revoque, darcies.
A = El área del papel filtro, cm2.
ΔP = La presión diferencial que atraviesa el revoque, psi.
µ = La viscosidad del filtrado del fluido, centipoises.
Lt = El espesor del revoque, centímetros.
El volumen de sólidos depositados como revoque después de perder el volumen, Q, de
filtrado está dada por
𝑉𝑠 = 𝑓𝑠
1 − 𝑓𝑠 ∗ 𝑄
Donde:
fs = Contenido de sólidos del fluido (fracción volumen), % por ciento en volumen.
Vs = Volumen de sólidos en el revoque, mililitros.
Q = Volumen total de filtrado, mililitros.
El volumen de revoque de porosidad, fi, es simple Vs/(1 – Φ). Debido a esto el revoque
de fluido puede expresarse como:
𝐿𝑡 = 𝑉𝑠
1 − ∅ 𝐴 =
𝑄
1 − 𝑓𝑠 1 − ∅ 𝐴
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Substituyendo esta expresión por Lt queda:
𝑑𝑄
𝑑𝑡 =
𝑘 ∗ 𝐴2 ∗ ∆𝑃 ∗ 1 − 𝑓𝑠 ∗ 1 − ∅
𝜇 ∗ 𝑓𝑠 ∗ 𝑄
Asumiendo que la permeabilidad y porosidad del revoque permanece constante con el
tiempo, la integración de esta ecuación queda:
𝑄2
2 = 𝑘 ∗ ∆𝑃 ∗ 1 − ∅ ∗
1 − 𝑓𝑠
𝑓𝑠∗ 𝐴2 ∗ 𝑡
𝜇
Resolviendo para el volumen de filtrado Q, después del tiempo, t, dando:
𝑄 = 𝐴 𝑘 ∗ ∆𝑃 ∗ 1 − ∅ ∗ 1 − 𝑓𝑠
𝑓𝑠∗𝑡
𝜇
La filtro prensa API estándar tiene un área de 45 cm2 y es operado a una presión de
100 psi. El volumen colectado en 30 minutos de duración se reporta como la pérdida de
agua. Se debe hacer notar que el volumen de filtrado es proporcional a la raíz cuadrada
del periodo de tiempo usado. Esto es que, el filtrado colectado después de 7.5 minutos
puede ser la mitad del filtrado colectado después de 30 minutos. Es una práctica común
reportar el volumen de filtrado a los 7.5 minutos cuando la pérdida de agua por filtración
a 30 minutos excede la capacidad del recipiente receptor (probeta). Sin embargo, (el
Spurt Loss) la pérdida inicial de fluido, Qs, se observa antes de que la porosidad y
permeabilidad se estabilicen. Si se observa una pérdida inicial de fluido alta, se debe
utilizar la siguiente ecuación para extrapolar la pérdida de fluido a 7.5 minutos para la
pérdida de fluido API estándar.
𝑄30 = 2 ∗ 𝑄7.5 − 𝑄𝑠 + 𝑄𝑠
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El mejor método para determinar la pérdida inicial de fluido (Spurt Loss) es graficar Q
contra 𝑡. y extrapolar al tiempo cero.
4.3.2. Control de filtrado en pozo.
Como se mencionó anteriormente en este capítulo los valores de filtrado de un fluido de
perforación son muy subjetivos y no realistas. Debe recordarse que el filtrado juega un doble
papel: si es muy bajo disminuye la velocidad de perforación y si es muy alto hace inestables las
paredes del pozo, si son sensibles al agua. Cualquier material que se adiciona a un fluido de
perforación para controlar la filtración afecta las propiedades de flujo y otras características del
fluido en diferente grado. Es esencial que haya bases suficientes y específicas para tener el
filtrado en valores muy bajos además de una razón válida si ya se tiene experiencia anterior en
la misma área de perforación.
Las propiedades más adecuadas para el filtrado son que tenga un “Spurt Loss” (pérdida inicial
de fluido) elevado y una filtración final baja. Correlacionando lo anterior en la prueba de filtración
API a baja temperatura, “el filtrado final bajo” medido a los 30 minutos, raramente es menor de
10 ml y no hay razón válida para bajar el filtrado más de lo establecido. Para obtener un fluido
con alto “Spurt Loss” se requiere que el fluido sea no disperso con un mínimo contenido de
sólidos perforados.
Correlacionando con el filtrado APAT, se ha visto que con una composición química del filtrado
la prueba APAT da 20 ml de filtrado (corregida) en 30 minutos @ 300 ºF y 500 psi y es
suficiente generalmente para prevenir muchos problemas. En áreas diferentes de perforación
pueden cambiar los límites teniendo experiencias anteriores.
Se tiene experiencia que con lechadas de 21 lb/bbl de bentonita el filtrado máximo que se
puede obtener es de 13.5 ml @ 30 minutos. La gran mayoría de bentonitas dan filtrados entre 8
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y 10 ml y algunas bentonitas peptizadas dan valores menores. Para controlar el filtrado, la
bentonita es enmascarada parcialmente por la presencia de contaminantes en el fluido pero
principalmente debido a la presencia de los sólidos perforados que afectan el revoque. También
debe tenerse en cuenta que las otras propiedades, son cruciales, un control efectivo del filtrado
depende bastante de una eliminación adecuada de los sólidos perforados y de las propiedades
del fluido.
El producto más estable a la temperatura para controlar la filtración es la bentonita, además de
que presentan una adecuada distribución del tamaño de partícula y una forma de partícula que
hace más compacto y compresible al revoque. La presencia de contaminantes afectan la
compactación del revoque de la bentonita y la pérdida de filtrado de una lechada de bentonita.
Si se prehidrata la bentonita ayuda a controlar el filtrado en fluidos de alta salinidad
proporcionando una distribución apropiada de revoque.
Los dispersantes que controlan el filtrado neutralizan las cargas de los bordes de las partículas
de bentonita, lo que hace que se tenga una compactación de las partículas de bentonita en el
revoque. También rompe las partículas de bentonita en partículas más pequeñas que reducen
la permeabilidad del revoque. Es por esto que el Spurt Loss puede reducirse a cero, afectando
en forma adversa la velocidad de perforación. Algunos dispersantes son parcialmente solubles y
contribuyan a controlar el filtrado proporcionando un efecto de taponamiento. Además estos
dispersantes simultáneamente bajan las propiedades viscosas del fluido de perforación y puede
ser necesario agregar más viscosificante para balancear este efecto. La concentración de
dispersante utilizado como tratamiento depende del total de sólidos que contiene el fluido como
son los sólidos perforados y las partículas submicrónicas, si se tienen concentraciones altas, se
necesitara tratamientos grandes.
Aceite emulsionado y agentes no solubles como asfaltos y gilsonita no son los aditivos primarios
para controlar el filtrado pero ayudan un poco reduciendo el filtrado proporcionando partículas
que bajan la permeabilidad del revoque.
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Las especificaciones para el control de filtrado dependen de las características de la formación
en un área específica y pueden determinarse realmente. Los materiales que pueden
adicionarse para controlar el filtrado y sus concentraciones dependen del tipo de fluido utilizado,
el efecto de los aditivos sobre otras propiedades del fluido y la concentración de los sólidos
perforados en el fluido.
Se recomienda hacer pruebas APAT rutinariamente en áreas donde se tengan problemas
comunes en el fondo del pozo para tomar una mejor decisión al resolver el problema.
4.4. Contenido de Sólidos
En un fluido de perforación existen sólidos deseables como la arcilla y la barita, y sólidos
indeseables como recortes y arena, los cuales hay que eliminar del sistema.
Para controlar en un mínimo los sólidos perforados se utilizan varios métodos, ya que es de
suma importancia mantener el porcentaje de sólidos en los fluidos de perforación en los rangos
correspondientes al peso del lodo en cuestión.
Uno de los mayores problemas que presentan los fluidos de perforación es precisamente los
sólidos, cuando estos no son controlados. La acumulación de sólidos de perforación en el
sistema causa la mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Un programa adecuado
de control de sólidos ayuda enormemente a mantener un fluido de perforación en óptimas
condiciones, de manera que sea posible obtener velocidades de perforación adecuadas con un
mínimo de deterioro para las bombas y demás equipos encargados de circular el lodo.
Algunos efectos de un aumento de los sólidos de perforación son:
Incremento del peso del lodo.
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Alteraciones de las propiedades reológicas, aumento en el filtrado y formación de un
revoque deficiente.
Posibles problemas de pega diferencial.
Reducción de la vida útil de la broca y un aumento en el desgaste de la bomba de lodo.
Mayor pérdida de presión debido a la fricción.
Aumento de la presiones de pistoneo.
Aunque es imposible remover todos los sólidos perforados, con el equipo y las prácticas
adecuadas, es posible controlar el tipo y la cantidad de los mismos en un nivel que permita una
perforación eficiente.
Los sólidos de perforación se pueden controlar utilizando los siguientes métodos:
1. Dilución.
2. Asentamiento.
3. Equipos mecánicos de control de sólidos.
La Dilución consiste en añadir agua al lodo, para reducir los sólidos en el volumen
considerado. Este método es el más costoso. La adición de agua dependerá de:
Las especificaciones de peso del fluido de perforación.
El tamaño del hueco perforado.
El tipo de formación perforada.
La velocidad de perforación.
La eficiencia del equipo de control de sólidos.
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El Asentamiento, consiste en pasar el lodo por un tanque o fosa de asentamiento en donde los
sólidos se puedan decantar. La eliminación por asentamiento se aplica esencialmente a los
lodos de baja viscosidad y peso, y necesita un área relativamente grande para darle tiempo a
las partículas a asentarse.
El tercer método de control de sólidos es a través de Equipos Mecánicos. Para esto se utiliza:
las zarandas, desarenador, limpiadores de lodo y centrífugas. Las zarandas o rumbas
constituyen el medio primario para controlar los sólidos y consiste en hacer pasar el fluido por
una malla que filtra solamente las partículas que tengan un diámetro menor que los orificios de
la malla. Los desarenadores ofrecen un medio mecánico muy eficaz para remover los sólidos
nativos y la arena del fluido de perforación y los limpiadores de lodo están diseñados para
descartar todas las partículas mayores de 15 micrones.
Todas las propiedades del fluido de perforación como son: la densidad, las viscosidades y la
filtración dependen directamente del tipo y cantidad de sólidos en suspensión. Ciertos tipos de
sólidos, en concentraciones apropiadas son esenciales en la formulación y mantenimiento de
las propiedades en los rangos deseados para cumplir los objetivos de perforación. Esto es que
los sólidos adicionados al fluido de perforación en la superficie deben hacerse en cantidades
controlados. Otros sólidos como los generados por la broca y que se retienen en el fluido son
indeseables y dañan las propiedades principales del fluido y requiere tratamientos frecuentes en
todo el sistema de circulación.
La naturaleza de los sólidos perforados que se retienen en suspensión puede variar desde
partículas bentoníticas hasta granos de arena inertes. Estas partículas se hidratan y se
dispersan en el fluido si los sólidos son eliminados en la primera circulación por medios
mecánicos o químicos estos se hacen más pequeños hasta tamaño coloidal y no pueden
separarse ya del fluido.
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Las propiedades viscosas, la actividad iónica y la naturaleza de los aditivos químicos en los
fluidos de perforación juegan un papel tan importante como el equipo eliminador de sólidos para
controlar el contenido de sólidos perforados en el sistema de circulación. Altas viscosidades
impiden que el equipo eliminador de sólidos y los tratamientos químicos sean efectivos.
La actividad iónica, cuando se formula y mantiene adecuadamente, puede retardar la
hidratación de los reactivos sólidos y las técnicas superficiales de eliminación de sólidos son
más efectivas. Algunos polímeros envuelven las partículas de sólidos y evita su desintegración
y pueden ser eliminados más fácilmente. Por otra parte los aditivos como dispersantes facilitan
la retención de los sólidos reactivos dispersándolos y haciéndolos más finos no siendo posible
ya eliminarlos por medios mecánicos o por asentamiento o centrifugación.
Debido a los efectos dañinos sobre la filtración, la viscosidad y la densidad del fluido de
perforación los sólidos perforados retenidos en el fluido reducen drásticamente la velocidad de
perforación, incrementando la posibilidad de una pega diferencial y otros problemas del pozo, e
incrementan todos los costos de perforación.
El equipo eliminador de sólidos en la mayoría de los equipos de perforación consiste de dos
frentes de tres zarandas: un primer frente de tres zarandas normales y un segundo frente de
tres zarandas de alto impacto, un desarenador de 2 ó 4 conos, un limpialodos (desarcillador)
con mallas finas, un desgasificador, así como dos centrifugas de alta y baja velocidad para
eliminar partículas submicrónicas y para recuperar barita respectivamente.
Los más comunes y más dañinos contaminantes de los fluidos de perforación son los sólidos
perforados generados por la broca. Existen pruebas de campo para determinar el contenido de
sólidos totales y la clasificación de esos sólidos en varios tipos. Para analizar el tamaño de
partícula de los sólidos se requiere de un equipo sofisticado y solo se utilizan en el laboratorio.
Sin embargo, si se hace una evaluación cuidadosa y apropiada, el resultado de las pruebas en
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el campo del contenido de sólidos es suficiente para determinar la causa de los problemas en el
fluido y las etapas necesarias para corregir la situación.
4.4.1. Medición de sólidos en campo.
La determinación del contenido de sólidos en el campo se puede hacer por el contenido de
arena y el contenido de partículas de bentonita. Estos datos pueden evaluarse en conjunto con
el peso del fluido y el análisis del filtrado (para sales disueltas) para calcular las cantidades
respectivas de partículas de bentonita, barita, y los sólidos perforados de baja densidad
presentes en el fluido.
Contenido de arena.
Es una medición del % volumen de partículas que se retienen en una malla 200. Esta
determinación se hace a una muestra de fluido tomada de la línea de flote y solo indica que
cantidad de partículas de arena se están circulando hasta la superficie.
Para medir la efectividad de la eliminación de los sólidos del fluido también debe hacerse una
determinación del tanque de succión que debe ser nula, si no es así los sólidos serán
recirculados y más difíciles de eliminar al hacerse de tamaño coloidal.
Si las partículas de tamaño de arena son recicladas en el tanque de succión, el primer paso que
debe tomarse es verificar si no están rotas las mallas de las zarandas. Se debe verificar si los
valores de Yield Point y los Geles son altos, y si es asi, se deben reducir para facilitar el
asentamiento y prevenir la canalización en las piscinas de asentamiento.
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Análisis de la retorta.
La retorta se usa para determinar el % volumen de aceite, agua y el total de sólidos que
componen al fluido de perforación el cual incluirá sólidos insolubles y sólidos solubles en agua,
y se tienen que hacer correcciones de acuerdo con la salinidad del fluido.
La exactitud del análisis de retorta es esencial para evaluar las cantidades respectivas de los
diferentes tipos de sólidos en el fluido. Otra aplicación de campo del análisis de retorta es
determinar la efectividad del equipo eliminador de sólidos para detectar los sólidos que
contaminan antes de que alcancen concentraciones críticas.
Prueba de azul de metileno.
Esta prueba determina los sólidos bentoníticos activos en el fluido de perforación y se basa en
la capacidad de intercambio catiónico de esas partículas sólidas. En esta prueba, el material
orgánico presente en el fluido es inicialmente oxidado y entonces se mide la cantidad de azul de
metileno agregado con agitación vigorosa; los sólidos bentoníticos absorben el colorante hasta
el punto que ya no pueden absorber más y se detecta colorante libre en la muestra, que es el
punto final, el cual esta determinado por el volumen final gastado de colorante.
Conociendo la capacidad de absorción de las partículas de bentonita y el volumen de muestra,
se calcula la concentración de partículas de bentonita en términos de concentración en libras
por barril de bentonita en el fluido.
Los resultados de la prueba se utilizan de dos formas.
Primero es para una medición del contenido equivalente de bentonita en el fluido que
puede ser el indicador para diagnosticar el problema de las propiedades del fluido.
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Segundo se usa en conjunto con los datos de retorta, peso del fluido y análisis del
filtrado para evaluar las cantidades respectivas de cada tipo de sólidos en el fluido de
perforación.
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5. PROBLEMÁS COMUNES DE PERFORACION RELACIONADOS CON
EL FLUIDO
Durante las operaciones de perforación se pueden presentar diversos problemas que pueden
estar relacionados con el fluido de perforación.
5.1. Pérdida de circulación.
La pérdida de circulación consiste en la pérdida de lodo hacia las formaciones
expuestas en el hueco.
La perdida de circulación nos dice que existe un flujo de lodo hacia la formación lo cual
indica que hay menos lodo regresando a la línea de flote que el fluido que se bombeó o
en ocasiones que no hay retorno de fluido. La reducción del flujo de fluido en el espacio
anular por arriba de la zona de pérdida de lodo puede causar muchos problemas. Los
recortes se pueden acumular en la zona debido a la baja velocidad y caer al fondo
cuando se detiene el bombeo. La menor velocidad en el espacio anular disminuye la
capacidad de acarreo del lodo y como consecuencia existe una acumulación de
recortes que puede ocasionar un aprisionamiento de la tubería o pérdida del pozo.
Además la pérdida del lodo en el espacio anular trae consigo una reducción de la
presión hidrostática en el pozo.
En secciones de formaciones de lutitas, esta reducción del soporte de la pared puede
inducir a que las arcillas flojas se desmoronen haciendo que la herramienta quede
aprisionada o, en algunos casos graves, el resultado es la pérdida del pozo. El pozo
fluirá si la presión hidrostática se hace inferior a la presión de la formación, cuando esta
es permeable. Esto presenta una situación sumamente peligrosa de pérdida de
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circulación en un pozo con surgencia. Si el fluido de la formación invade el lodo se
convierte en un reventón subterráneo.
La pérdida de circulación puede ser costosa. El costo de materiales para corregir la
pérdida de circulación y del reemplazo del lodo puede resultar pequeño cuando se
compara con el costo del equipo de perforación mientras se recupera la circulación y se
remedian los posibles efectos colaterales.
Para que se pierda lodo hacia la formación se necesitan dos factores:
1. Los orificios de la formación deben ser tres veces más grandes que la mayor de las
partículas existentes en el lodo.
2. La presión debida al lodo debe ser superior a la presión de la formación.
Las formaciones que típicamente se caracterizan por tener orificios lo suficientemente
grandes como para permitir una pérdida de circulación son:
Formaciones no consolidadas o sumamente permeables.
Fracturas naturales.
Zonas cavernosas o con cavidades.
Fracturas inducidas.
Las formaciones no consolidadas, varían en su permeabilidad. Fallas, grietas y fisuras
se producen en cualquier formación como resultado de las tensiones de la tierra. Las
formaciones cavernosas están asociadas con calizas y formaciones volcánicas.
Parecería que la mayoría de los casos de pérdida de circulación ocurre si queda
expuesta una formación con grandes orificios. Si este fuera el caso, la pérdida de
circulación se produciría siempre a medida que se perfora, en otras palabras en el
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fondo del pozo. En la práctica, las zonas de pérdida han estado ubicadas usualmente
en la vecindad del último asiento de revestimiento.
El movimiento de la sarta dentro del pozo eleva la presión en el fondo. Cuanto más
rápido es el movimiento, mayor es la sobrepresión. Por esto cuanto más profundo está
la broca, más lentos deben ser los movimientos de tubería al sacar o meter la misma en
el hueco. Estas sobrepresiones son también aumentadas considerablemente por las
propiedades deficientes del lodo: altas resistencias de gel y altas viscosidades.
Al perforar las formaciones superficiales, la densidad del lodo puede aumentar debido a
la perforación muy rápida. La perforación de la parte superior del pozo implica grandes
tamaños del espacio anular y bajas velocidades de lodo. Un aumento en la presión
hidrostática debido a esa sobrecarga, combinado con el bajo gradiente de fractura típico
de las profundidades someras, puede causar pérdida de circulación. Una velocidad de
perforación controlada, mayor viscosidad y el mayor gasto para sustentar la producción
aumentada de recortes, evitará la sobrecarga del espacio anular y ayudará a impedir
muchas pérdidas en la parte superior del pozo.
Otra zona potencial de pérdida es el caso de arenas depresionadas. Las formaciones
productivas en el mismo yacimiento o en las cercanías pueden causar una presión
subnormal debido a la extracción de los fluidos de formación.
El tratamiento previo del sistema de lodo en su totalidad con material de pérdida de
circulación debe realizarse solamente cuando se conoce con seguridad que es efectivo
en una zona particular anticipada. El pre-tratamiento no solo es costoso, sino que
también puede inducir a una fractura por su adicción al sistema. El material de pérdida
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de circulación añadido aumenta el contenido de sólidos en el lodo, y por consiguiente,
aumenta la viscosidad del mismo.
Lo más recomendable cuando se utilizan materiales de pérdida de circulación es usar
varios de ellos a la vez para que surtan mayor efecto. Es también recomendable usar
brocas sin chorros y circular a baja presión sin pasar el lodo por las zarandas.
Una vez que se ha logrado detener la pérdida, lo mejor es pasar de nuevo el lodo por la
zaranda, para eliminar el material de pérdida ya que este altera las propiedades del
lodo, disminuye la efectividad de las válvulas de asentamiento de la bomba y pueden
tapar los chorros de la broca, si se efectúa la circulación con ellos.
5.1.1. Prevención de pérdidas de circulación.
Reducir presiones mecánicas.
Mantener la densidad mínima del lodo.
Mantener la viscosidad y los geles a niveles mínimos.
Mantener lentos los movimientos de la tubería.
Romper geles gradualmente durante la bajada de la tubería.
Tomar medidas correctivas contra el embolamiento de la broca y
desprendimiento de lutitas.
Seleccionar punto de revestimiento adecuado.
Aún cuando se tomen medidas preventivas, no hay ninguna garantía de que no se
producirá pérdida de circulación. Una vez que se presenta la pérdida, se deben
tomar rápidamente medidas correctivas, para minimizar los efectos colaterales.
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El procedimiento recomendado a seguir en caso de observar perdida de circulación
es el siguiente.
5.1.2. Perdida de circulación durante la perforación.
Pérdida parcial de circulación.
En caso de observarse perdida de circulación parcial durante las labores de
perforación se recomienda el bombeo de baches de CaCO3 (fino y medio) en
concentraciones de 20 libras/barril. De igual forma si las condiciones de perforación
lo permiten se recomienda la disminución de la velocidad de bombeo a fin de
disminuir las presiones en el espacio anular.
De igual forma en zonas conocidas donde se espera observar perdida de
circulación se recomienda el bombeo de baches de CaCO3 (fino y medio) cada 3
conexiones.
Pérdida total de circulación.
Durante las labores de perforación puede presentarse de imprevisto pérdida
total de circulación para la cual se recomienda:
1. Detener el bombeo de lodo hacia el fondo.
2. Sacar tubería hasta la zapata (intentar recuperar circulación).
3. Ubicar la zona de perdida.
4. Preparar 100 barriles de bache con material de pérdida de circulación (60
libras/barril) combinando materiales de granulometría gruesa, media y fina
(evitar en todo momento el uso de mica en la zona productora).
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5. Bombear el bache hasta la punta de la broca.
6. Bajar tubería 10 pies por debajo del punto de perdida determinado.
7. Desplazar bache de material de perdida.
8. Sacar tubería 100 pies por encima de la zona de perdida y/o hasta la zapata.
Dejar bache sin movimiento (sin circular) por 1 hora.
9. Bajar tubería y comprobar efecto del bache. En caso de ser necesario repetir
procedimiento.
10. De observar zona de perdida obturada tratar el sistema con 4 libras/barril de
CaCO3 y continuar labores normales de perforación.
Durante un viaje.
Mantener en todo momento el pozo lleno a fin de evitar un reventón.
Ubicar la zona de perdida.
Repetir el procedimiento del caso anterior.
En todo momento el hueco debe mantenerse lleno de fluido.
5.2. Problemas con lutitas e inestabilidad del hueco.
Las lutitas desmoronables son uno de los problemas más comunes asociados a la
inestabilidad del hueco. No existen soluciones simples para este problema, pero una
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combinación de una buena práctica de perforación y un buen programa de lodo
ayudarán a minimizar su ocurrencia.
Los problemas relacionados con inestabilidad del hueco en secciones lutíticas son:
Limpieza del hueco ineficiente.
Pega de tubería y operaciones de pesca.
Incremento en el costo del tratamiento al lodo.
Malas cementaciones.
Problemas de derrumbes.
Dificultades para correr registros.
Ensanchamiento del hueco.
Necesidad de tuberías de revestimiento intermedios.
Pérdida de tiempo en la perforación por la necesidad de repasar el hueco.
Los principales factores mecánicos en los problemas con lutitas son:
1. Erosión debido a altas velocidades anulares.
Aplicación de técnicas inadecuadas de perforación como: presión de surgencia, acción
de suabeo, entre otras.
2. Invasión de filtrado hacia la formación y reacción desfavorable del fluido de
perforación con las formaciones inestables.
La inestabilidad de las lutitas puede ser el resultado de las siguientes fuerzas solas o
combinadas:
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Presión de sobrecarga.
Presión de poros.
Fuerzas tectónicas.
Absorción de agua.
Los desprendimientos de lutitas tienen lugar cuando secciones no perforadas de
formaciones de lutitas entran en el pozo. Cuando se presenta este problema, se
observa un aumento de recortes en el tamiz de la zaranda. A menudo un cambio en el
tamaño y forma de los recortes acompaña el cambio de volumen. La presión de bomba
tiende a aumentar a medida que el espacio anular es sobrecargado por el aumento de
volumen de los recortes. Este aumento en la presión de bomba es generalmente lento,
si bien en algunos casos puede ser en forma acelerada.
La torsión y el arrastre aumentan a medida que el espacio anular se sobrecarga con los
desmoronamientos provenientes de la zona dificultosa. Esto puede conducir al
aprisionamiento de la sarta.
Cuando se hace un viaje, el arrastre se hace anormalmente acentuado. Esto es
particularmente cierto cuando pasan los portabrocas a través de secciones del pozo de
diámetro estrecho. También al regresar al fondo se encuentra un llenado excesivo,
como resultado de que los desmoronamientos se añaden a la cantidad de recortes que
se sedimentan hacia el fondo durante el viaje.
Los problemas que aparecen como resultado de la entrada al pozo de secciones no
perforadas de lutitas pueden describirse clasificando el problema según los siguientes
tres tipos de lutitas.
a) Portadoras de gas.
b) Bentoníticas.
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c) Frágiles y fracturadas.
a) Portadoras de Gas: La lutita que contiene pequeñas arenas lenticulares o lutita
arenosa que esta cargada con gas a alta presión, es probable que se desprenda a
menos que la presión hidrostática de la columna fluida sea suficiente por lo menos
para balancear la presión de la formación. Si se perfora por debajo de la presión de
equilibrio, la falta de tensión sobre el lado adyacente a la pared del pozo hace que
la lutita se desprenda o sea arrojada dentro del pozo debido a las diferencias de
presión.
Los primeros síntomas de este problema serán usualmente el aumento de arrastre y
de torsión. El estrechamiento del pozo se debe probablemente a la obturación en
ciertas zonas de diámetro en buen calibre. El lodo se contaminará usualmente con
gas sin que haya cambios apreciables en las propiedades del lodo, el que puede
adquirir un aspecto esponjoso
El tratamiento primario consiste en aumentar la densidad del lodo en grado
suficiente para exceder la presión existente dentro de la formación. Las resistencias
del gel y la viscosidad se deben mantener en valores bajos, para que el gas
atrapado se pueda remover mecánicamente y salga fácilmente del lodo. La baja
viscosidad y resistencia de gel ayudará también a evitar la succión de la lutita hacia
el pozo cuando se extrae la tubería. Una ayuda secundaria puede obtenerse al
agitar el lodo en los tanques con las pistolas de fondo para ayudar a que escape el
gas contenido en el lodo.
b) La lutita bentonítica contiene arcillas coloidales que se parecen a una
montmorillonita de buena calidad en su capacidad de hidratación. Como
consecuencia, la perforación de este tipo de lutita se caracteriza por un aumento de
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la viscosidad y frecuentemente por una reducción en la pérdida de filtrado. La
hidratación de la lutita bentonítica hace que se hinche y se incorpore en el lodo.
En algunos casos, puede minimizarse la hidratación de estas formaciones mediante
la reducción de la pérdida de filtrado del lodo, con lo que disminuye la cantidad de
agua disponible para la hidratación de las lutitas. Sin embargo, el uso de un sistema
inhibidor usualmente tiene más éxito en el control de esos sólidos hidratables.
La inhibición puede lograrse mediante la adición de una sal soluble que provea un
catión capaz de intercambiarse con el ión de ligadura de la arcilla. El mismo efecto
puede conseguirse empleando un polímero, que tienda a encapsular las lutitas
bentoníticas y a reducir la cantidad de agua disponible para la hidratación de la
arcilla. Adiciones de sal para controlar la inhibición osmótica del agua se utilizan
también frecuentemente de modo que la acción osmótica deshidrata las lutitas en
vez de hidratarlas.
El empleo de emulsión inversa o lodo invertido es también muy efectivo en el control
de estas lutitas.
Formaciones de lutitas que han sido elevadas a un ángulo mayor que el normal
pueden tender a ingresar al pozo por flujo plástico cuando son penetradas por la
broca, reduciendo las tensiones cerca del pozo. A medida que el fluido penetra en
esas lutitas e iguala las presiones, pueden tender a deslizarse en el interior del pozo
debido a fuerzas de sobrecarga.
c) Para el tratamiento de los problemas de lutitas frágiles y fracturadas, es importante
reducir al mínimo la pérdida de filtrado del lodo, con el fin de evitar humedecer esas
lutitas. La adición de materiales asfálticos también contribuye al control, pues esos
materiales se intercalan dentro de los estratos, reduciendo la pérdida de filtrado,
dando un efecto taponante a nivel de los mismos. Un aumento de la densidad del
lodo también ayuda a mantener esas lutitas en su lugar, cuando se puede tolerar un
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incremento de densidad sin peligro de pérdida de circulación. Es aconsejable
mantener bajas viscosidades para evitar el desprendimiento por succión de estas
lutitas dentro del pozo. Cuando no se puede aumentar la densidad sin ocasionar
pérdida de circulación, puede aumentarse la viscosidad para ayudar a contener la
lutita y limpiar mejor el hueco, pero las resistencias de gel deben ser de valores
bajos para impedir la succión de esas lutitas.
El problema de los desprendimientos de lutitas no tiene una solución única o definida.
Cada situación debe evaluarse independientemente de las demás. Sin embargo, si se
conoce el tipo de lutita involucrada en el problema, el tratamiento puede prescribirse
con mayor precisión.
Dado que muchos problemas de lutitas se originan en causas mecánicas, estas se
deben investigar ante todo, y si se diagnostica una causa mecánica debe procederse a
corregirla. Buenas prácticas de perforación, como las que se citan a continuación nos
ayudan en el problema de lutitas.
Mantener un buen control de la densidad del lodo.
Mantener las propiedades reológicas adecuadas en el fluido utilizado.
Controlar la pérdida de filtrado.
Mantener unas velocidades anulares no muy elevadas para no erosionar las
paredes del hueco.
Mantener el hueco lo más vertical posible.
No sacar ni meter la sarta de perforación muy rápidamente.
Preparar buenos programas de tuberías de revestimiento.
5.3. Brotes o Surgencias.
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Un reventón es quizás el desastre más costoso que se pueda sufrir en operaciones de
perforación y terminación.
En general se acepta el concepto de que el dominio de las presiones de las
formaciones se divide en dos etapas: control primario y control secundario.
El primario es la función de la columna de fluido que llena el pozo. Si se trata de un
pozo productivo, la columna hidrostática es lo que contrarresta las presiones. Ese
control primario es el más importante en el dominio de las presiones. Si se mantiene en
el pozo una columna de fluido con las debidas propiedades de densidad, viscosidad y
fuerza de gel, nunca se presentará un amago de reventón.
Pero tan compleja es la corteza terrestre en donde se busca petróleo que en muchas
ocasiones, las condiciones variables hacen a veces imposible la predicción de los
requisitos de la columna de fluido. Además, en una grieta o cavidad puede perderse
una gran cantidad de fluido. Por esta y otras causas nos vemos privados del control
primario, precisamente cuando se necesita con urgencia. De allí la necesidad del
control secundario, que consiste de los equipos para impedir reventones.
El éxito al tratar de suprimir un brote depende de los materiales y el equipo, pero
únicamente cuando se tiene un buen conocimiento de la situación y se piensa
acertadamente.
Las siguientes condiciones se deben analizar para escoger el equipo preventor más
adecuado y las prácticas que se deben observar en cada pozo.
a. Ajustar el gasto de la bomba a fin de mantener una presión constante durante el
proceso de control.
b. Aumentar la densidad del lodo al valor determinado por los valores de la presión
de cierre en la tubería y la presión de cierre en el espacio anular.
c. Monitorear en todo momento el volumen de los tanques y las unidades de gas
en el lodo.
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5.4. Pega de tubería durante la perforación.
La necesidad de obtener una mayor producción de crudo ha conllevado al desarrollo de
la perforación horizontal, a fin de desarrollar económicamente la producción de pozos,
logrando incrementar la longitud perforada en la zona de producción.
Este método de perforación, sin embargo, origina cambios en la orientación de los
esfuerzos en relación a las estratificaciones, lo que contribuye a la inestabilidad de la
formación por lo que se necesitan de densidades mayores que la normal, siendo esto
un factor crítico debido a la exposición de largas secciones de la misma. Esta
inestabilidad es mayor cuando se perfora a pronunciados ángulos incidiendo en la
limpieza del hueco. Como es sabido, la perforación vertical produce recortes en una
menor velocidad que la perforación horizontal, lo cual ofrece una mayor capacidad de
acarreo, al tener una menor concentración de partículas finas. Esto, aunado a las
elevadas fuerzas laterales de la tubería y a la presión diferencial sobre las arenas,
aumenta las posibilidades de un aprisionamiento durante la perforación del intervalo
desviado.
La limpieza de la sección horizontal, es por tanto, menor que en las secciones verticales
debido a la influencia de la fuerza gravitacional que tiende a formar lechos de recortes,
lo mismo que la disminución del flujo en la parte inferior de la tubería. El espacio anular
resultante debido a la excentricidad de la sarta en el hueco da como resultado un gasto
mayor en la parte superior de la tubería y menor en la parte inferior de la misma, lo cual
crea un perfil de velocidad irregular. Además la rotación de la sarta ayuda a fragmentar
y suspender los recortes del lecho formado, lo cual conlleva a la necesidad de altas
velocidades anulares para minimizar la formación de lechos de recortes.
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Debido a la necesidad de utilizar un gasto bajo para el logro del ángulo requerido y para
mantener el mismo, el único factor para garantizar la limpieza del hueco se basa en las
propiedades reológicas del fluido de perforación.
Ya que los recortes perforados en la sección desviada no son transportados a la
superficie antes de llegar a la parte vertical, es de suma importancia evitar la formación
de lechos de los mismos. Debido a que este objetivo no podrá ser logrado por medio de
la hidráulica, el mismo debe ser llevado a cabo removiendo los sólidos depositados en
la parte inferior de la sarta mediante flujo turbulento, ya que de esta forma se logra una
mayor fluencia en la parte inferior de la tubería, removiendo los recortes depositados.
Este objetivo puede lograrse mediante el bombeo de baches de baja reología seguido
por el bombeo de baches de alta reología, transportando de esta forma los sólidos
removidos por la primera. De igual forma el repaso de la sección perforada en forma
inversa, manteniendo el gasto o incrementándolo si las condiciones lo permiten,
ayudaría a este propósito. De esta forma, combinando el flujo turbulento y laminar, con
la rotación y reciprocación de la tubería se lograría minimizar la formación de depósitos
de recortes en la parte inferior de la sarta.
Por otra parte la fricción entre el fluido de perforación y la sarta sobre la formación
puede originar problemas de derrumbes y/o caída de recortes no perforados lo cual
puede aumentar los arrastres al formarse lechos de recortes.
Una forma de reducir la incidencia de este problema es mediante el bombeo de baches
de lubricante a fin de disminuir el coeficiente de fricción.
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6. QUÍMICA DE ARCILLAS.
6.1. Estructura química de las arcillas comunes.
Los fluidos base agua contienen dos tipos de sólidos: las arcillas y los materiales densificantes.
Los efectos de los materiales densificantes como la barita, son bien conocidos debido a la
composición tan sencilla y a que es inerte. Los efectos de las arcillas son muy complicados y
menos entendibles debido a la complejidad de la estructura química de las numerosas arcillas
minerales.
Las arcillas se encuentran en las operaciones de perforación en dos formas: la mayoría de las
veces las arcillas son agregadas en la superficie, la bentonita se agrega a fluidos de agua dulce
para obtener una viscosidad y controlar el filtrado. La otra corriente de arcillas, que son dañinas
para las operaciones de perforación se obtiene al perforar lutitas arcillosas problemáticas. Estas
arcillas son de menor calidad que la bentonita y contribuyen con viscosidades excesivas, pegas
de tuberías, y otras inestabilidades en el pozo como son derrumbes e hidratación.
Las arcillas son minerales residuales que se formaron como resultado de los cambios
(geológicos ó meteorológicos) de las rocas de lutitas, como son, temperatura, condiciones
climatológicas y la presencia de minerales reactivos, todos combinados para determinar la
arcilla de un mineral específico formado por el proceso de condiciones geológicas.
El nombre de la arcilla se usa como término de una roca también de grano fino, como término
de una roca, es difícil definir debido a la variedad tan amplia de minerales que son llamados
arcillas. En general el término arcilla implica un material natural, en forma de tierra, de tamaño
de partícula fina que desarrolla plasticidad cuando se mezcla con una cantidad dada de agua.
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Los análisis químicos de arcillas muestran que se componen esencialmente de sílice aluminio y
agua, frecuentemente con cantidades considerables de fierro y álcalis tierras alcalinas.
Las arcillas se definen como de grano fino, terrosas, son rocas sedimentarias que tienen
distintos laminados, ó carácter de capas. Las composiciones de las lutitas y las arcillas son casi
los mismos. Las lutitas se componen en parte de partículas de arcillas minerales pero no
siempre son tan duras como las arcillas.
En nuestra explicación de arcillas el principal interés está sobre las arcillas que agregamos al
fluido en la superficie, exhibiendo las propiedades importantes aplicables a los fluidos de
perforación y a las arcillas que son perforadas y pueden dañar la estabilidad del pozo.
Para mantener las funciones de las arcillas sobre las operaciones de perforación es necesario
discutir algunas bases de química de las arcillas que ofrecen un mejor entendimiento de las
reacciones químicas de las arcillas encontradas en los fluidos de perforación que contienen
varias arcillas.
Muchas arcillas minerales son estructuras en forma de capas que se componen de dos hojas
básicamente en forma de bloque. La primera unidad estructural básica es el tetraedro silicón
oxígeno. En este arreglo tetraédrico, que es una pirámide un átomo de silicón está en el centro
y los oxígenos están localizados simétricamente en las cuatro esquinas de un tetraedro regular.
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Figura 6-1. Las unidades tetraédricas se unen para formar un arreglo hexagonal.
La segunda unidad básica consiste de dos arreglos de oxígenos cerrados o hidroxilos en los
que los átomos de aluminio, fierro y magnesio están en una coordinación octaédrica y como
quedan equidistantes de los seis oxígenos o hidroxilos. La siguiente figura muestra la unidad
octaédrica y la estructura combinada octaédrica.
Unidad estructural
Estructura Tetraédrica
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Figura 6-2. Las unidades octaédricas se unen para formar un arreglo octagonal
Debido a la simetría y dimensiones de las estructuras octaédricas y tetraédricas, el enlace de
los átomos de oxígeno queda entre las dos estructuras. El enlace de los átomos de oxigeno se
efectúa entre una estructura de sílice y una de aluminio, como en el caso de las capas
minerales, como la caolinita, la figura 6-3 es una ilustración de un mineral de arcilla de dos
capas.
En los minerales arcillosos de tres capas, como la montmorillonitas, una estructura octaédrica
de aluminio o magnesio enlazan átomos de oxigeno con dos estructuras de silicato, con una
estructura de silicato a la estructura octaédrica como se muestra en la figura 6-4.
Unidad octaédrica
Arreglo octaédrico
Aluminio ó Magnesio
Oxígeno ó Ión hidroxílo
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Figura 6-3. Estructura de un mineral arcilloso típico de dos capas.
Figura 6-4. Estructura típica de minerales de tres capas.
CARGA 6 O → - 12 4 Si → + 16 4 O 2 OH → - 10 4 Al → + 12 6 OH → - 6 ____________ - 28 + 28
Hidroxilo
Oxígeno
Aluminio
Silicio
CARGA 6 O → - 12 4 Si → + 16 4 O 2 OH → - 10 4 Al → + 12 2 OH → - 10 4 O 4 Si + 16 6 O → - 12 ____________ - 44 + 44
Hidroxilo
Oxígeno
Aluminio
Silicio
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La combinación de una estructura octaédrica con una o dos estructuras tetraédricas esta
referida como una capa unitaria. Las arcillas minerales se componen de estas capas unitarias
que son colocadas en paralelo una junto a la otra y pueden referirse a ellos como paquetes de
arcilla o libros.
La bentonita está compuesta de la arcilla mineral montmorillonita. Esta arcilla en su estado puro
montmorillonita de sodio, proporciona la viscosidad y características de pérdida de fluido que
son necesarias en los fluidos base agua. Este aspecto importante de la bentonita es debida a su
habilidad para hidratarse (hincharse) aumentando muchas veces su volumen en agua dulce.
En la estructura tetraédrica, el silicio es algunas veces remplazado parcialmente por el aluminio.
En la estructura octaédrica, puede remplazarse el aluminio por magnesio, fierro, zinc, litio,
potasio u otros átomos. El tamaño relativamente pequeño de estos átomos permiten tomar el
lugar del silicio y de los átomos de aluminio. En muchos minerales, un átomo de carga positiva
baja lo reemplaza uno de mayor carga, dando como resultado una deficiencia de carga positiva
o en otras palabras, un exceso de carga negativa. Este exceso de carga negativa es
compensado por la absorción de cationes sobre la capa superficial las cuales son tan grandes
que compensan el interior del enrejado. En presencia de agua, los cationes compensadores que
están sobre la capa superficial pueden ser cambiados fácilmente por otros cationes cuando
están en solución. Estos iones en solución son llamados iones intercambiables. En el
apilamiento el bloque de capas unitarias que constituyen una partícula de montmorillonita, los
cationes intercambiables se localizan a cada lado de la capa unitaria en el apilamiento. Debido
a esto los cationes intercambiables se localizan sobre las superficies externas de la partícula y
entre las capas unitarias. La prueba del azul de metileno (MBT) es una medida de la cantidad
de estos cationes intercambiables y se usa para determinar la actividad de la arcilla mineral.
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Cuando la montmorillonita, o para este propósito la bentonita, se pone en contacto con agua, el
agua penetra las capas unitarias y se adsorbe sobre las superficies superior e inferior de las
unidades que forman la estructura. Este tipo de adsorción de agua se refiere al hinchamiento
interno de las capas o adsorción planar de agua, y es controlado en gran parte por el tipo de
cationes disponibles. Es esta adsorción planar de agua la que contribuye a dar peso y formar
cavernas de lutitas que contienen arcillas hidratables. Otro efecto de la adsorción planar de
agua es que separa las capas de arcilla exponiendo más área superficial, con lo cual pueden
adsorber más agua formando una lechada viscosa.
Un segundo mecanismo de retención de agua se debe a la llamada agua rompedora de enlace.
Esta agua se adsorbe en las esquinas y orillas de las unidades de arcilla hasta satisfacer las
cargas de iones insaturados en estas posiciones cuando una partícula de arcilla se rompe o se
parte como resultado de las fuerzas de corte. Esto se debe a que el corte y añejamiento de la
bentonita se hidrate mejor y da como resultado una mayor viscosidad.
Un tercer mecanismo o de hidratación es la hidratación de la superficie de la capa tetraédrica de
sílice. Cuando suficiente agua penetra entre las estructuras cristalinas, los cationes de cambio
de base se separan de la superficie de sílice. El grado de separación es característico del catión
alto para el sodio y bajo para el calcio. La carga se debe a que los cationes separados ejercen
una fuerza repulsiva entre cada una de las superficies de silicato de las estructuras adyacentes.
Como la fuerza de repulsión se ejerce, puede entrar más agua entre las estructuras.
Los mecanismos de hidratación simplificados dan como resultado la hidratación de la bentonita
que produce viscosidad y controla la pérdida de filtrado en fluidos de agua dulce.
La habilidad de algunas arcillas para hidratarse es de mucha importancia en el entendimiento
de las arcillas y sus interacciones con varios electrolitos. La habilidad de la bentonita para
hidratarse en agua dulce, hace que esta arcilla sea muy utilizada en la preparación de fluidos de
perforación con propiedades adecuadas.
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La bentonita y otras arcillas hidratables son muy susceptibles a soluciones de electrolitos que
contribuyen a flocular y dispersar a las arcillas, haciendo más pesadas y desmoronables a las
lutitas.
Cuando las partículas de bentonita se ponen en contacto con agua dulce, las partículas se
expanden y adsorben agua entre las capas y alrededor de las placas. Las placas se separan
(como hojas de un libro) formando una gran cantidad de área superficial, que produce una
lechada viscosa.
La adición de NaCl u otro ión monovalente en una suspensión de arcilla hidratada aumenta las
cargas iónicas circundantes debido al incremento de iones Na+ y Cl– [monovalente se refiere a
los átomos cargados o grupo de átomos que tienen solamente una carga atómica asociada].
Esta carga puede ser positiva (catión) o negativa (anión). El aumento de iones sodio tiende a
disminuir la polaridad negativa de las placas de arcilla, por neutralización de las cargas
negativas. Da como resultado una disminución de las fuerzas de repulsión entre las placas de
arcilla, combinadas con las cargas de atracción de los costados debida a los cationes en las
placas rotas, y la carga repulsiva elevada al aumentar los aniones cloruro, ocasiona que la
arcilla se flocule o agrupe en forma de grumos. El resultado de este efecto de floculación es un
incremento en la viscosidad y la pérdida de fluido.
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7. Contaminantes de los lodos base agua.
La composición y tratamiento de los fluidos de perforación a base agua depende de los
materiales que se encuentren o agreguen intencionalmente durante las operaciones de
perforación. Casi todo material podrá ser considerado contaminante en uno u otro caso.
En términos generales, un contaminante es cualquier sustancia que pueda causar propiedades
indeseables al lodo. En este sentido, todos los componentes del lodo base agua pueden ser
contaminantes en algunos casos. Estos materiales, aunque en si pueden ser contaminantes por
definición, no serán parte de esta discusión, ya que los de interés primordial serán aquellos que
requieran tratamiento químico. Los tratamientos son posibles en algunos casos pero imposibles
en otros. La regla de mayor importancia es de todas maneras, que el tratamiento y su efecto en
el lodo deben ser compatibles.
Algunos contaminantes pueden ser esperados de antemano y hacer el tratamiento previo
adecuado. Este tratamiento es de gran ayuda al no ser en exceso y al no crear efectos
adversos en las propiedades del lodo. Otros contaminantes son inesperados tal como aquellos
que resultan de pequeñas infiltraciones o acumulaciones de contaminantes. Eventualmente, el
contaminante mostrará su efecto al crear un cambio en las propiedades del lodo. Este cambio
generalmente rápido, ocurre casi siempre cuando el lodo se encuentra más vulnerable como es
el caso de la deficiencia progresiva de defloculante. Es de suma importancia mantener
información completa sobre las propiedades del lodo para así ver el comienzo de alguna
contaminación y evitar la degradación de un buen sistema.
Antes de pasar a discutir las diferentes clases de contaminación, vale la pena repasar algunos
principios fundamentales de química básica de fluidos base agua.
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La química, en cuanto a lo que nos concierne, trata con la presencia e interacción de
compuestos e iones solubles en los lodos a base agua. El agua es el ingrediente principal de
estos fluidos ya que disuelve, suspende y rodea a todos los componentes del sistema.
Si se sabe como un compuesto químico reacciona con el agua, se tiene entonces una buena
indicación de cómo va a reaccionar dentro del lodo. Debido al gran número de complejos
orgánicos y arcillas en un fluido de perforación, no es sorprendente que las predicciones de
reacción de un material químico, basadas en su comportamiento con el agua, esten a veces
algo erradas. Debido a esto se debe utilizar en igual grado de importancia el sentido común y
los conocimientos del comportamiento químico para el buen mantenimiento del fluido de
perforación.
Los equivalentes por millón (epm), es la concentración de un ión en ppm dividida por el peso
equivalente del ión. Epm se usa con facilidad para obtener la cantidad necesaria para tratar
algún contaminante, ya que se necesita un epm de químico para reaccionar con un epm de
contaminante. Así las libras/barril de químico necesario para contrarrestar los epm de
contaminante se pueden determinar por:
𝐿𝑖𝑏𝑟𝑎𝑠
𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑞𝑢í𝑚𝑖𝑐𝑜 = 0,00035 ∗ 𝑒𝑝𝑚 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑎𝑚𝑖𝑛𝑎𝑛𝑡𝑒 ∗ 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑞𝑢í𝑚𝑖𝑐𝑜
Por ejemplo si un filtrado tiene 600 ppm de Ca++ y tiene que ser tratado con carbonato de sodio
(Na2CO3)
𝑒𝑝𝑚 𝑑𝑒 𝐶𝑎++ = 600
20 = 30
Peso equivalente Del Na2CO3 = 106/2 = 53
Entonces:
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𝐿𝑖𝑏𝑟𝑎𝑠
𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙𝑑𝑒 𝑁𝑎2𝐶𝑂3 = 0,00035 ∗ 30 ∗ 53 = 0,5565
A fin de evitar un tratamiento excesivo de carbonato de sodio, debe mantenerse una cantidad
detectable de calcio mínimo en el filtrado.
Entre los contaminantes más comunes de un lodo base agua tenemos:
7.1. Contaminación con cloruro de sodio.
El cloruro de sodio o sal común se encuentra en varias partes como domos salinos, camas de
sal en roca o en formaciones de evaporita en intercalaciones o domos, flujos de agua salada y
el agua para preparar el fluido.
La contaminación de un fluido causa un incremento en la viscosidad aparente, yield point, geles,
filtrado API y el pH puede disminuir. El contenido de ión cloruro del filtrado se incrementará, y el
Pf disminuye.
La sal como contaminante no puede extraerse del fluido por medios químicos. El efecto dañino
de la sal en los lodos no es tanto la reacción química de los iones, sino el efecto electrolítico, el
cual cambia la distribución de la carga eléctrica en la superficie de las arcillas y promueve la
floculación de lodos levemente tratados. Esta floculación ocasiona aumentos en las
propiedades reológicas y la pérdida de filtrado.
A medida que se encuentren mayores cantidades de sal, los iones Na+ y Cl-, tienden a
agruparse en la superficie de las arcillas y por medio de reacción de masa tienden a deshidratar
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los sólidos reactivos del lodo. El encogimiento de las arcillas debido a la deshidratación puede
entonces ocasionar un aumento de la viscosidad con un aumento de la pérdida de filtrado.
Como la sal en un lodo no se puede precipitar por medios químicos, su concentración sólo se
puede reducir por medio de dilución con agua dulce.
Un flujo de agua salada puede ser detectado por el incremento en el volumen de lodo en los
tanques de superficie, incremento en el contenido de ión cloruro, incremento en las emboladas
por minuto de las bombas de lodo y disminución en la presión de bomba. Si la densidad del lodo
es mayor que la densidad del agua salada la densidad del lodo disminuirá.
Cuando se detecta un flujo de agua salada se debe subir la densidad del lodo para contener el
flujo si se puede. El tratamiento incluirá dispersantes para reducir las propiedades reológicas,
soda cáustica para aumentar el pH y un reductor de filtrado, además de dilución con agua
dulce.
Cuando se perfora una formación evaporita, el lodo comienza rápidamente a saturarse, y esto
da como resultado una sección lavada en el hueco. Si un lodo salado fuese preparado antes de
perforar la formación evaporita, este lavado sería menor.
Fuentes de cloruro de sodio pueden ser:
7.1.1. Flujo de agua salada
Un flujo de agua salada se puede detectar por un incremento del volumen de los tanques, un
incremento del contenido de ión cloruro, incremento en las emboladas por minuto de la bomba
del lodo, y un incremento en la presión de bombeo. Si la densidad del fluido es mayor que la
densidad del agua salada, la densidad del fluido también puede disminuir.
Cuando se encuentra un flujo de agua salada se debe aumentar la densidad del fluido para
parar la entrada de agua salada y contrarrestar la floculación causada por la sal. El tratamiento
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puede incluir adelgazantes para reducir la viscosidad aparente, los geles y el punto de
cedencia, soda cáustica para ajustar el pH y otros productos como CMC, ó grandes cantidades
de adelgazantes orgánicos para reducir el filtrado y si el contenido de sólidos del fluido también
es alto, será necesario hacer una dilución con agua.
7.1.2. Formaciones de evaporita.
Las formaciones de evaporita se encuentran en muchas áreas que producen aceite y gas. Estas
formaciones se formaron por la evaporación de mares y las sales están embebidas en las
formaciones o de aluvión terreas arrastrada por las aguas. Un ejemplo de evaporita son las
camas rojas del oeste de Texas.
Cuando se perfora una formación de evaporita el agua del fluido disuelve rápidamente la sal de
la formación hasta saturarse o cerca de la saturación y da como resultado que las formaciones
del pozo sean lavadas y se ensanche el pozo. Si se prepara un lodo salado antes de perforar el
efecto de lavado será menor.
Cuando se perfora una formación de evaporita es necesario agregar agentes de control de
filtración si se desea controlar el filtrado y adelgazantes con soda cáustica para reducir el punto
de cedencia y los geles. También puede agregarse un agente viscosificante como atapulgita
que resiste la contaminación con sal.
7.1.3. Sal en el agua para preparar los fluidos.
Antes de usar el agua para preparar o diluir un fluido se debe analizar para determinar que
sales están disueltas en el agua.
Si se agrega agua salada a un fluido que es de agua dulce, el resultado será el mismo si se
tuviera un flujo de agua salada y se debe tratar igual para mejorar sus características excepto
que no se debe ajustar el peso o densidad.
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7.1.4. Formaciones con rocas de sal.
Cuando se penetra una formación de sal, normalmente la velocidad de perforación se
incrementa debido a que la sal es más suave que las rocas que la rodean. El tratamiento para
este tipo de contaminación depende de cuanta sal será perforada. Si la operación de
perforación está suspendida por encontrar rocas de sal, solamente será necesario tratar el
espesamiento del fluido causado por la sal. Si las operaciones de perforación continúan puede
ser necesario convertir el fluido a un fluido saturado con sal. Si se continúa perforando dentro
de la sección de sal sin convertir primero a lodo saturado, el continuo espesamiento del fluido al
ser tratado con agua ocasionará la formación de cavernas (al disolverse la sal).
7.2. Contaminación con calcio.
El ión calcio es un contaminante principal de los lodos a base agua. Este puede introducirse en
el lodo por medio del agua, formaciones de yeso o anhidrita o al perforar cemento.
La contaminación con calcio cambia drásticamente la naturaleza de los sistemas de agua dulce
con base arcilla. El ión calcio tiende a reemplazar los iones de sodio por medio de un cambio de
base lo cual resulta en la floculación y no dispersión de las partículas de arcilla. La capa de
agua entre las partículas de arcilla es reducida resultando en un grado menor de hidratación e
hinchamiento. El efecto de la contaminación de calcio en los lodos base agua es un incremento
de las propiedades reológicas, aumento de la pérdida de filtrado, así como un aumento del
contenido de iones calcio e incremento del pH (cemento) o Disminución del pH (yeso). La
severidad de la contaminación de calcio o magnesio dependerá de la cantidad del ión
contaminante, el contenido de sólidos y la cantidad de productos dispersantes presentes en el
lodo.
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En la mayoría de las operaciones de perforación ocurre contaminación con cemento una o más
veces cuando se cementa la tubería de revestimiento y se perforan los tapones de cemento. El
grado de contaminación y la severidad con que afectará las propiedades del lodo dependen de
muchos factores, como contenido de sólidos, tipos y concentración de dispersantes y cantidad
de cemento incorporado.
El cemento contiene compuestos de silicato tricálcico, silicato de calcio y aluminato tricálcico,
todos los cuales reaccionan con agua para formar grandes cantidades de hidróxido de calcio.
Es la cal que produce el cemento al reaccionar con el agua la que causa la mayor dificultad en
la contaminación con cemento.
La contaminación con cemento causará: aumento de la reología, pH y filtrado. La alcalinidad, Pf,
y el contenido de calcio en el filtrado también aumentará, y el revoque será grueso y esponjoso.
Cuando el cemento está ya seco, solo el 10% queda libre para la contaminación, mientras que
si este está suave, más o menos el 50% del mismo se dispersa con capacidad de reacción.
Cuando se trata una contaminación con cemento, es necesario hacer dos cosas: (1) reducir el
pH y (2) tratar el efecto del calcio y removerlo o tratar el efecto hasta donde sea posible. Un
procedimiento común es tratar de mantener las condiciones de defloculación o dispersión de las
arcillas adicionando al fluido bicarbonato de sodio para eliminar el ión calcio, el cual al mismo
tiempo baja el pH, y adicionar un adelgazante orgánico o dispersante.
La reacción es la siguiente:
𝑁𝑎𝐻𝐶𝑂3 + 𝐶𝑎(𝑂𝐻)2 → 𝐶𝑎𝐶𝑂3 + 𝐻2𝑂 + 𝑁𝑎𝑂𝐻 Escriba aquí la ecuación.
Para extraer químicamente 100 mg/lt de calcio proveniente de la cal, se requiere
aproximadamente 0.0735 libras/barril de bicarbonato de sodio. Se debe considerar también el
contenido de sólidos de baja gravedad, ya que un alto contenido de sólidos arcillosos es causa
primordial de la floculación del sistema al ser contaminado por cemento.
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La contaminación con cemento de un fluido ocurre durante las operaciones de cementación, o
debido a un trabajo defectuoso de cementación. El cemento puede considerarse como hidróxido
de calcio. El cemento húmedo o cemento verde tiene un efecto contaminante mayor que el
cemento fraguado o cemento duro.
Si la contaminación con cemento es ligera, se usa solamente el bicarbonato de sodio para
precipitar el calcio. Puede agregarse un adelgazante orgánico con una pequeña cantidad de
soda o sin soda a un fluido que está aglutinado para reducir efectivamente este espesamiento.
Las fuentes de ion calcio disponible para la contaminación pueden ser:
7.2.1. Sulfato de calcio.
El sulfato de calcio se encuentra en la naturaleza como yeso (CaSO4 2H2O) o anhidrita
(CaSO4). Este material puede encontrarse como capas delgadas, en intercalaciones, en el agua
empleada para preparar el fluido, embebida en sedimentos como en las formaciones de
evaporita, y algunas veces como una capa rocosa de un domo salino.
El sulfato de calcio puede causar agregación (placas de bentonita cara a cara ≡≡≡≡) y
floculación (borde a cara –l–l–l–l) en un fluido base agua dulce y da como resultado un
espesamiento del fluido. El sulfato de calcio puede causar un incremento en la viscosidad
aparente, punto de cedencia, geles y el filtrado. La parte soluble del sulfato de calcio puede
incrementar la dureza y el contenido de sulfatos en el filtrado. Si se está usando un fluido
cálcico, la contaminación con sulfato de calcio puede afectar muy poco o no causar ningún
efecto en las propiedades del fluido.
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Si se desea mantener el fluido como base agua dulce después de la contaminación con sulfato
de calcio, será necesario tratar los iones que causan agregación y floculación. Esto puede
hacerse por adición de carbonato de sodio (soda ash).
El calcio es precipitado como carbonato de calcio insoluble (cal de piedra, limestone). Una regla
general es agregar 0.02 libras/barril de soda ash por cada epm de dureza. Después de agregar
la soda ash es necesario agregar un adelgazante o dispersante para reducir la viscosidad y
geles. Una dificultad que se encuentra si se agregan grandes cantidades de soda ash es que el
sulfato de sodio soluble tiende a aumentar y causa (geles ash) que son una alta gelatinosidad
progresiva.
Otro método de tratamiento para la contaminación con sulfato de calcio es tratar el
espesamiento y el incremento de filtración haciendo un agregado-defloculado. Esto se hace
agregando un dispersante CLS o adelgazante ajustando el pH con NaOH y usando después un
reductor de filtrado a base de CMC, o grandes cantidades de CLS dispersantes. Si se mantiene
un pH también alto con NaOH, puede presentarse la gelatinosidad ash debido a la solubilización
del sulfato de calcio por la soda cáustica.
Un método común para perforar una formación de yeso o anhidrita es dar un pretratamiento al
fluido con dispersantes y soda. Usando un ferrocromolignosulfonato, el cual es un adelgazante
efectivo en presencia de calcio, la contaminación del fluido con sulfato de calcio se reduce o
elimina.
El yeso y la anhidrita son compuestos de sulfato de calcio que se encuentran en algunas
perforaciones. El yeso es sulfato de calcio hidratado mientras que la anhidrita es sulfato de
calcio sin agua. El sulfato de calcio causará agregación y floculación en un lodo base agua, al
mismo tiempo causará un incremento de las propiedades reológicas, filtrado y disminución del
pH. El sulfato de calcio parcialmente soluble, incrementará la dureza y el contenido de sulfato
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en el filtrado. Si se utiliza un lodo en base calcio, la contaminación con sulfato de calcio será
pequeña o no afectará las propiedades del lodo.
La contaminación del sulfato de calcio es similar a la de cemento debido a que ambas producen
ión calcio que tiende a causar floculación y se diferencia del cemento en que no aumenta el pH
ya que suple un radical de sulfato y no hidróxilo. El radical sulfato ayuda a la floculación aunque
en grado mucho menor a los iones de calcio. A medida que la concentración de sulfato de calcio
aumenta y la solubilidad del calcio se aproxima al límite, aproximadamente 600 ppm de Ca++,
ocurre un cambio de base que directamente afecta la bentonita en el lodo y las propiedades
tanto de filtración como de reología tienden a aumentar y a ser difíciles de controlar.
Cuando aparezca el problema de contaminación con sulfato de calcio, hay varias maneras de
combatirlo. El fluido puede mantenerse como lodo de bajo calcio, precipitando el calcio en
solución, o se puede hacer la conversión a un lodo a base de yeso. Para pequeñas cantidades
de contaminación de sulfato de calcio, la extracción química puede fácilmente efectuarse con
carbonato de sodio (soda ash). Aproximadamente 0.093 libras/barril de soda ash son suficientes
para precipitar 100 ppm de ión de calcio.
La reacción que ocurre es más o menos la siguiente:
𝑁𝑎2𝐶𝑂3 + 𝐶𝑎𝑆𝑂4 → 𝐶𝑎𝐶𝑂3 + 𝑁𝑎2𝑆𝑂4
Debido a que el sulfato de sodio producido en esta reacción puede resultar en un aumento de la
reología, es aconsejable utilizar un dispersante para reducir la viscosidad y los geles.
7.3. Contaminación con sólidos.
Los sólidos perforados son los peores contaminantes del lodo y uno de los mayores problemas
para el ingeniero de lodos. Por consiguiente, deben ser removidos del sistema de circulación lo
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más pronto y con la mayor eficiencia posible, antes que se fragmenten y dispersen durante la
circulación haciéndose más difícil su remoción y, por ende, el control de las propiedades del
lodo.
La contaminación con sólidos se reconoce por la alta: densidad, viscosidad plástica, pérdida de
filtrado, presión de bombeo y la baja velocidad de perforación.
Para evitar este problema se debe optimizar los equipos de control de sólidos y mantener una
dilución adecuada.
7.4. Contaminación por altas temperaturas.
En los lodos a base agua, cuando se incrementa la temperatura, aumenta la velocidad de las
reacciones químicas entre los muchos componentes de estos fluidos.
En lodos contaminados con sal, cemento y cal, el aumento en la temperatura produce serios
daños en sus propiedades, resultando difícil mantenerlos en óptimas condiciones.
La degradación térmica ocurre por distintos mecanismos como la hidrólisis (reacción de una sal
para formar un ácido y una base) o la reacción entre dos o más componentes del lodo. La
velocidad de degradación depende de la temperatura, ya que todos los aditivos químicos
tienden a sufrir degradación entre 250 a 400 ºF, y por otra parte a elevadas temperaturas un
pequeño incremento en la misma resulta en una rápida degradación del material. Muchos de los
aditivos y dispersantes para controlar la pérdida de filtrado fracasan o llegan a ser inefectivos a
medida que la temperatura aumenta.
Para prevenir la degradación térmica se recomienda:
Evaluar los aditivos a la máxima temperatura de fondo registrada.
Utilizar un mantenimiento adecuado al lodo.
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Mantener un pH sobre 10 y eliminar el uso de aditivos poco resistentes a altas
temperaturas.
Mantener el porcentaje de agua óptimo en el lodo.
Utilizar productos resistentes a temperaturas elevadas.
Efectuar pruebas pilotos (añejamiento) en el campo para optimizar el uso de aditivos
químicos.
7.5. Contaminación con gas.
La contaminación con gas ocasiona la disminución de la densidad del lodo, aumento del
volumen de los tanques activos, y disminución de la eficiencia volumétrica de las bombas.
Para tratar el lodo es necesario circularlo a través del desgasificador, mantener baja la
gelatinización para ayudar a la desgasificación del lodo y mantener el peso del lodo en el
tanque de succión.
7.6. Contaminación con carbonatos y bicarbonatos.
En algunos casos, cantidades considerables de carbonatos y bicarbonatos solubles pueden
contaminar un lodo. Estos iones pueden afectar adversamente las propiedades del fluido de la
misma manera que la sal del sulfato de sodio. El carbonato puede originarse de un tratamiento
excesivo contra el calcio o cemento, de la formación en sí, o de la reacción entre el dióxido de
carbono y la soda cáustica.
Las propiedades reológicas son afectadas de dos maneras cuando la alcalinidad del lodo
proviene de CO3= ó HCO3
-. Primero el carbonato y el bicarbonato en presencia de arcillas,
causan un incremento en los geles y el punto cedente. Cuando existe una contaminación fuerte
de carbonatos y bicarbonatos se crea una situación donde el Pf, pH y la fase sólida parecen ser
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apropiados. Sin embargo la viscosidad y la pérdida de filtrado no responden a tratamientos
químicos.
Estas contaminaciones causan más o menos los mismos problemas que el caso de las
contaminaciones por calcio y se tratan agregando calcio en solución para precipitarlo como
CaCO3. Como regla común si Mf llega a más de 5, es una buena indicación de que hay
suficientes carbonatos y bicarbonatos para crear problemas en el control del lodo. Los
tratamientos para la contaminación de bicarbonato y carbonato deben ser precedidos de un
análisis a fondo de las alcalinidades del filtrado, pH y la concentración de calcio.
La exactitud en la titulación y las reacciones de los tratamientos es de hecho menor en lodos
con alto contenido de dispersantes orgánicos, debido a la interferencia que presentan los ácidos
orgánicos. Por esta razón, se deben efectuar pruebas piloto completas y detalladas para
determinar la mejor manera de resolver el problema. Al añadirle cal al lodo, se presenta el
peligro de que a alta temperatura y con lodos de alta densidad, se formen sales cálcicas o
ácidos húmicos, que disminuyan la capacidad de controlar la pérdida de filtrado a alta
temperatura y presión.
Si el coeficiente ppm HCO3-/ppm Ca++ < 3, deberá agregarse soda cáustica para aumentar el pH
a 9.4 aproximadamente. Esto convertirá el bicarbonato de calcio a carbonato de calcio y
carbonato de sodio. En este caso, se debe agregar yeso o cal, además de cromolignosulfonato
o lignito, para la defloculación.
Si el pH es menor de 9.4 y el coeficiente ppm HCO3-/ppm Ca++ > 3, no será necesario agregar
soda cáustica. Se agrega cal para precipitar el HCO3-, además de agregar lignito y
cromolignosulfonato para estabilizar las propiedades reológicas y de filtración.
Si el pH es mayor de 9.4, prácticamente todo el bicarbonato ha sido convertido a carbonato y
sólo requerirá tratamiento con cal o yeso. Los cromolignosulfonatos deben usarse para el
control reológico según sea necesario.
La presencia de los iones OH-, CO3= y HCO3
- o la combinación de estos, puede verificarse
relacionando los valores de la alcalinidad Pf y Mf de la siguiente forma:
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CONCENTRACION, ppm
CRITERIOS OH-
CO3-2
HCO3-
Pf = 0 0 0 1220 Mf
2Pf < Mf 0 1200 Pf 1220 (Mf – 2Pf)
2Pf = Mf 0 1200 Pf 0
2Pf > Mf 340 (2Pf – Mf) 1200 (Mf – Pf) 0
Pf = Mf 340 Mf 0 0
Tabla 9-0-1. Determinación de la presencia de iones.
7.7. Otros iones divalentes.
El cloruro de magnesio, cloruro de calcio y sulfato de magnesio usualmente se encuentran en
varias concentraciones en el agua de la formación y agua de mar. La contaminación del fluido
con agua de la formación puede resultar no solamente con sal sino también como dureza. Estos
productos también se encuentran en formaciones de evaporita, la contaminación con el ión
magnesio da el mismo resultado que la contaminación con calcio y pueden ser tratados por los
mismos métodos. Además el magnesio es precipitado de la solución como hidróxido de
magnesio a un pH arriba de 10.
132
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Contaminantes más comunes y sus efectos en los fluidos base agua.
Contaminante Anhidrita ó
Yeso Cemento ó Cal
Bacterias ó
Bicarbonato Cloruro de Sodio Cloruro de Calcio Acido Sulfhídrico
Sólidos
Perforados Aceite
Bióxido de
Carbono
Origen Anhidrita de la
Formación
De las
operaciones.
Formaciones o
bacterias
Sal o Flujos de
agua salada,
Flujos de
salmueras
Sal o Flujos de
agua salada,
Flujos de
salmueras
De la Formación
o por bacterias. De la formación De la formación
De la Formación
o por bacterias.
Formula Química CaSO4 Ca(OH)2 NaHCO3 NaCl CaCl2 H2S CO2
Iones que generan Ca++ y SO4 Ca++ y 2OH Na+ y HCO3 Na+ y Cl– Ca++ y 2Cl– HS– y H2 CO3= y HCO3
–
Propiedades que afectan
Viscosidad Plástica (cps) Aumenta Aumenta
Punto de cedencia Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta
Gelatinosidades (lb/100pies2) Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta
pH (Adim) Baja Aumenta Baja Baja Baja
Filtrado API (ml) Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Aumenta Baja Aumenta
Dureza Total (ppm Ca++) Aumenta Aumenta Baja Aumenta
Salinidad (ppm Cl-) Aumenta Aumenta
Pm (ml) Baja Aumenta Baja Baja Baja
Pf (ml) Baja Aumenta Baja Baja Baja
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Mf (ml) Aumenta Aumenta
Densidad (gr/ml) Puede aumentar Baja
Contenido de Sólidos (%v) Aumenta Baja
Contenido de Aceite (%v) Aumenta
Contenido de Agua (%v) Baja
Capacidad de Intercambio
Catiónico (kg/m3 de arcilla de
buena calidad)
Aumenta
Tratamiento
Contaminación Excesiva Cambiar a
fluido de Yeso
Cambiar a
fluido de Cal
Cromolignito y
cal Fluido salado Fluido salado
Sosa cáustica
CLS
Agua Sosa
Cáustica CLS Diluir Densificar
Sosa cáustica y
Cal
Ligeramente Contaminado Soda Ash CLS
Bicarbonato de
Sodio y
Cromolignito ó
CLS
Cromolignito y
cal
CLS Sosa
Cáustica
CLS Soda Ash y
Sosa Cáustica
Sosa Cáustica
CLS
Sosa Cáustica CLS
Equipo de Control
de Sólidos
Densificar Sosa Cáustica y
Cal
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7.8. Iones encontrados comúnmente en los fluidos de
perforación.
7.8.1. Iones positivos (cationes) contaminantes.
Na+ El sodio, normalmente asociado con Cl–, no se puede medir directamente
este ión. En pequeñas cantidades ayuda a la actividad química de las arcillas.
En grandes cantidades es dañino debido a efectos eléctricos. No se puede
eliminar.
Ca++ El calcio se encuentra en muchas formas como CaSO4 sulfato de calcio,
llamado yeso o anhidrita, dependiendo de su estructura cristalina. Como
CaSO4 y Ca(OH)2 mezclados en el cemento. Como CaCl2 en emulsiones
inversas, como Ca(OH)2 para controlar la alcalinidad. El ión calcio
generalmente se mide con indicadores y una solución tituladora de versenato
e indicadores. Generalmente se reporta como dureza total, dureza de calcio y
magnesio. También puede determinarse el calcio por separado.
El calcio reacciona directamente con las partículas de arcilla e incrementa el
punto de cedencia, los geles y el filtrado. Cualquier cantidad es dañina. Se
encuentra en grandes cantidades en fluidos cálcicos o de yeso. Puede
reaccionar con carbonato de sodio y bicarbonato de sodio. Los efectos del
calcio pueden reducirse usando agentes dispersantes orgánicos como CLS y
materiales libres de cromo.
Mg++ El magnesio se encuentra en el agua de mar o agua dulce. Raramente se
encuentra en forma sólida pero puede encontrarse en flujos de agua. Se
encuentra asociado generalmente con el ión Cl–. Se determina por diferencia
en la dureza total y de calcio. También reacciona con las arcillas pero es
136
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menos dañino que el calcio, solamente afecta al revoque y el filtrado. Se
puede eliminar con NaOH, Na2CO3 y NaHCO3 pero son menos afectivos que
para el Ca++. Los adelgazantes y materiales reductores de filtrado son de
poca ayuda.
7.8.2. Iones negativos (aniones) contaminantes.
OH– Los hidróxidos están presentes en todas las aguas. Es una sustancia alcalina y se
incrementa con NaOH, Ca(OH)2, Na2CO3 y NaHCO3. El OH– es benéfico en los fluidos de
perforación. Altas concentraciones reducen la corrosión el OH– se reduce con el tiempo,
CO2=, S=, dispersantes, agua y arcillas.
7.9. Cálculo de la alcalinidad.
Pf
La alcalinidad se reporta como (Pf), alcalinidad a la fenolftaleína y es el volumen de H2SO4
0.02 N, N/50 en mililitros por mililitro de filtrado gastado hasta el cambio de color de rosa a
incoloro.
Mf
El reporte de alcalinidad (Mf) al anaranjado de metilo se reporta como el volumen gastado
de solución de H2SO4 0.02 N, N/50 en mililitros por mililitro de filtrado hasta el cambio de
color de amarillo a rojo canela.
137
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Si se desea estimar las cantidades de OH–, CO3=, y HCO3
– presentes en el agua, se
deben hacer los siguientes cálculos:
Determinación del contenido de cal.
Se hace determinando la alcalinidad a la fenolftaleína del filtrado y del lodo, Pf y Pm.
Además se determina la fracción volumen de agua en el fluido, Fw, usando el % volumen
de agua obtenido en la retorta.
𝐹𝑊 = % 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎
100
El contenido de cal en el lodo en lb/barril se calcula con la siguiente ecuación:
𝐿𝑏 𝑐𝑎𝑙
𝑏𝑏𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = 0,26 ∗ 𝑃𝑚 − 𝐹𝑤 ∗ 𝑃𝑓
7.10. Manteniendo el exceso de cal.
Para mantener el exceso de cal se debe agregar 2 ó 3 sacos más de cal por cada 100
sacos de barita, cuando se esté densificando el rango debe mantenerse entre 0.5 – 8.0 lb
cal/Barril de fluido.:
7.11. Exceso de yeso para fluidos de yeso.
138
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Mantener la concentración de yeso en 3 libras por barril de lodo mínimo, de fluido y se
puede calcular como sigue:
𝐿𝑏 𝑑𝑒 𝑦𝑒𝑠𝑜
𝐵𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 =
𝑉𝑚 − 𝑉𝑓
2
Donde:
Vm = Volumen gastado de versenato en el lodo.
Vf = Volumen gastado de versenato en el filtrado del fluido.
El rango debe mantenerse entre 2 a 6 lb yeso/bbl de fluido
Para mantener las cantidades deseadas se debe agregar 1 saco de yeso por cada 100
sacos de barita.
7.12. Determinación de los cationes y aniones contaminantes.
7.12.1. Determinación de cloruros
Reactivos utilizados:
Nitrato de plata (AgNO3): 0.0282 N o 0.282 N
Solución indicadora de fenolftaleína.
H2SO4: 0.02 N
Solución indicadora de cromato de Potasio, K2CrO4
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Procedimiento:
a) Medir un ml ó más de filtrado API y diluir con 50 ml de agua destilada.
b) Añadir 2 a 3 gotas de fenolftaleína.
c) Si un color rosado aparece, neutralizar con H2SO4 hasta que desaparezca.
d) Agregar 3 ó 4 gotas del indicador de K2CrO4.
e) Titular con la solución de nitrato de plata 0.0282N hasta que vire el color de
amarillo a rojo ladrillo y permanezca por 30 segundos. Anotar el volumen gastado.
f) Si se usan más de 10 ml de nitrato de plata para alcanzar el punto final, repetir el
procedimiento con una muestra más pequeña o utilizar la solución de nitrato de plata
0.282N.
Cálculos:
Si se utiliza Nitrato de plata 0.0282N:
𝐶𝑙− 𝑚𝑔
𝑙 =
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑁𝑖𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑙𝑎𝑡𝑎 ∗ 1.000
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜
Si se utiliza Nitrato de plata 0.282N:
𝐶𝑙− 𝑚𝑔
𝑙 =
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑁𝑖𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑙𝑎𝑡𝑎 ∗ 10.000
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜
Para cualquier Normalidad de Nitrato de Plata:
𝐶𝑙− 𝑚𝑔
𝑙 =
𝑁 ∗ 35.000 ∗ 𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑁𝑖𝑡𝑟𝑎𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑙𝑎𝑡𝑎
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜
140
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7.12.2. Determinación de Dureza Total (como Ca2+)
Reactivos utilizados:
Solución de versenato (EDTA): 1 ml = 400 mg de Ca2+.
Solución amortiguadora fuerte (buffer amoniacal).
Solución indicadora de dureza.
Procedimiento:
a) Medir un ml ó más de filtrado API medido con pipeta volumétrica.
b) Diluir con 50 ml de agua destilada libre de dureza.
c) Agregar 2 ml de solución buffer para obtener un pH = 10.0.
d) Agregar 2 a 3 gotas de solución indicadora, para desarrollar un color rojo vino.
e) Titular con EDTA hasta que la solución cambie de color rojo a azul.
Consideraciones teóricas:
La porción alícuota de la muestra que se titule debe consumir menos de 15 ml de la
solución tituladora. La duración de la titulación no debe exceder de 5 minutos contados a
partir del tiempo de la adición de la solución amortiguadora.
Si en la titulación no se obtiene un vire preciso de color, generalmente esto significa que
se debe agregar un inhibidor después de agregar la solución reguladora o que el indicador
se ha deteriorado.
Los lodos altamente tratados con lignito y lignosulfonato (filtrado café rojizo) pueden
cambiar el color de un morado-pardo a un gris pizarra.
141
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Cálculos:
𝐷𝑢𝑟𝑒𝑧𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑚𝑜 𝐶𝑎2+ 𝑚𝑔
𝑙𝑡 =
𝑚𝑙 𝑉𝑒𝑟𝑠𝑒𝑛𝑎𝑡𝑜 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟 𝑥 400
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎
𝐶𝑎𝐶𝑂3 𝑚𝑔
𝑙𝑡 =
𝑚𝑙 𝑉𝑒𝑟𝑠𝑒𝑛𝑎𝑡𝑜 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟 𝑥 1.000
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎
7.12.3. Determinación de Ca2+ y Mg2+ por separado
Reactivos utilizados:
Solución de versenato (EDTA): 1 ml = 400 mg de Ca2+.
Solución amortiguadora fuerte (buffer amoniacal).
Solución indicadora de dureza, calmagite.
Solución de NaOH 8N ó KOH
Indicador Calcon o Calver II
Agente de enmascaramiento: volumen de mezcla 1:1:2 de trietanolamina:
tetraetilenopentamina: agua
Procedimiento:
a) Tomar el volumen de 1 ml de filtrado. Diluir a 20 ml con agua destilada.
b) Añadir 1 ml de agente de enmascaramiento.
c) Añadir 1 ml de solución de NaOH 8N o KOH agregar ± 0.2 gr del indicador Calcon
y agitar. Se obtiene un color salmón.
d) Titular con versenato hasta que el color de la muestra vire de rojo tinto a azul.
142
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e) Registrar los ml de versenato utilizados (registrar este valor como B).
Consideraciones teóricas.
Por el alto valor del pH que se emplea, la titulación se debe verificar inmediatamente
después de la adición del álcali. Para mejorar el vire se toma una alícuota menor y se
diluye a 20 ml o bien por neutralización previa de la alcalinidad con ácido, ebullición por
un minuto y enfriamiento antes de continuar la prueba.
Cálculos:
𝐶𝑎𝑙𝑐𝑖𝑜 𝑚𝑔
𝑙 =
𝐵 ∗ 400
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎
𝑀𝑎𝑔𝑛𝑒𝑠𝑖𝑜 𝑚𝑔
𝑙 =
𝐴 − 𝐵 ∗ 243
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎
Donde:
A = Cantidad de EDTA utilizado para la dureza total (ml).
B = Cantidad de EDTA utilizado para el ión calcio (ml).
7.12.4. Determinación de Alcalinidad (Pm; Pf, Mf)
Reactivos utilizados:
Acido sulfúrico: H2SO4 0.02 N
143
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Indicador de Fenolftaleína
Indicador de Naranja de Metilo
Procedimiento:
a) Medir un ml ó más de filtrado.
b) Agregar 2 ó 3 gotas de fenolftaleína, con agitación. Si la solución no cambia de
color (rosado), entonces Pf = 0.
c) Si se presenta el color, titular con el ácido sulfúrico hasta el rosado desaparezca y
anotar el volumen gastado (Pf). Si no se le puede observar el cambio de color a la
muestra, el punto final será cuando pH = 8.3
d) A la misma muestra agregar 2 ó 3 gotas de naranja de metilo, apareciendo un
color naranja.
e) Titular nuevamente con el H2SO4 0.02 N hasta que la muestra cambie de color (pH
= 4.3) y Mf) será el volumen total (ml) de ácido utilizado para Pf, más esta ultima
valoración.
Consideraciones teóricas.
Si al agregar fenolftaleína tiene un cambio de color, significa que la muestra es alcalina si
el pH está entre 8.3 – 9.3 contiene HCO3– y CO3=, si está entre 9.3 – 14 contiene OH–.
Se tiene que:
Pf = Volumen (ml) de solución de H2SO4 0.02 N requeridos para titular y alcanzar el punto
final usando el indicador de fenolftaleína (o alcanzar el pH de 8.3).
144
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Mf = Volumen (ml) total de solución de H2SO4 0.02 N requeridos para titular la muestra y
alcanzar el punto final usando indicador de naranja de metilo (o alcanzar pH de 4.3).
Cálculos:
CONCENTRACION, mg/lt
CRITERIOS OH-
CO3-2
HCO3-
Pf = 0 0 0 1,220 Mf
2Pf < Mf 0 1,200 Pf 1,220 (Mf – 2Pf)
2Pf = Mf 0 1,200 Pf 0
2Pf > Mf 340 (2Pf – Mf) 1,200 (Mf – Pf) 0
Pf = Mf 340 Mf 0 0
Para medir la alcalinidad del lodo (Pm), medir 1 ml de lodo dentro del recipiente de
valoración utilizando la jeringa. Diluir la muestra de lodo con 25 ml de agua destilada.
Añadir 5 gotas de indicador de fenolftaleína, y durante la agitación, añadir ácido 0,02 N
hasta que el color rosa desaparezca. Si la muestra está tan coloreada que no se puede
observar el cambio de color del indicador, el punto final será tomado cuando el pH cae a
8,3.
Indicar la alcalinidad de fenolftaleína del lodo, Pm, como número de ml de ácido 0,02 N
requeridos por ml de lodo.
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7.13. Tratamiento del agua para preparar el fluido.
En áreas donde solamente hay agua dura para preparar el fluido se puede
aumentar el rendimiento de la arcilla y disminuir el filtrado eliminando el calcio
se puede aumentar el rendimiento de la arcilla y disminuir el filtrado eliminando
el calcio y magnesio disueltos. La soda ash se agrega para precipitar el calcio
como carbonato de calcio mientras que para precipitar el magnesio se requiere
agregar soda la cantidad de soda ash y soda necesarios para ablandar el agua
puede estimarse de la dureza por medio de la titulación con versenato como
sigue:
Ión
(epm)
Tratamiento
con
Factor
Factor x (epm) =
= kg de tratamiento x fracción de agua (en la retorta).
M3 de fluido
Ca ++ Na2CO3 0.04 kg Na2CO3
M3 de H2O
Mg ++ NaOH 0.0514 kgNaOH
M3 de H2O
146
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El tratamiento con soda ash no elimina toda la dureza del agua que contiene
altas concentraciones de bicarbonato. La alcalinidad de dichas aguas puede
determinarse eliminando totalmente el calcio con Na2CO3.
Un tratamiento sencillo adecuado para la mayoría de aguas duras, es agregar
soda cáustica para ajustar el pH a 9 y después agregar la soda ash equivalente
al contenido de calcio y la soda equivalente al magnesio.
8.14. Tratamiento para fluidos contaminados.
Iones
contaminantes
EPM
Producto químico
para el tratamiento
Factor
Factor x EPM = kg material
m3 agua.
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Tratamiento x fracción
de agua (en la retorta).
Ca++ Na2CO3 0.0528
Ca++ NaHCO3 0.04195
Mg++ NaOH 0.0514
Para pH CO3=
Variable HCO3–
Ca(OH)2
Ca(OH)2
0.0368
0.0736
Para pH CO3=
Constante HCO3–
CaSO4 2H2O
Ca(OH)2
CaSO4 2H2O
0.0859
0.0368
0.0859
Para pH HCO3 → CO3=
Variable CO3 → HCO3–
NaOH
CaSO4 2H2O
0.0400
0.0859
Para tratar OH– y CO3= se usa NaOH y CaSO4.
Para tratar HCO3– y CO3
= se usa Ca(OH)2 ó CaSO4 2H2O y NaOH.
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Identifíquese y reacondicione un fluido contaminado.
Objetivo:
Disponiendo de una muestra del fluido de perforación que ha sido contaminado con uno o
más de los contaminantes indicados, usted debe identificar el o los contaminantes y
reacondicionar el fluido, devolviéndole sus características físicas originales.
Usted, además deberá saber explicar verbalmente la relación entre costos y resultados
para justificar el método que usted recomienda.
Las características deben devolverse al fluido en base a:
Punto de cedencia (con aproximación de 2 libras/100pies2)
Filtrado API (igual o inferior al original, recordando que es más costoso reducirlo.
Debido al grado y el tipo de contaminación, con frecuencia, el mejor método para
recuperar las características físicas originales, debe usted justificar sus decisiones en
base a costos y resultados.
Con frecuencia es posible escoger entre tratar un fluido contaminado y modificarlo u otro
sistema, o eliminar químicamente el ión contaminante o su efecto. Es evidente que una
contaminación masiva necesitará un proceso de tratamiento y modificación total. Pero una
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contaminación moderada, requiere ensayos analíticos para llegar a una decisión basada
en la relación entre costos y resultados.
Tratamiento de una contaminación con cemento.
Se necesitan aproximadamente 0.8026 kg de NaHCO3 para pretratar 1 litro de cemento.
Es necesario agregar 1.6052 kg de NaHCO3 para eliminar 1 litro de cemento después del
pretratamiento.
Si se perfora cemento verde puede ser necesario dar un tratamiento con el doble de
NaHCO3 ó un poco más del doble.
Tratamiento para eliminar el calcio.
Para eliminar el calcio del agua que se va a utilizar en la preparación del fluido.
Dureza total (ppm de CaCO3) x 0.0004 = libras de NaHCO3
Barril de fluido
Dureza total (ppm de CaCO3) x 0.0011435 = Kg de NaHCO3
150
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Barril de fluido
Adiciones de soda cáustica a un fluido con pH 7.5.
kg deNaOH
m3 de fluido
Libras de NaOH
barril de fluido
pH Alcalinidad, Pf,
(ml).
0.715 ¼ 8.0 a 8.5 Trazas hasta 0.1
0.953 1/3 8.5 a 9.0 0.1 a 0.25
1.429 ½ 9.5 a 10.0 0.3 a 0.5
2.144 ¾ 10.0 a 10.5 0.5 a 0.7
2.859 1 11.0 a 11.5 0.8 a 1.0
5.718 2 12 + 3
8.576 3 12.5 + 5
11.435 4 12.5 + 7
Un fluido base agua saturado con sal requiere el doble de cantidad de soda cáustica para
ajustar el pH a fluidos base agua dulce.
Alcalinidad debida a: Condición del fluido
151
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OH– Fluido estable en buenas condiciones.
OH– y CO3= Fluido estable en buenas condiciones.
CO3= Fluido inestable pero puede controlarse.
CO3= y HCO3– Fluido inestable difícil de controlar.
HCO3– Fluido inestable muy difícil de controlar.
Control de los fluidos base agua dulce, ajustando la alcalinidad.
El Na2CO3 y el NaHCO3 precipitan el calcio soluble en los fluidos base agua. Cuando se
usa este tratamiento por periodos largos las propiedades del fluido son muy difíciles de
controlar. La viscosidad y los geles se incrementan, el control de la pérdida de filtrado es
difícil de controlar y el efecto de los adelgazantes ó dispersantes es casi nula. Si
determinamos la alcalinidad del filtrado puede mostrar una alta concentración de
bicarbonatos (HCO3–).
La cal reacciona con bicarbonato de sodio para dar soda cáustica y un precipitado fino de
carbonato de calcio.
[Ca(OH)2 + NaHCO3 → CaCO3↓ + NaOH + H2O]
El pH se incrementa y se forma carbonato de sódio (soda ash).
152
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[NaOH + NaHCO3 → NaCO3 + H2O]
Esta soda ash también reacciona com cal para dar carbonato de cálcio precipitado.
[Ca(OH)2 + Na2CO3 → CaCO3↓ + 2NaOH]
Entonces el NaHCO3 puede convertirse con el tratamiento con cal en CO3= y alcalinidad
por OH–.
Si el HCO3– está presente como bicarbonato de calcio, un tratamiento con cal ayuda a
eliminarlo.
[Ca(OH)2 + Ca(HCO3)2 → 2CaCO3↓ + 2H2O]
Se debe tener precaución al hacer las determinaciones de la alcalinidad y sus cálculos.
Estas pruebas son válidas solamente para agua (ver la Tabla 1, Parte A y B). Los fluidos
de perforación también contienen otros iones además de OH–, CO3=, y HCO3
– que afecta
a estas determinaciones (Parte C), por consiguiente, el encargado del fluido puede
interpretar estas mediciones. Estas pueden usarse solamente como guía para hacer o dar
el tratamiento adecuado.
153
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Algunas veces las propiedades de un fluido inestable con alta concentración de HCO3– no
es apropiado dar un tratamiento con cal. Esto puede deberse al efecto de una alta
concentración de ión sodio (Na).
Este ión es difícil de eliminar y con tratamiento con cal no lo elimina. Es por esto que es
peligrosa tratar de eliminar el calcio soluble con Na2CO3 y NaHCO3 solamente y durante
mucho tiempo. En su lugar se puede usar cal siempre que las pruebas de alcalinidad y
pruebas piloto indiquen que es necesario.
Similarmente el uso de soda cáustica por periodos largos para mantener la alcalinidad
causa un incremento del ión sodio. Esto puede ser rápido si el agua con que se prepara el
fluido tiene HCO3– alto y se requiere un pH alto. Aquí se necesita un tratamiento con cal y
NaOH que es mejor y más barato que usar NaOH solamente.
Material
Kg/m3
Material
agregad
o
al agua
Anión
(epm)
agregad
o pH
P
p
H
=
8.
3
M
p
H
=
4.
3
M
–
P
P& (M –
P)
diferenci
a
OH
–
CO3
=
HCO3
–
Agua
destilada
- - 7 0 0.
1
0.
1
0.1 0 0 2
Parte A: P es igual ó mayor que M – P; No hay HCO3–
NaOH 2.86 71 11. 3. 3. 0. 3.4 68 4 0
154
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9 5 6 1
NaOH 1.43 36 11.
8
3.
3
4.
7
1.
4
1.9 38 56 0
Na2CO3 2.86 54
Na2CO3 5.72 108 10.
9
2.
7
5.
4
2.
7
0 0 108 0
Parte B: P es menor que (M – P) No Hay OH–.
Na2CO3 2.86 54 9.6 1.
5
4.
6
3.
1
1.6 0 60 32
NaHCO3 2.86 34
NaHCO3 5.72 68 8.1 0 3.
4
3.
4
3.4 0 0 68
Parte C: Efecto de otros aditivos en el fluido.
Lignosulfona
to
- - 8.6 0.
1
1.
5
1.
4
1.3 0 4 26
NaOH 1.43
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Desco 11.44 - 8.5 0.
1
0.
9
0.
8
0.7 0 4 14
DAP 14.3 - 7.8 0 6.
0
6.
0
6.0 0 0 120
Mediciones
P = ml de H2SO4 0.02 N a la fenolftaleína
ml de filtrado
M = ml de H2SO4 0.02 N al anaranjado de metilo
ml de filtrado
Cálculos.
epm CO3=, = 40 x entre el menor de P y (M – P) x 30 = ppm
epm OH–, = 20 x diferencia entre P y (M – P)
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epm HCO3–, = 20 x diferencia entre P y (M – P)
Es OH– Cuando P es mayor que (M – P)
ppm OH – = 17 x epm OH–.
ppm HCO3– = 61 x epm HCO3–.
ppm CO3= = 30 x epm CO3=.
ppm CO3=, = 1200 x el menor de P y (M – P) x 30 = ppm
ppm OH–, = 340 x Si P es mayor que (M – P)
ppm HCO3–, =1220 x la diferencia entre P y (M – P)
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8. SELECCIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACION.
A través de los años se ha desarrollado un número considerable de fórmulas de fluidos de
perforación, para adaptarse a diferentes condiciones de la superficie. La selección del
mejor fluido para cubrir las condiciones que se anticipan, reducirán mucho los costos y el
riesgo de catástrofes tales como: tubería de perforación atascada y brotes de gas. Debe
también considerarse la obtención de evaluaciones adecuadas de formación y a la
productividad máxima.
Los diferentes tipos de fluidos de perforación que están disponibles han sido resumidos
por Hutchinson y Anderson y discutidos en detalle por Kelly.
8.1. Tipos de pozos.
8.1.1. Pozos Exploratorios
La información geológica es la principal consideración.
El fluido de perforación seleccionado para un pozo exploratorio debe dar información
geológica fácilmente y en forma segura; además debe proporcionar estabilidad al pozo,
no dañar los núcleos y deberá poderse densificar sin problemas.
8.1.2. Pozos de desarrollo.
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Generalmente se usan las técnicas de perforación optimizadas. Se pueden utilizar otros
fluidos experimentales cuando se conoce la litología de las formaciones perforadas. Si se
desea perforar en menor tiempo posible con el menor costo. Para lograr esto el programa
de perforación y de fluido de perforación debe planearse cuidadosamente.
8.1.3. Terminación de pozos.
Se deben seleccionar fluidos que ocasionen un daño mínimo en la formación productora,
normalmente estos fluidos se preparan con la menor cantidad posible de sólidos solubles
en ácido y densificados con sales disueltas para evitar daño en la producción.
8.2. Tipo de formación que va a perforarse.
8.2.1. Lutitas deleznables (hinchables).
Formular fluidos que controlen el desmoronamiento. El problema de lutitas hinchables va
de menor a muy severo y puede influir en la selección del fluido para perforación. Bajo
condiciones normales donde el problema es pequeño, normalmente un ajuste del valor de
conversión puede controlar la lutita. Si la situación es severa se debe hacer un análisis
completo de la arcilla y se debe formular un fluido específico para reducir el problema.
8.2.2. Anhidrita.
En cantidades pequeñas, tratar de eliminar el ión calcio; en cantidades excesivas se
requerirá de fluidos especializados. El mayor problema al perforar formaciones de
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anhidrita (CaSO4) es el efecto del ión calcio (Ca++) sobre las partículas de bentonita en un
fluido base agua. La contaminación con el calcio de la anhidrita limita severamente la
hidratación de la bentonita y puede flocular a la bentonita hidratada incrementando
bastante la filtración y las propiedades viscosas del fluido. Si se van a perforar pequeñas
intercalaciones de anhidrita e inmediatamente se entuba el pozo, el procedimiento más
económico es tratar de eliminar el calcio y utilizar un fluido que satisfaga el resto del
criterio de selección. Si es muy grande la sección de anhidrita y lutita por perforar se debe
usar un fluido inhibido que no le afecte la contaminación por anhidrita.
8.2.3. Sal.
Si la contaminación excede de 10,000 ppm, se requerirá un fluido a base de sal. Las
secciones de sal por perforar tienen efectos similares sobre los fluidos base agua dulce
como los de anhidrita. Sin embargo las intercalaciones de sal pueden componerse de
MgCl2, CaCl2 y NaCl y los efectos dañinos se deben a los iones Ca++, Mg++ y Cl–. Si es
posible se debe hacer un análisis del fluido para determinar los contenidos de calcio,
magnesio y Cloruro que entraron como contaminación para tratar de eliminarlos
económicamente. Si son solo unas pequeñas intercalaciones o se va a perforar un poco y
luego entubar, se puede usar un fluido base agua dulce eliminando el Ca++ y Mg++. Si son
secciones grandes de sal, se debe utilizar un fluido saturado con sal o fluidos inertes para
evitar deslaves que producen grandes cavernas, al disolver la sal.
8.3. Temperaturas elevadas.
La estabilidad de los componentes a temperaturas elevadas en los fluidos de perforación
debe tomarse muy en cuenta, si la temperatura del fondo del pozo excede de 250ºF. El
efecto de las altas temperaturas reduce la efectividad de los materiales químicos,
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aumentando el filtrado y creando geles altos en fluidos densificados y se agrava el
problema si se tiene un alto contenido de sólidos perforados. En general es más fácil
mantener las propiedades de los fluidos de bajos sólidos a temperaturas elevadas.
8.4. Perdidas de circulación.
Los tratamientos con baches de obturante son suficientes para pérdidas de circulación
pequeñas o intermedias; para pérdidas mayores se requerirán técnicas especiales.
Cuando los fluidos que se están usando en la perforación no tienen una tendencia hacia
la pérdida de circulación, se pueden presentar otras complicaciones y costos asociados
con la severidad de la pérdida y en particular la zona a perforar influye en la selección del
fluido. Si los costos para sellar la zona de pérdida son prohibitivos, se debe considerar la
factibilidad de perforar en ciego “sin retorno del fluido de circulación” y cementar la TR o
perforar con fluidos más ligeros si las características del pozo lo permiten.
8.5. Agua para preparar el fluido.
8.5.1. Composición del agua.
Se deben realizar pruebas y tratamientos del agua para remover el calcio y magnesio;
usando floculantes para remover sólidos arcillosos.
Se debe hacer un análisis de la composición del agua para preparar fluidos, para
determinar el contenido de cloruros, calcio y magnesio para que el agua pueda tratarse
adecuadamente y pueda utilizarse en la preparación del fluido de perforación
seleccionado.
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8.5.2. Disponibilidad.
El abastecimiento de agua es una consideración importante que debe tomarse para la
selección adecuada del programa de fluidos. Si el agua dulce es abundante, la dilución
del fluido puede tener efectos económicos pequeños. Si el agua se tiene que transportar
debe reducirse la dilución y descargas de fluido. Se debe usar un equipo apropiado para
mantener el contenido de sólidos perforados al mínimo y reducir al mínimo el volumen de
agua para dilución. En el caso de operaciones costa afuera es más económico utilizar
agua de mar para preparar los fluidos y reducir la necesidad de transportar agua dulce.
8.6. Selección del equipo de perforación.
La selección del equipo es uno de los factores más importantes en la selección del
programa de fluidos. El equipo de perforación seleccionado deberá tener los accesorios
apropiados para eliminar los sólidos y una potencia adecuada para circular el fluido de
perforación, en condiciones adecuadas para perforar todo el pozo.
8.7. Naturaleza de las formaciones productoras.
Cuando se perforan pozos de desarrollo, debe hacerse la consideración al seleccionar el
fluido de que el daño a la formación sea el mínimo. El fluido seleccionado para perforar
las formaciones superiores y la formación productora depende de las características de
las rocas del yacimiento.
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8.8. Programas de tubería de revestimiento.
El programa de TR se basa principalmente en los cambios de litología, presiones de la
formación, o sobre las formaciones problemáticas. Los requerimientos de fluidos de
perforación deben basarse en estos mismos criterios. En algunas ocasiones, se puede
seleccionar un fluido totalmente diferente para perforar la siguiente sección del pozo,
debajo de la última TR. Comúnmente las especificaciones del fluido (peso, viscosidad) se
establecen en base a estos mismos criterios. Los fluidos de perforación usados deberán
ser seleccionados basados en las profundidades de las tuberías de revestimiento.
8.9. Disponibilidad de los materiales.
En lugares remotos, áreas internacionales, el tipo de fluido de perforación depende de la
disponibilidad de los productos.
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9. Factores influenciados por el fluido de perforación.
9.1. Velocidad de perforación.
La velocidad de perforación depende principalmente de la selección y mantenimiento
adecuado del fluido de perforación. El fluido debe tener unas propiedades que
proporcionen una velocidad de perforación óptima, por ejemplo: la densidad lo más baja
posible, el mínimo contenido de sólidos, alto filtrado inicial y unas propiedades de flujo
más óptimas.
9.2. Limpieza de pozo.
Para mantener una limpieza apropiada del pozo, se deben mantener, la velocidad anular,
el punto de cadencia y los geles del fluido de perforación en valores apropiados conforme
a las condiciones de operación que requiera el pozo.
9.3. Estabilidad del pozo.
La estabilidad del pozo es afectada principalmente por tres factores externos:
Abrasión mecánica debido a la broca y a la sarta de perforación.
Composición química del fluido de perforación.
Tiempo de exposición en pozo abierto.
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La abrasión mecánica es causada por la rotación y viajes de la sarta de perforación y no
hay manera de eliminar ésta forma de abrasión del pozo. La composición química del
filtrado puede formularse para causar un daño mínimo a las formaciones sensibles al
agua. El fluido de perforación debe diseñarse para incrementar las velocidades de
perforación y con esto reducir el tiempo de exposición en pozo abierto.
9.4. Diseño del revestimiento.
Aún cuando el programa de tuberías de revestimiento es dictado principalmente por la
profundidad del pozo y la presión de la formación, también está influenciada por la
selección del fluido de perforación cuando se encuentran formaciones inestables. Un
fluido puede diseñarse para estabilizar el pozo hasta que el "casing" esté a la profundidad
programada.
Como un ejemplo; si se perfora a través de una zona de arcillas hidrofilias inestables o
deleznables puede necesitarse una TR en esa sección después de perforar la zona. Sin
embargo, si se usa un fluido estabilizador para mantener las lutitas sin reaccionar, se
puede eliminar la necesidad de una tubería de revestimiento y podría procederse a
perforar hasta la siguiente profundidad para colocar el casing.
9.5. Evaluación de formaciones.
El fluido de perforación se debe diseñar para que éste tenga un efecto mínimo sobre las
formaciones productoras. Esto permite una mejor interpretación de las características
nativas y potencial de la zona productora. Para reducir el daño, es importante que el fluido
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esté en buenas condiciones (ej. Con bajo contenido de sólidos, composición química
apropiada, etc.) antes de perforar la zona de interés.
9.6. Costos totales de perforación y terminación.
La selección de los fluidos de perforación debe hacerse en base a obtener la velocidad de
perforación óptima con un pozo estable y un daño mínimo en la formación productora. El
costo diario y el costo final del fluido no son los factores más importantes en la selección
adecuada. El objetivo es reducir el número de días en el pozo por medio de la selección y
mantenimiento apropiado del fluido de perforación puede bajar el costo total de
perforación y los costos de terminación.
9.7. Selección del equipo.
El equipo deberá ser seleccionado de acuerdo al programa de fluidos requerido en el
pozo.
9.7.1. Localización.
En localizaciones remotas, debe considerarse la disponibilidad de materiales; por ejemplo,
en un pozo que está cerca de la costa, es una ventaja obvia el seleccionar un fluido que
pueda tolerar el agua salada para su fase acuosa.
Los reglamentos gubernamentales diseñados para proteger el medio ambiente, restringen
la selección de fluidos en algunas localizaciones. Tales reglamentos han hecho el manejo
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de lodos con base aceite difícil y caro, especialmente en pozos cerca de la costa. Pero la
sustitución de aceites minerales de baja toxicidad por aceites diesel, ha aliviado mucho
éste problema y los reglamentos de varios gobiernos al respecto se están revisando de
nuevo.
Varios autores han descrito métodos y equipo que evitan el daño ambiental causado por
los fluidos y los cortes de perforación Burton y Ford han descrito pruebas de evaluación
de toxicidad y otras propiedades relevantes de los aceites minerales. La descongelación
del permafrost (capa de hielo) por medio de fluidos de perforación es un problema en el
ártico. El hueco puede ensancharse hasta ocho pies y se necesitan espumas especiales
para limpiar el hueco.
9.7.2. Lutitas solubles.
Las secciones gruesas de lutitas que contienen arcillas dispersables, tales como la
montmorillonita causan un aumento rápido de viscosidad al incorporarse sólidos de
perforación al fluido.
La viscosidad alta no es problema en fluidos sin peso porque pueden reducirse fácilmente
por dilución y tratamiento químico ligero; pero con los fluidos con peso, la dilución es
costosa a causa de la barita y los aditivos químicos que se requieren para restaurar las
propiedades del fluido. Por supuesto que los sólidos perforados pueden eliminarse
mecánicamente, pero la presencia de barita complica mucho el proceso. Por lo tanto, un
lodo que inhibe la dispersión de arcilla, debería usarse cuando se perforan secciones
gruesas de lutitas que se solubilizan en el lodo.
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Últimamente se han introducido los fluidos modificados de cal, en los cuales se usa el
hidróxido de potasio en lugar del hidróxido de sodio y polímeros adelgazantes en vez de
lignosulfonatos. Pruebas de laboratorio y de campo indican mucho menos dispersión de
arcillas con estos fluidos en comparación con los fluidos inhibidos convencionales.
9.7.3. Formaciones geopresurizadas.
Las formaciones superficiales están generalmente presurizadas y pueden perforarse con
fluidos sin peso. Cuando se encuentran formaciones geopresurizadas, debe aumentarse
la densidad del fluido de manera que la presión de la columna del fluido exceda la presión
del poro de la formación por un margen seguro. Qué es exactamente un margen seguro
es cuestión de opiniones, pero recuerden que la densidad excesiva aumenta
considerablemente el costo de la perforación y aumenta el riesgo de tubería atascada y
pérdida de circulación.
Se pueden considerar márgenes más bajos si la viscosidad y los geles se mantienen a un
mínimo, para evitar tener que limpiar el pozo al sacar la tubería y para facilitar la
eliminación del gas acarreado. Debido a la presencia de barita, el contenido inicial de
sólidos es alto en los fluidos con peso, y la incorporación de sólidos de perforación lo
aumenta rápidamente, en el punto en que la viscosidad se incrementa de inmediato. Por
lo tanto, es necesario reducir el contenido de sólidos al mínimo antes de añadir la barita o,
en su defecto habrá que descartar el fluido viejo y preparar un nuevo fluido que contenga
solo barita y una cantidad suficiente de bentonita para suspenderla.
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Cuando sea necesario usar densidades mayores de 14 lb/gal se requiere utilizar un fluido
que tolere un alto contenido de sólidos como uno de los fluidos inhibidores que ya se ha
mencionado anteriormente o un fluido base aceite.
9.7.4. Alta temperatura.
Los elementos que constituyen los fluidos de perforación se degradan con el paso del
tiempo, a altas temperaturas; mientras más alta sea la temperatura, mayor será la
velocidad de degradación. Es necesario tomar en cuenta la temperatura y la velocidad de
degradación de dicha temperatura especificando la estabilidad térmica de un fluido o de
un derivado de un fluido. La temperatura crítica es aquella en la que no resulta económico
el costo de reemplazo del material degradado, cosa que generalmente se puede
establecer a partir de la experiencia, pero que puede calcularse. La temperatura crítica es
del orden de 225ºF (107ºC) para almidones y de 275ºF (135ºC) para polímeros
celulósicos. Se pueden usar emulsiones inversas hasta una temperatura de alrededor de
400ºF (204ºC). Se han utilizado lodos asfálticos con aceite en pozos cuya temperatura en
el fondo llega hasta 550ºF (287ºC).
Los poliacrilatos y los copolímeros con poliacrilamidas son estables a temperaturas hasta
de 400ºF (204ºC). Algunos otros copolímeros acrílicos son estables a más de 500ºF
(260ºC).
9.8. Estabilidad del pozo.
Las dos formas básicas de inestabilidad en el pozo son:
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9.8.1. Pozo estrecho.
Si los esfuerzos laterales del terreno que incide en las paredes del hueco exceden a la
resistencia de cedencia de la formación, el hueco se va contrayendo lentamente. En
formaciones plásticas suaves, como rocas salitrosas, lutitas pegajosas y lutitas sujetas a
geo-presión, se generan enormes cantidades de fragmentaciones plásticas, aunque la
tubería se pega únicamente en casos muy graves. Las lutitas duras y las rocas
generalmente son lo suficientemente resistentes para soportar los esfuerzos del terreno, a
menos de que existan concentraciones de esfuerzos en puntos específicos en torno a la
circunferencia del hoyo (por ejemplo en huecos de ojo de llave) en cuyo caso ocurren
fragmentaciones en el punto de máximo esfuerzo. Aunque es posible aliviar la
fragmentación y los "huecos apretados" por medio de fluidos estabilizadores de lutitas,
también se pueden evitar aumentando a un nivel suficientemente alto la densidad de
fluido para estabilizar los esfuerzos del terreno.
9.8.2. Ensanchamiento de pozo.
Este problema se presenta en lutitas duras que pueden soportar los esfuerzos del terreno
a menos que se desestabilicen por interacción del filtrado del fluido, en cuyo caso la zona
contaminada se desploma en fragmentos duros y el hueco se va agrandando
gradualmente. El agrandamiento del hueco se puede evitar únicamente mediante el uso
de fluidos estabilizadores de lutita. Los fluidos con emulsión inversa de aceite son mejores
para la estabilización de la lutita, siempre y cuando la salinidad de la fase acuosa sea
suficientemente alta como para equilibrar la presión de expansión de la lutita.
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Los fluidos poliméricos de cloruro de potasio son los mejores fluidos con base de agua
para estabilizar las lutitas duras. Si es necesario limpiar un hueco ensanchado, se puede
obtener con ellos una relación excepcional alta YP/VP. Los fluidos de cloruro de potasio
son menos adecuados para estabilizar lutitas suaves de fácil dispersión, puesto que se
requiere concentraciones altas y los costos iniciales y de mantenimiento son muy altos.
Por lo tanto, las alternativas adecuadas serán el yeso, la cal o modificaciones de los
mismos. Los fluidos con base de aceite y en menor grado, los fluidos poliméricos de
potasio son caros, pero su costo se puede justificar fácilmente si evitan el derrumbe y el
agrandamiento del hueco, cosa que aumenta mucho el costo y el tiempo de perforación.
Además de los costos obvios de limpieza de derrumbes y brechas, liberación de tuberías
atoradas, malos trabajos de cementación y una evaluación pobre de la formación, existen
costos menos obvios que se derivan de la necesidad de trabajar a altas viscosidades y
resistencias del gel, lo cual reduce la velocidad de perforación, las presiones de limpiado y
de descarga, cortes de gas. La reducción de la velocidad de perforación es especialmente
dañina, puesto que los derrumbes dependen del tiempo; mientras más tiempo este
expuesta la lutita al fluido, más se agrandara el hueco.
Fluidos rápidos de perforación. Las características de los fluidos rápidos de perforación
son: baja densidad, baja viscosidad y bajo contenido de sólidos. El aire es con mucho el
fluido más rápido, pero solamente se puede usar en formaciones estables no-permeables
que no permitan la entrada de grandes flujos de agua. Para perforar rocas duras, se
pueden usar salmueras no muy concentradas, pero solamente si se puede mantener un
hueco calibrado o semi calibrado, debido a la poca capacidad de recortes que pueden
transportar. Los fluidos con bajo contenido de sólidos (no dispersos) y los fluidos de
potasio con sales solubles como agentes densificantes, perforan rápidamente las rocas
duras y las lutitas no dispersables, pero es necesario utilizar medios mecánicos para
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mantener el contenido de sólidos a menos de 10% y es posible obtener velocidades de
perforación cercanas a las de las que se obtienen con salmueras ligeras si se pueden
mantener el contenido de sólidos en menos de 4 % volumen.
Debido a su alta viscosidad, los fluidos con base de aceite estándar no permiten rápidas
velocidades de perforación. Pero la emulsión inversa de viscosidad especialmente baja,
ha resultado particularmente exitosa cuando se perfora con brocas de material
policristalino. Este tipo de fluido es menos estable y tiene características de filtración
ligeramente más pobres que los fluidos con base de aceite estándar y, consecuentemente
no se debe utilizar en condiciones extremas, como en el caso de huecos muy desviados
(por el peligro de atorar la tubería), huecos profundos calientes, etc.
Roca salitrosa. Para evitar que la sal se disuelva y debido a ello agrande el hueco, es
necesario usar un fluido base aceite o una salmuera saturada. La composición química de
la salmuera debe ser aproximadamente la misma que la del lecho de sal. Se puede
compensar la ligera tendencia que tiene la sal de fluir al hueco manteniendo la salinidad a
un nivel un poco menos que el de saturación. Como ya hemos mencionado, es esencial
contar con altas densidades para los lechos profundos de sal.
Huecos de alto ángulo. Para los huecos desviados, como los que se perforan desde las
plataformas marinas, la torsión y el arrastre representan un problema, puesto que la
tubería descansa en el lado inferior del hueco y es muy alto el riesgo de que la tubería se
atore. En estos pozos, debido a su revoque filtrante delgado y liso, se justifica el costo de
usar un fluido a base de aceite. Si se usa un fluido a base agua, es necesario añadir
reductores de fricción y mantener buenas propiedades de filtración.
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La limpieza del hueco es también un problema porque los cortes quedan en el fondo. Por
lo tanto, se deben formular los fluidos de tal manera que tengan una alta relación YP/VP.
Evaluación de la formación. Algunas veces el fluido más adecuado para perforar un pozo
no es el mejor para establecer su registro y habrá que tomar en cuenta otras alternativas.
Por ejemplo, los fluidos con base de aceite son excelentes para mantener la estabilidad
del pozo, pero, puesto que no son conductores de la electricidad requieren de técnicas
especiales para tomar los registros eléctricos. Esto no presenta ningún problema en
pozos en desarrollo, pero si en pozos exploratorios en los que no se cuenta con otras
perforaciones que sirvan de punto de comparación. En esos casos se puede considerar el
uso de fluido con cloruro de potasio, pero su baja resistividad interfiere con las
interpretaciones, la alternativa es un fluido de fosfato de amonio o de cal.
9.9. Impedimentos de productividad.
Anteriormente se menciono los diversos mecanismos mediante los cuales los fluidos de
perforación reducen la productividad de los pozos. A continuación aparecen las medidas
preventivas:
Se puede evitar la dispersión de las arcillas nativas si el filtrado del fluido contiene, por lo
menos, 3 % de cloruro de sodio o 1% de cloruro de potasio o de calcio. Es necesario
detener el tratamiento por adelgazantes un día más o menos antes de perforar en el
yacimiento.
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Los impedimentos causados por un bloqueo de agua y otros mecanismos capilares están
confinados a la zona que rodea la zona cercana al perímetro del hueco y se eliminan al
perforar la TR. (con los disparos)
Como ya se menciono, siempre hay que llevar a cabo pruebas de laboratorio con núcleos
de un yacimiento recién descubierto, para determinar sus características y el mejor fluido
que se requiere para terminar el pozo y evitar daños al yacimiento. El costo se
compensará con una mayor productividad.
9.10. Equipo para manejo de fluidos.
La capacidad de un equipo de perforación puede afectar el programa de fluidos de
perforación. Insuficiencias en las bombas, equipos de mezclado o los medios de
eliminación de sólidos pueden incrementar el consumo de materiales y algunas veces el
programa seleccionado debe ser modificado para compensar las deficiencias en el
equipo. La importancia que tiene el equipo de perforación para el éxito de los programas
de fluidos merece mucha más atención de la que podemos prestarle, aunque Hutchinson
y Anderson resumen a continuación el equipo adecuado para el manejo de varios tipos de
fluidos de perforación.
El equipo usado en la separación mecánica de cortes de sistemas de fluidos activos
afecta de manera vital los costos del fluido. Generalmente el ingeniero de manejo de
fluidos es el que se hace responsable del equipo.
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10. EQUIPO PARA ELIMINACIÓN DE SÓLIDOS.
En las secciones anteriores ya se ha enfatizado varias veces la importancia de eliminar
los sólidos perforados. A continuación se resume la importancia que esto tiene:
1) Se requieren menos barita y menos aditivos en el fluido.
2) se obtienen mejores propiedades reológicas mediante la reducción de la
viscosidad plástica que aumenta la relación YP/VP promoviendo así el
adelgazamiento neto.
3) La viscosidad plástica más baja facilita la eliminación del gas atrapado y, por ello
se puede trabajar con seguridad con densidades menores en el fluido.
4) se logran velocidades de perforación más rápidas debido a que hay menos
viscosidad y menos contenido de sólidos en el fluido de perforación.
5) hay menos riesgo de que se peguen las tuberías puesto que los revoques filtrantes
son más delgados.
6) hay menos desgaste en la broca.
A continuación aparecen las diversas piezas de equipo y su propósito expresado de
manera breve.
10.1. Vibrador de dos niveles.
Estos aparatos se usan para eliminar cortes y agregados gruesos. Tienen una criba
gruesa, digamos de 40 de tamaño de malla, arriba de otra con una medida de malla de
80. Los vibradores de dos niveles son especialmente útiles cuando se perfora en lutitas,
175
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porque la criba con tamaño de malla 80 retiene los agregados de lutita que de otra
manera se dispersarían y serian muy difíciles de eliminar. Algunos vibradores modernos
de alta eficiencia son capaces de eliminar casi todos los sólidos de la primera circulación
de los fluidos con lutitas. El desarrollo de un movimiento vibratorio mejorado permite
utilizar una criba con malla de 150 en el nivel inferior.
10.2. Hidrociclones.
Los hidrociclones se usan para recuperar arena y cieno. Se inyecta el fluido en forma
tangente en la parte superior del tazón, y la arena y/o cieno que son arrojados a las orillas
por fuerza centrífuga y desechados en el fondo, mientras que el resto del fluido va al
rebosadero. El tamaño de las partículas desechadas depende del diámetro del tazón y de
la gravedad específica de las partículas. Generalmente se usan tazones de 8-pulgadas
(desarenadores) para eliminar la arena gruesa y tazones de 4-pulgadas (desarcilladores)
para eliminar la arena fina y el cieno. Algunas partículas de barita se descargan en el
rebosadero de los desarcilladores debido a su alta gravedad específica. La pérdida de
esta barita se puede evitar pasando la rebosadura por una malla de tamaño apropiado
que elimina las partículas más grandes de baja gravedad; el flujo resultante de la malla se
regresa al sistema. Los hidrociclones con mallas se llaman limpiadores de fluido.
10.3. Centrífugas decantadoras.
Las centrífugas decantadoras se usan para recuperar barita del fluido excedente cuando
el sistema de fluido ha sido diluido para reducir el contenido de arcilla coloidal. El fluido
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excedente se pasa por un tambor rotatorio, la barita es arrojada hacia afuera como
sedimento y se regresa al sistema, y se descarta el rebosadero. La barita pura nunca se
recobra, porque algunas partículas de arcilla tienen la misma tasa de sedimentación que
las partículas de barita.
10.3.1. Control de eliminación de agua de los sólidos.
Los experimentos completos de Wojianowicz han demostrado que es posible eliminar los
coloides de arcilla del excedente de fluido floculado con productos químicos antes de
centrifugarlo. El resultado del proceso es un agua casi libre de sólidos y un revoque de
fluido húmedo, que es mucho más fácil de eliminar que el fluido líquido.
10.3.2. Control de sólidos en el fondo del pozo.
Un sub, que se coloca directamente encima de la broca, contiene un cono de alta
eficiencia que separa el fluido en dos fracciones: una pesada que contiene los sólidos
extraídos, va directamente a través de dos chorros ascendentes hasta el espacio anular, y
una ligera que pasa hasta la broca. En dos pruebas de campo se logró aumentar la
velocidad de perforación hasta 58 % y se mejoro la vida de la broca durante la perforación
en terreno de lutita.
Para extraer eficazmente los sólidos perforados, es esencial que los vibradores y los
hidrociclones tengan suficiente capacidad como para manejar toda la corriente de fluido.
Frecuentemente es necesario contar con dos unidades que trabajan en paralelo. Dawson
y Annis informan que si se usa un número suficiente y diferentes tipos de separadores, se
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puede extraer todos los sólidos perforados, como ellos lo hicieron con un fluido sin peso
añadido en un pozo en Wyoming obviamente, la cantidad de sólidos que se pueden
extraer depende de la formación que se esté perforando y del tipo de fluido que se esté
usando. Por ejemplo, puede ser muy útil usar un fluido de polímero-salmuera no
dispersante para la eliminación de sólidos. El beneficio de la eliminación de fluidos puede
ser mucho menor si el sistema se diseña adecuadamente y se mantiene con eficiencia.
Desafortunadamente, esto es muy común. Una investigación que llevaron a cabo Williams
y Hoberock demostró que casi todos los 35 pozos investigados adolecían de algún error
importante de diseño o mantenimiento. Kelly encontró resultados similares. Los factores a
considerar en la sección y dimensionamiento de las diversas unidades de que se ha
hablado antes, se encuentran en las referencias citadas en ellas. Osmvy, Young y
Robinson discuten el diseño del sistema en su totalidad. Ormsvy, Williams y Kelly
enfatizan la importancia de fijar rutas adecuadas para el fluido.
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11. OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN.
La perforación optimizada involucra la selección de condiciones de operación que
requieren el menor gasto para llegar a la profundidad deseada, sin sacrificar los
requerimientos de seguridad personal, protección ambiental, información adecuada sobre
las formaciones perforadas y la productividad. J. L. Lemus establece que el fluido de
perforación es probablemente la variable más importante a considerar en la optimización,
y que la segunda es la hidráulica. La selección de los fluidos de perforación esta basada
en sus habilidades para perforar las formaciones anticipadas, al mismo tiempo que
permite una limpieza efectiva del hueco y la estabilización del pozo. En publicaciones
anteriores, Lummus identifica las variables significativas involucradas en la optimización
de la perforación, lista las fuentes de información y cita ejemplos de aplicaciones. En una
serie de trabajos sobre hidráulica de fluidos, R. E. Walker examina las características de
los fluidos y las velocidades de flujo en relación al desempeño óptimo. El uso
generalizado de los programas de apoyo de perforación ha demostrado su aplicabilidad.
Se han reportado ejemplos de reducción de costos alcanzadas por la optimización de la
perforación de un pozo en Montana y en el sudoeste de Oklahoma.
El uso de computadoras en la localización de los pozos para monitoreo de datos,
almacenamiento, análisis y presentación ha hecho practica la evaluación critica de los
programas al mismo tiempo que está en progreso la perforación.
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12. Apéndice A. Contaminantes comunes de los fluidos base
agua y sus tratamientos.
CONTAMINANTE AGENTE TRATANTE
Lb/bbl de agente
tratante por ppm de
agente contaminante
Yeso o anhidrita (Ca++
)
Soda Ash (incrementa el pH)
Sapp (mismo pH)
Bicarbonato de Sodio (reduce
pH)
0.000928
0.000971
0.000735
Cal o Cemento (Ca++
)
Sapp (mismo pH)
Bicarbonato de Sodio (reduce
pH)
1.5
0.000735
Agua Dura (Mg++
) Soda Cáustica 0.001160
Sulfato (Titulación) pH sobre 10
Carbonato Yeso (sin incremento de pH)
Cal (con incremento de pH)
0.00100
0.000432
Bicarbonato Cal 0.000424
TRATAMIENTOS DE LOS FLUIDOS BASE AGUA CONTAMINADOS
Cada contaminante va a causar una serie de cambios en las propiedades del lodo que
son característicos. La importancia de analizar el lodo de una manera constante es
importante ya que la detección y tratamiento inmediato de un contaminante puede ser la
diferencia entre perder un pozo u operar de una manera normal.
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La primera defensa para la detección de una contaminación en potencia es un análisis
periódico de la densidad y de la viscosidad de embudo de un fluido. En caso de observar
algún cambio de significación se deberá hacer un test completo para identificar al
contaminante y tratar el sistema de una manera inmediata.
Entre las contaminaciones comunes se tiene:
Contaminación por arcillas
Identificación:
Incremento en el contenido de sólidos.
Incremento del MBT.
Disminución de la alcalinidad.
Tratamiento
Usar al máximo los equipos de control de sólidos.
Diluir y agregar barita si el peso disminuye.
Usar dispersantes y soda caustica.
Contaminación por bicarbonatos
Identificación
No aparece calcio en la titulación.
Bajo Pf.
Incremento brusco del Mf.
Altos geles progresivos.
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Gran incremento del filtrado.
Tratamiento
Incrementar pH hasta 9.5
Determinar los epm de carbonatos y tratar con cal a fin de eliminar ión contaminante.
Agregar dispersantes para mejorar la reología del lodo.
Agregar agua si es necesario.
Contaminación por carbonatos
Identificación
Altos geles progresivos.
Alto filtrado.
Alto Pf y Mf.
No aparece calcio en la titulación.
Tratamiento
Agregar cal.
Agregar dispersantes.
Agregar agua si es necesario.
Contaminación por cloruro de sodio
Identificación
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Gran incremento de cloruros en el filtrado.
Disminución de Pf,Mf y pH .
Tratamiento
Diluir.
Ajustar pH .
Utilizar dispersantes.
Ajustar filtrado con polímeros.
Si la contaminación es muy severa cambiar a lodo salino.
Contaminación por cemento
Identificación
Gran incremento del pH .
Gran incremento de pm.
Alto contenido de calcio en el filtrado.
Altos valores de geles.
Tratamiento
Agregar bicarbonato según sea necesario 0.000735 libras/barril por ppm de calcio.
Utilizar dispersantes.
Agregar agua si es necesario.
Si la contaminación es severa se deberá cambiar a un lodo cálcico.
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Contaminación por anhidrita
Identificación
Reducción del pH .
Reducción de Pf y Mf.
Incremento de Pm.
Incremento de calcio en el filtrado.
Tratamiento
Tratar con soda ash según ppm de contaminante.
Usar dispersantes.
Agregar agua si es necesario.
Contaminación por alta temperatura
Identificación
Incremento del filtrado.
Incremento del contenido de sólidos.
Disminución del pH .
Disminución de la alcalinidad.
Tratamiento
Agregar un estabilizador para altas temperaturas.
Incremento de la concentración de dispersantes.
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Reducir al mínimo la adición de bentonita.
Todas las contaminaciones normalmente incrementan la reología en los lodos a base
agua por lo que debe determinarse el ión contaminante a fin de no realizar tratamientos
innecesarios e improductivos.
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13. Apéndice B. Glosario de términos técnicos
Término Descripción
Absorción: Entrada de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de
un sólido.
Acidez: Potencia ácida relativa de los líquidos, que se mide por medio del pH.
Acidez implica un pH inferior a 7.0
Adhesión: Fuerza que mantiene juntas a moléculas diferentes.
Aditivos para lodos: Cualquier material que se añade a un lodo para lograr un propósito
determinado.
Adsorción: Fenómeno de superficie exhibido por un sólido que le permite mantener
o concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas sobre su superficie;
esta propiedad es debida a la adhesión.
Agente floculante: Sustancia, como la mayor parte de los electrolitos, polisacáridos,
polímeros naturales o sintéticos, que causan aumento en la viscosidad
de un lodo.
Aglomeración: Agrupamiento de partículas individuales.
Agregación: Formación de agregados en los lodos, la agregación se produce cuando
se acumulan plaquetas de arcilla, una arriba de otra, cara a cara.
Agua connata: Agua salada que probablemente se depositó y quedo atrapada con
depósitos sedimentarios; esto la diferencia de las aguas migratorias que
han entrado en los depósitos después que ellos se formaron.
Agua intersticial: Agua contenida en los intersticios o espacios vacíos una formación.
Alcalí: Cualquier compuesto que tenga marcadas propiedades básicas.
Alcalinidad: Poder de combinación de una base medido por el número máximo de
equivalentes de un ácido con los que puede combinarse para formar una
sal. En los análisis de agua, representa los carbonatos, bicarbonatos,
hidróxidos, y ocasionalmente boratos, silicatos y fosfatos contenidos en
el agua.
Almidón: Grupo de hidratos de carbono que se encuentran en las células de
muchas plantas.
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Análisis de lodo: Prueba que se realiza a un lodo para determinar sus propiedades y sus
condiciones físico-químicas.
Anhidro: Sin agua.
Anión: Átomo o radical negativamente cargado en solución de un electrolito.
Anticlinal Es un pliegue cóncavo hacia abajo. Estructura de plegamiento de La
tierra.
Antiespumante: Sustancia que se emplea para impedir la espuma mediante la
Disminución de la tensión superficial.
Anular: Espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo
revestimiento.
Árbol de navidad Conjunto de válvulas sobre la boca del pozo que sirve para controlar la
extracción del petróleo.
Arcilla: Dícese de aquella materia plástica, blanda, de varios colores,
generalmente compuesta por silicato de aluminio, formada por la
descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio.
Arcillas nativas: Son arcillas que se encuentran al perforar diversas formaciones.
Arena: Material granular suelto, resultante de la desintegración de las rocas.
Está formado fundamentalmente por sílice.
Atapulguita: Arcilla coloidal compuesta por silicato hidratado de aluminio y magnesio
utilizada en agua salada.
Barita: Sulfato de bario natural que se usa para aumentar la densidad de los
lodos. El mineral se manifiesta en depósitos de color gris, blanco,
verdoso y/o rojizo, y en estructuras masivas de cristal.
Broca Pieza con la cual se perfora el pozo.
Barril Unidad de medida en volumen del petróleo, equivalente a 42 galones.
Barril equivalente: Equivale a 42 galones. Unidad de laboratorio empleada para la
evaluación o pruebas del lodo. Un gramo de material, cuando se añade
a 350 ml de lodo, equivale a la adición de una libra de material a un barril
(42 galones) de lodo.
Barril: Unidad volumétrica de medida empleada en la industria petrolera.
Base: Compuesto de un metal o un grupo metal-simil con hidrógeno y oxígeno
en la proporción requerida para formar un radical OH- , que se ioniza en
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soluciones acuosas produciendo un exceso de iones hidroxilos.
Bentonita: Arcilla plástica, coloidal, constituida principalmente por montmorillonita
sódica, que es un silicato de aluminio hidratado.
Bloqueo por agua: Reducción de la permeabilidad de la formación debido a la invasión de
agua en los poros. La Disminución en permeabilidad puede tener su
origen en el hinchamiento de las arcillas o en algunos casos por el
bloqueo capilar debido a fenómenos de tensión superficial.
Cabeza de pozo Equipo pesado que va colocado en La superficie, sobre la boca del pozo.
Campo Área donde hay varios pozos petroleros productores.
Catión: Partícula positivamente cargada en la solución de un electrolito que bajo
la influencia de un potencial eléctrico, se moviliza hacia el cátodo
(electrodo negativo).
Cemento: Mezcla de aluminatos y silicatos de calcio que se produce combinando
cal y arcilla, con calor contiene aproximadamente 62.5 % de hidróxido de
calcio, el cual es la fuente más importante de dificultades cuando el lodo
es contaminado por cemento.
Coagulación: En terminología de lodos, es un sinónimo de floculación.
Coalescencia: Combinación de glóbulos de una emulsión causada por la atracción
molecular de las superficies.
Cohesión: Fuerza de atracción entre una misma clase de moléculas.
Coloide: Estado de subdivisión de la materia que consiste en grandes moléculas
individuales o en agregados de moléculas más pequeñas, dispersadas
en el grado que la fuerza de superficie se convierte en un factor
importante para determinar sus propiedades. El tamaño de las partículas
coloidales varían entre 0.001 a 0.005 micrones.
Contaminación: Presencia en un lodo de cualquier sustancia extraña que puede tender a
producir efectos nocivos en sus propiedades.
Copolímero: Sustancia que se forma cuando dos o más sustancias se polimerizan al
mismo tiempo, dando por resultado un producto que no es una mezcla
de polímeros individuales sino un complejo que tiene propiedades
diferentes de cada polímero que lo componen.
Crudo El petróleo en su estado natural.
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Daño a la formación: Daño a la productividad de una formación como resultado de la invasión
a la misma de fluido o partículas provenientes del lodo y/o formaciones
adyacentes.
Defloculación: Destrucción de las estructuras gelificadas (floculadas) por medio de
dispersante.
Derivados Los distintos productos que se obtienen del petróleo.
Descomposición
térmica:
Descomposición química de un compuesto por la temperatura en
sustancias más simples o en sus elementos constitutivos.
Deshidratación: Acción de perder un compuesto el agua libre que contiene o el agua de
mezcla.
Dispersante: Toda sustancia química que promueve la dispersión de la fase dispersa.
Dureza del agua: Dícese del contenido de calcio y magnesio en el agua.
Electrolito: Sustancia que se disocia en iones cargados, positivos y negativos,
cuando está en solución y que conduce una corriente eléctrica
Revoque: Material sólido depositado sobre la pared del pozo.
Exploración Ciencia para buscar el petróleo.
Extendedor de arcilla: Sustancias, generalmente compuestos orgánicos de alto peso molecular,
que cuando se añade a bajas concentraciones a la bentonita ejercen un
efecto viscosificante.
Falla: Término geológico que significa ruptura de la formación, hacia arriba o
hacia abajo, en los estratos subterráneos.
Filtrado: Líquido forzado a través de un medio poroso durante el proceso de
filtración.
Floculación: Asociación de partículas sin gran cohesión, en grupos ligeramente
unidos por fuerzas electrolíticas en geometría perpendicular de las
partículas.
Formación Nombre geológico que se da al conjunto de capas de rocas
sedimentadas.
Galonaje: Velocidad del flujo del lodo circulante, en volumen, que generalmente se
expresa en galones o barriles por minuto.
Gelación: Asociación de partículas para formar una estructura contínua.
Geofísica Ciencia que estudia la configuración de la tierra por métodos físicos.
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Geología Ciencia que estudia la composición de La tierra, su naturaleza, su
situación y Los fenómenos que la han originado.
Gumbo: Cualquier formación de consistencia pegajosa, como las arcillas
encontradas en la perforación de sedimentos marinos.
Hidratación: Acto por el cual una sustancia admite agua por medio de absorción y /o
adsorción.
Hidrocarburo EL petróleo y el gas natural, por tener compuestos de hidrógeno y
carbono.
Hidrólisis: Reacción de una sal con agua para formar un ácido y una base.
Hidróxido: Compuestos básicos que contienen el radical OH-
Humectación: Adhesión de un líquido a la superficie de un sólido.
Lutitas: Arcilla de origen rocoso, finamente granular, con clivaje tipo pizarra, que
es una sustancia orgánica parecida al petróleo.
Machín Equipo mecánico para succionar el petróleo del subsuelo.
Micrón: Unidad de longitud igual a la millonésima parte de un metro.
Molécula: Unión de dos o más átomos.
Oleoducto Tubería para transportar el petróleo.
Oro Negro Mote que se da al petróleo por su gran valor.
Orogénesis: Movimientos tectónicos que originan los relieves.
Permeabilidad: Propiedad de los materiales a ser atravesados por fluidos.
Petróleo Aceite de roca.
Plataforma submarina Sitio desde donde se hace el trabajo petrolero en el mar.
Polímero: Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas iguales, unidas
extremo con extremo, dando por resultado una sustancia que posee los
mismos elementos en la misma proporción que las moléculas originales,
pero de mayor peso molecular y con diferentes propiedades físicas.
Porosidad efectiva: Cantidad de espacios porales interconectados entre sí.
Porosidad: Espacio vacío en una roca de formación, que usualmente se expresa
como el porcentaje de espacio vacío por el volumen total.
Pozo Hueco profundo que se abre para buscar y producir petróleo.
Refinería Complejo donde se procesa el petróleo.
Reología: Ciencia que se ocupa de la deformación y el flujo de fluidos.
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Reservas probadas Volumen de Petróleo que se sabe con certeza que hay en un yacimiento.
Roca madre Lugar donde se formó el petróleo.
Roca sedimentada Capa subterránea constituida por sedimentos diversos.
Sensibilidad de la
formación:
Tendencia de ciertas formaciones productoras a reaccionar
adversamente con los fluidos invasores.
Sinclinal Es un pliegue cóncavo hacia arriba.
Sísmica Uno de los más importantes métodos para buscar petróleo.
Tensión interfacial: Fuerza requerida para romper la superficie entre dos líquidos inmiscibles
entre sí.
Tensión superficial: Fuerza que actúe en la interfase entre un líquido y su propio vapor, y que
tiende a mantener el área de esa superficie en un mínimo.
Titulación: Método para la determinación de la cantidad de alguna sustancia en una
solución; para ello se emplea un procedimiento basado en el uso de otra
solución llamada solución estándar.
Tixotropía: Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel con el tiempo.
Cualidad de una suspensión coloidal de desarrollar una fuerza gelificante
cuando se encuentra en reposo, pero que se convierte nuevamente en
fluido por agitación mecánica.
Trampa Sitio donde está atrapado el petróleo en el subsuelo.
Viscosidad: Resistencia interna al flujo ofrecido por un fluido debido a atracciones
entre moléculas.
Yacimiento Sitio donde se encuentra el petróleo. Acumulación de en el subsuelo de
rendimiento económico.
Zona productora: Parte de la formación penetrada que contiene petróleo o gas en
cantidades aprovechables comercialmente.
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14. Apéndice C. Pruebas con base agua y base aceite
PRUEBAS CON FLUIDOS BASE AGUA
Densidad
Equipo: balanza para lodos.
Procedimiento:
1. Llenar la copa con el lodo que ha de analizarse.
2. Colocar la tapa sobre la copa y asentarla firmemente, pero en forma lenta con un
movimiento giratorio. Asegurarse que sale un poco de lodo por el orificio de la
tapa.
3. Lavar o escurrir los restos de lodo que se encuentren en el exterior de la copa o el
brazo.
4. Colocar la balanza sobre el soporte y mover el cursor a lo largo del brazo
graduado hasta que la burbuja del nivel indique la nivelación correcta.
5. Leer la densidad del lodo en el lado izquierdo del cursor.
Calibración:
1. Llenar la copa metálica con agua pura y tapar en la forma indicada anteriormente;
secar exteriormente la balanza.
2. Colocar la balanza sobre el soporte y el cursor en el valor 8.33 lb/galón.
3. Si el peso y la copa no se equilibran en la posición correspondiente del nivel,
agregar o quitar balines según sea necesario. Los balines pueden agregarse o
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quitarse removiendo el tornillo de la cámara de compensación que se encuentra
en el extremo del brazo graduado.
Viscosidad API.
Equipo: Embudo Marsh
Procedimiento:
1. Tapar el extremo del embudo con un dedo y verter lodo a través del tamiz hasta
que el nivel coincida con la base del mismo. Sostener firmemente el embudo sobre
una jarra graduada con indicación de 946 ml (1/4 de galón).
2. Retirar el dedo del extremo y medir con un cronómetro el tiempo que tarda en
escurrir 946 ml de lodo a través del embudo. El número de segundos registrados
es la viscosidad Marsh.
Calibración:
Para calibrar el embudo, este se llena con agua limpia a temperatura ambiente y se anota
el tiempo para que escurran 946 ml. En estas condiciones los 946 ml de agua deben
escurrir en 26 segundos con una tolerancia de 0.5 segundos, más o menos.
Viscosidad Plástica y Punto Cedente.
Equipo: viscosímetro fann 35 / Ofite 800.
Procedimiento:
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1. Asegurarse que el voltaje de la corriente sea satisfactorio. El aparato que se usa
en el campo tiene una luz en el frente del instrumento y el voltaje es adecuado
cuando esta brilla en forma uniforme.
2. Una muestra recientemente agitada se coloca en el recipiente y se sumerge el
cilindro del rotor hasta la marca que se encuentra grabada en el exterior del rotor.
3. Se pone en marcha el motor y se coloca en su posición más baja el botón que
acciona la caja de velocidades para obtener la más alta velocidad (600 rpm). Se
mantiene la agitación durante 10 a 15 segundos hasta obtener una lectura
constante en el dial, y se anota este valor.
4. Cambiar la velocidad de rotación a 300 rpm y registrar la lectura del dial, una vez
que se estabilice la misma.
5. Para el cálculo se utilizan las siguientes ecuaciones:
6. Viscosidad plástica (cps) = lectura a 600 rpm – lectura a 300 rpm.
7. Punto cedente (lbs/100 pies2) = lectura a 300 rpm - Viscosidad plástica.
8. Se debe indicar también la temperatura a la que fue realizada la prueba.
Resistencia de gelatinosidad.
1. Agitar la muestra anterior por 10 segundos a una alta velocidad y permitir que
permanezca sin perturbar por 10 segundos. Colocar la velocidad en 3 rpm y poner
en marcha el motor. La lectura máxima es la resistencia de gel de 10 segundos.
2. Agitar la muestra nuevamente por 10 segundos a una alta velocidad y permitir que
permanezca quieta por 10 minutos. Colocar la velocidad en 3 rpm y poner en
marcha el motor. La lectura máxima es la resistencia de gel de 10 minutos.
Filtración API.
Equipo: filtro prensa API
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Procedimiento:
1. Se seca cuidadosamente todo el conjunto de filtro prensa, interior y exteriormente.
2. Se arma la tapa inferior y la celda, asegurándose, que el empaque, el tamiz y el
papel de filtro estén colocados correctamente.
3. Se llena la celda con lodo hasta 1 cm del borde. Este volumen es alrededor de 600
ml. Luego se coloca el conjunto en la base o marco del filtro-prensa.
4. Cuidadosamente se coloca el empaque y la tapa superior y se aprieta el tornillo “T”
lo suficiente para impedir la pérdida de presión.
5. Se coloca un cilindro graduado y seco debajo del tubo de drenaje para recoger el
filtrado.
6. Se cierra la válvula de purga y se aplica una presión de100 lb/pulg2.
7. Luego de 30 minutos se corta la presión y se abre lentamente la válvula de purga.
Se lee el volumen de agua que haya en el cilindro graduado y se anota el mismo,
en ml, como pérdida de agua API.
8. Se desenrosca el tornillo “T” y se quita el conjunto de la base. Debe asegurarse
primero que se haya liberado toda la presión. Se desarma el conjunto, se descarta
el lodo con mucho cuidado para salvar el papel filtro con un mínimo de daño al
revoque. Se lava el revoque depositado con una corriente suave de agua.
9. Se mide el espesor del revoque en 32avos de pulgadas. Se anotan sus
características tales como: delgado, grueso, áspero, flexible, quebradizo, gomoso,
etc.
Filtrado alta presión - Alta temperatura.
Equipo: filtro prensa APAT.
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Procedimiento:
1. Conectar el elemento de calentamiento al voltaje correcto para la unidad antes de
hacer la prueba. Colocar el termómetro en la cavidad correspondiente. Precalentar
el elemento de calentamiento hasta 310ºF. (10ºF sobre la temperatura de prueba).
Ajustar el termostato para mantener la temperatura deseada.
2. Agitar la muestra de lodo por 10 minutos.
3. Preparar la celda con papel filtro y llenarla con la muestra de lodo, teniendo
cuidado de llenar la celda como máximo hasta ½ pulgada por debajo de la parte
superior para permitir la expansión.
4. Colocar la celda dentro del elemento de calentamiento, teniendo las válvulas de
las partes superior e inferior cerradas. Transferir el termómetro a su cavidad en la
celda.
5. Colocar la unidad de presión sobre la válvula superior y asegurarla colocando el
pasador correspondiente.
6. Colocar la unidad receptora de baja presión sobre la válvula inferior y asegurarla
colocando el pasador correspondiente.
7. Aplicar 100 lb/pulg2 a ambas unidades de presión y abrir la válvula superior ¼ de
vuelta en la dirección contraria a las manecillas del reloj.
8. Al alcanzar la temperatura de 300ºF, aumentar la presión de la unidad superior a
600 lb/pulg2 y abrir la válvula inferior ¼ de vuelta para comenzar la filtración.
9. Mientras la prueba se realiza, la temperatura de prueba debe mantenerse dentro
de un rango de ± 5ºF. El filtrado debe drenarse cuidadosamente de la cámara
receptora cuando la contrapresión excede de 100 lb/pulg2.
10. Después de 30 minutos, cerrar ambas válvulas y aflojar el tornillo t del regulador
de presión. Recolectar todo el filtrado y agotar toda la presión de la unidad inferior
y luego agotar la presión del regulador superior. Remover la cámara de la camisa
de calentamiento y enfriarla a temperatura ambiente en posición vertical. La
cámara contiene aún 500 lb/pulg2 aproximadamente
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11. Medir la cantidad de filtrado recolectado y multiplicar este valor por dos. Registrar
el resultado como ml de filtrado APAT, junto con la temperatura de la prueba.
12. Después que la cámara esté fría, desahogar la presión cuidadosamente a través
de la válvula opuesta al papel filtro. Luego abrir la otra para agotar cualquier
presión que aún exista. Desarmar la cámara y desechar la muestra de lodo.
13. Observar y anotar la condición del revoque.
Contenido de arena.
Equipo: kit de prueba de arena.
Procedimiento:
1. Llenar el tubo hasta la marca de 50 ml. Con lodo. Luego agregar agua hasta la
marca de 100 ml. Tapar la boca del tubo con el pulgar y agitar vigorosamente.
2. Verter la mezcla sobre el tamiz limpio y previamente mojado. Descartar el líquido
que pasa a través del tamiz. Agregar más agua a la probeta, sacudir y verter de
nuevo sobre el tamiz. Repetir hasta que el agua de lavado esté clara. Lavar la
arena retenida sobre la malla con una corriente suave de agua para eliminar las
partículas de lodo.
3. Fijar el embudo en la parte superior del tamiz, invertirlo lentamente, colocando el
pico del embudo en la boca del tubo y con una corriente suave de agua, del lado
del tamiz opuesto a donde se depositó la arena. Pasar la arena a la probeta. Dejar
decantar la arena en el fondo de la probeta.
4. Observar el volumen de arena depositado y expresar el valor obtenido como
porcentaje de arena contenido por el lodo.
Contenido de líquidos y sólidos.
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Equipo: retorta.
Procedimiento:
1. Limpiar y secar la cámara antes de cada uso. Asegurarse que el interior de la
cámara permanece uniforme.
2. Obtener una muestra recientemente agitada, asegurándose que todo el aire y gas
ha sido liberado.
3. Depositar 10 ml de lodo en la cámara de la retorta.
4. Colocar la tapa sobre la cámara y limpiar el exceso de lodo que sale a través del
orificio.
5. Colocar lana de acero en la cámara superior.
6. Agregar lubricante en la rosca de la cámara inferior y enroscarla en la cámara
superior.
7. Colocar la cámara en el calentador.
8. Colocar una probeta graduada de 10 ml bajo la espiga de la unidad de
condensación y conectar la retorta.
9. Dejar que la retorta caliente hasta tanto la condensación cese (±30 minutos), y
luego permitir 10 minutos de calentamiento adicional.
10. Leer el volumen de aceite y agua recolectado y expresarlo en porcentaje.
11. Por diferencia al 100% determinar el porcentaje de sólidos.
Determinación de pH .
Equipo: pH metro
Procedimiento:
1. Hacer los ajustes necesarios para poner el amplificador en funcionamiento.
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2. Calibrar el medidor con soluciones de pH conocido.
3. Lavar los extremos de los electrodos y secarlos cuidadosamente.
4. Insertar el electrodo en la muestra de prueba en un recipiente pequeño.
5. Rotar el fluido alrededor del electrodo rotando el recipiente.
6. Cuando se estabilice el indicador, leer el valor de pH .
7. Reportar el pH del lodo a la aproximación de 0.1 de unidad.
Alcalinidad de filtrado.
Equipo: ácido sulfúrico 0.02 N, Fenolftaleína, Naranja de Metilo, pipeta graduada de 1 ml,
pH metro (potenciómetro).
Procedimiento:
1. Colocar 1 ml de lodo en un recipiente. Diluir la muestra de lodo con 25 ml de
agua destilada. Agregar 3-4 gotas de fenolftaleína; si la solución no cambia de
color (rosado) entonces Pf = 0.
2. Si se presenta el cambio de color, añadir ácido 0,02 N gota a gota de la pipeta,
agitando hasta que el color rosado desaparezca. Si la muestra está tan
coloreada que no se puede observar el cambio de color del indicador, el punto
final será tomado cuando el pH cae a 8,3, según sea medido por el medidor de
pH con electrodo de vidrio. (La muestra puede ser diluida con agua destilada.).
3. Indicar la alcalinidad de fenolftaleína del filtrado, Pf, como número de ml de
ácido 0,02 N requeridos por ml de filtrado para lograr el punto final.
4. Añadir 3 a 4 gotas de indicador de naranja de metilo a la misma muestra que
fue utilizada para medir Pf; un color naranja aparecerá.
5. Valorar con ácido 0,02 N hasta que el color se vuelva rosado salmón. Esto
ocurrirá al pH 4,3.
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6. Mf se indica como el volumen total (ml) de ácido utilizado para Pf más esta
última valoración.
Alcalinidad del lodo.
Equipo: ácido sulfúrico 0.02 N, Fenolftaleína, Naranja de Metilo, pipeta graduada de 1 ml,
pH metro (potenciómetro).
Procedimiento:
1. Medir 1 ml de lodo dentro del recipiente de valoración utilizando la jeringa. Diluir la
muestra de lodo con 25 ml de agua destilada.
2. Añadir 5 gotas de indicador de fenolftaleína, y durante la agitación, añadir ácido
0,02 N o ácido 0,1 N hasta que el color rosa desaparezca.
3. Si la muestra está tan coloreada que no se puede observar el cambio de color del
indicador, el punto final será tomado cuando el pH cae a 8,3, según sea medido
con electrodo de vidrio.
4. Indicar la alcalinidad de fenolftaleína del lodo, Pm, como número de ml de ácido
0,02 N (N/50) requeridos por ml de lodo. Si se utiliza el ácido 0,1 N, Pm = 5 x ml
de ácido 0,1 N por ml de lodo.
Contenido de cal
Determinar Pf y Pm de la manera descrita en los párrafos que anteceden.
Determinar la fracción volumétrica del agua en el lodo, Fw (fracción decimal de agua),
usando el valor obtenido durante la prueba de retorta.
𝐸𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙,𝑙𝑏
𝑏𝑏𝑙 = 0,26 𝑥 𝑃𝑚 − (𝑃𝑓 𝑥 𝐹𝑤 )
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Contenido de cloruros.
Equipo: Acido sulfúrico 0.02 N, Nitrato de plata 0.0282N, cromato de potasio, pipeta de 1
ml, matraz de titulación, agua destilada.
Procedimiento:
1. Medir 1 o 2 ml de filtrado dentro de un recipiente de valoración.
2. Añadir la cantidad de ácido requerida para la valoración de Pf.
3. Añadir 25 ml de agua destilada y 10 gotas de la solución de cromato de potasio.
Agitar continuamente y valorar con la solución normal de nitrato de plata, gota a
gota de la pipeta, hasta que el color pase de amarillo a rojo anaranjado y
permanezca en este color durante 30 segundos.
4. Registrar el número de ml de nitrato de plata requeridos para lograr el punto final.
(Si se utiliza más de 10 ml de solución de nitrato de plata 0,282N, considerar
repetir la prueba con una muestra más pequeña de filtrado medida con precisión, o
diluir usando el factor de dilución.)
5. Reportar
𝐶𝑙− 𝑚𝑔
𝑙𝑡 =
𝑚𝑙 𝐴𝑔𝑁𝑂3 0,0282 𝑥 1.000
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑖𝑙𝑡𝑟𝑎𝑑𝑜
Contenido de calcio.
Equipo: Solución de ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) (Versenato Estándar) 0,01 M
(1 ml = 400 mg Ca2+ o 1.000 mg CaCO3), Solución amortiguadora fuerte (buffer
amoniacal), Solución de Indicador de dureza, Recipiente de valoración, pipetas
graduadas, Agua destilada.
Procedimiento:
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1. Añadir aproximadamente 20 ml de agua destilada al recipiente de valoración.
2. Añadir 1 ml del agua o filtrado a probar.
3. Añadir 1 ml de solución amortiguadora fuerte (base de NH4OH).
4. Añadir unas 6 gotas de indicador de dureza y mezclar con una varilla de agitación.
Un color rojo tinto aparecerá si la muestra contiene calcio y/o magnesio.
5. Usando una pipeta, valorar con la Solución de Versenato Estándar (EDTA),
agitando continuamente hasta que la muestra se vuelva azul por primera vez, sin
que quede ningún rastro de rojo. Registrar el número de ml de solución de
Versenato Estándar utilizados.
6. Reportar:
𝐷𝑢𝑟𝑒𝑧𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑚𝑜 𝐶𝑎2+ 𝑚𝑔
𝑙𝑡 =
𝑚𝑙 𝑉𝑒𝑟𝑠𝑒𝑛𝑎𝑡𝑜 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟 𝑥 400
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎
𝐶𝑎𝐶𝑂3 𝑚𝑔
𝑙𝑡 =
𝑚𝑙 𝑉𝑒𝑟𝑠𝑒𝑛𝑎𝑡𝑜 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟 𝑥 1.000
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎
Capacidad de intercambio cationico (MBT).
Equipo: kit de prueba para azul de metileno: Solución de azul de metileno, peróxido de
hidrógeno al 3%, Solución de ácido sulfúrico 5 N.
Procedimiento:
1. Agregar 10 ml de agua destilada en el matraz.
2. Agregar 1 ml de lodo, 15 ml de agua oxigenada al 3%, 0.5 ml de ácido sulfúrico
5N.
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3. Colocar el matraz sobre el calentador y dejar hervir suavemente durante 10
minutos.
4. Diluir hasta aproximadamente 50 ml con agua destilada.
5. Agregar solución de azul de metileno de 0.5 ml en 0.5 ml agitando el contenido del
matraz luego de cada adición durante 30 segundos. Tomar una gota del líquido
con la varilla de agitación y colocarla sobre el papel de filtro. El punto final de la
titulación se alcanza cuando el tinte aparece como una aureola azul verdosa y
permanece por unos minutos.
6. Reportar:
𝑀𝐵𝑇 (𝑙𝑏
𝑏𝑏𝑙 𝑒𝑞𝑢. 𝑏𝑒𝑛𝑡𝑜𝑛𝑖𝑡𝑎) =
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑎𝑧𝑢𝑙 𝑑𝑒 𝑚𝑒𝑡𝑖𝑙𝑒𝑛𝑜
𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑑𝑜 𝑥 5
Determinación de carbonatos.
Equipo: Tren de Gas Garrett
Procedimiento:
1. Colocar la bala de nitrógeno.
2. Añadir 20 ml de agua destilada en la cámara 1.
3. Añadir 5 gotas de antiespumante octanol en la cámara 1.
4. Instalar la tapa del tren de gas Garrett con sus o- Rings.
5. Ajustar el tubo de dispersión cerca de 5 mm del fondo.
6. Conectar la manguera al vaso de dispersión de la cámara 1 y permitir el flujo de
nitrógeno para limpiar todo el gas en el sistema.
7. Desahogar todo el aire de la bolsa e instalar la manguera en la cámara 3.
8. Inyectar 1 ml de filtrado y 10 ml de ácido sulfúrico 5N en la cámara 1. Agitar el
equipo y abrir la llave de paso a la manguera.
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9. Permitir el paso de nitrógeno lentamente hasta que la bolsa esté completamente
llena.
10. Cerrar la válvula de paso hacia la bolsa y desconectar la presión.
11. Sacar la manguera de la cámara 3 e instálela al tubo drager.
12. Formar vacío en la bolsa a través de tubo drager.
13. Medir la longitud del color púrpura en el tubo drager.
14. Reportar:
𝐺𝑔𝑡 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑎𝑡𝑜𝑠 𝑚𝑔
𝑙𝑡 = 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑝𝑢𝑟𝑝𝑢𝑟𝑎 ∗ 25.000
15. Limpiar la cámara.
16. Realizar el mismo procedimiento sin filtrado a fin de determinar el factor de
corrección por agua destilada.
PRUEBAS CON FLUIDOS BASE ACEITE
Densidad:
El peso del lodo puede expresarse en libras por galón (lb/gal), libras por pie cúbico (lb/ft3)
y gramos por centímetro cúbico (g/cm3).
Equipo: Balanza para lodos
Procedimiento:
1. Llenar la copa con el lodo que ha de analizarse.
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2. Colocar la tapa sobre la copa y asentarla firmemente, pero en forma lenta con un
movimiento giratorio. Asegurarse que sale un poco de lodo por el orificio de la
tapa.
3. Colocar el pulgar sobre el orificio en la cubierta y lavar o limpiar todo el lodo en el
exterior de la balanza.
4. Colocar la balanza sobre el soporte y mover el cursor a lo largo del brazo
graduado hasta que la burbuja del nivel indique la nivelación correcta.
5. Leer la densidad del lodo en el lado izquierdo del cursor.
6. Lavar o limpiar perfectamente la balanza.
Viscosidad de embudo Marsh
Equipo: Embudo Marsh, Jarra para viscosidad Marsh
Procedimiento:
1. Agitar la muestra en el mezclador Hamilton Beach por 5 minutos
2. Tapar el extremo del embudo con un dedo y verter lodo a través del tamiz hasta
que el nivel coincida con la base del mismo. Sostener firmemente el embudo sobre
una jarra graduada con indicación de 946 ml (1/4 de galón).
3. Retirar el dedo del extremo y medir con un cronómetro el tiempo que tarda en
escurrir 946 ml de lodo a través del embudo. El número de segundos registrados
es la viscosidad Marsh.
Calibración:
Para calibrar el embudo, este se llena con agua limpia a temperatura ambiente y se anota
el tiempo para que escurran 946 ml. En estas condiciones los 946 ml de agua deben
escurrir en 26 segundos con una tolerancia de 0.5 segundos, más o menos.
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Reología.
Para determinar las reologías se utilizan viscosímetros que son instrumentos de rotación
impulsados por un motor eléctrico y por una manivela manual. El fluido de perforación
queda contenido en el espacio anular entre los 2 cilindros concéntricos. El cilindro exterior
o manga de la báscula se maneja a una velocidad de rotación constante (rpm.) La
rotación de la manga del vástago en el fluido produce una fuerza de torsión sobre el
cilindro interno. Un resorte de torsión restringe el movimiento del bulbo y un dial adherido
al bulbo indica el desplazamiento de la misma. Las constantes de los instrumentos se han
ajustado de manera que la viscosidad plástica y el punto cedente se obtengan al utilizar
lecturas de la manga del vástago a velocidades de 300 rpm y 600 rpm.
Equipo: Viscosímetro rotacional Fann 35 o equivalente, Termómetro de 0 - 105 ºC (32 -
220 ºF), cronómetro, Chaqueta de calentamiento
Procedimiento:
1. Agitar el lodo por 5 minutos en el Hamilton Beach
2. Colocar la muestra en el vaso del viscosímetro fann y caliéntela en la chaqueta de
calentamiento o termocopa
3. Sumergir la camisa rotatoria en la muestra de lodo hasta la marca indicada
4. Con la camisa rotando a 600 rpm, esperar que la temperatura llegue a 150ºF, e
inmediatamente registre la lectura del dial.
5. Cambiar la rotación a 300 rpm, esperar a que se estabilice la lectura y registrar la
lectura del dial
6. Reportar:
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Viscosidad aparente: viscosidad que parece tener el fluido en un instrumento dado
y una tasa definida de corte.
𝑉𝑎 𝑐𝑝 = 𝐿𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎 600 𝑟𝑝𝑚
2
Viscosidad plástica: resistencia al flujo causada por fricción mecánica y esta
principalmente afectada por la Concentración de sólidos, tamaño y forma de las
partículas sólidas y Viscosidad de la fase líquida.
𝑉𝑝 𝑐𝑝 = 𝜃600 − 𝜃300
Punto cedente: resistencia al flujo debido a las fuerzas de atracción que existen
entre las partículas o sólidos en suspensión, en condiciones dinámicas.
𝑃𝐶 𝑙𝑏
100𝑓𝑡2 = 𝜃300−𝑉𝑝
Tixotropía
Equipo: Viscosímetro rotacional Fann 35 o equivalente, Termómetro de 0 - 105 ºC (32 -
220 ºF), cronómetro, termocopa.
Procedimiento:
1. Agitar la muestra por 10 segundos a alta velocidad (600 rpm) y permitir al fluido
permanecer en reposo por 10 segundos, pasado este tiempo leer la máxima
deflexión a 3 rpm. Esta lectura obtenida es el gel a 10 segundos en lb/100ft2
2. Agitar nuevamente la muestra por 10 segundos a alta velocidad (600rpm) y
permitir al fluido permanecer en reposo por 10 minutos, pasado este tiempo leer la
máxima deflexión a 3 rpm. La lectura máxima obtenida es el gel a 10 minutos en
lb/100ft2
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Retorta
El conocimiento del contenido de agua, aceite y sólidos es fundamental para el control
apropiado de las propiedades tales como: la proporción de agua/aceite, la reología la
densidad, la filtración y la salinidad de la fase acuosa. El conocimiento de los sólidos en
un lodo base aceite es esencial para la evaluación del equipo de control de sólidos.
En esta prueba se calienta un volumen determinado de lodos a base aceite en un
instrumento de retorta para vaporizar los componentes líquidos. Estos vapores se
condensan y se recolectan en un recipiente graduado de precisión.
Equipo: Retorta de 10 ml, Grasa lubricante, Probeta del volumen de la celda 10 ml.
Procedimiento:
1. Agitar el lodo por 5 minutos en el Hamilton Beach
2. Asegurarse que la celda de muestra, el condensador, y la probeta estén limpios y
secos antes de usarse.
3. *El interior de la celda de muestra deberá llenarse con 10 ml de lodo hasta el tope
y lentamente asentar la tapa con un movimiento giratorio firme. Parte del fluido
será expulsado a través del orificio en la tapa indicando que el recipiente esta
lleno, limpiar la superficie con un trapo, asegurarse de aplicar una película de
silicona resistente altas temperaturas, enroscar con la cámara de arriba de la celda
(que esta empacado con lana de acero).
4. Verificar que el condensador este perfectamente limpio (para ello hacer pasar una
tira de cola de rata de 15 cms de largo de lado a lado del condensador.
5. Enroscar la celda con el condensador
6. Colocar la celda con su condensador en la cámara de la retorta
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7. Colocar una probeta limpia y seca en el tubo de descarga del condensador,
agregar 1 gota de agente humectante (para facilitar visibilidad en la separación de
las gotas de agua y petróleo)
8. Calentar la retorta y observar la caída del líquido del condensador.
9. Proceder a leer el destilado de la siguiente manera:
Vol. De agua - Es la parte líquida cristalina localizada en la parte inferior de la probeta.
Vol. De aceite - Es la parte líquida opaca o turbia localizada en la parte superior de la fase
líquida de la probeta.
Vol. De sólidos - Es la parte vacía, es decir, la parte superior de la probeta.
Cálculos:
% 𝐴𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒,𝑚𝑙
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎,𝑚𝑙∗ 100
% 𝐴𝑔𝑢𝑎 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎,𝑚𝑙
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎,𝑚𝑙∗ 100
% 𝑆ó𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠 = 100 − (% 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 + % 𝑎𝑔𝑢𝑎)
Relación aceite/agua = se determina la relación entre el % de aceite y % de agua pero
de la fracción liquida.
% 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑟𝑎. 𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒,𝑚𝑙
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑎𝑐. 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎 ∗ 100
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% 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑟𝑎. 𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎,𝑚𝑙
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑎𝑐. 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎 ∗ 100
Alcalinidad:
Es un método de titulación que mide el volumen de ácido estándar requerido para entrar
en reacción con los materiales (básicos) alcalinos de una muestra de lodo base aceite. El
valor de alcalinidad se utiliza para calcular en libras/barril el exceso de cal que no ha
reaccionado en un lodo a base de aceite. Los materiales con excesiva alcalinidad como la
cal ayudan a estabilizar la emulsión y a neutralizar el dióxido de carbono o los gases
ácidos de sulfuro de hidrógeno.
Equipo: Matraz erlenmeyer de 500ml, Agua destilada, Indicador cromato de potasio,
Indicador fenolftaleína, Nitrato de plata 0.282 N, Ácido sulfúrico 0.1 N
Procedimiento:
1. Tomar con una jeringa un volumen de 3 ml de lodo, deslizando el embolo de la
jeringa para sacar las burbujas de aire hasta dejar 2 ml de lodo en la jeringa, se
depositará en un matraz erlenmeyer de 500 ml, 1 ml de lodo. Al deslizar el embolo
de la lectura de 2 ml. hasta la lectura de 1 ml.
2. Agregar 50 ml de alcohol isopropílico-xileno (mezcla 50:50) y agitar
vigorosamente, para romper la emulsión durante 3 minutos hasta observar los
sólidos del lodo disgregados en la solución.
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3. Agregar directamente sobre la muestra 100 ml de agua destilada y agitar
nuevamente durante 2 minutos.
4. Agregar 8-14 gotas de indicador fenolftaleína y titular con ácido sulfúrico 0.1 N,
hasta que desaparezca el color rosa de la muestra anotando el gasto de ácido que
será la alcalinidad para reportar.
5. Dejar reposar la muestra durante 5 minutos. Si el color rosa no reaparece, el punto
final ha sido alcanzado. Si el color rosa reaparece, valorar otra vez con ácido
sulfúrico. Si el color rosa reaparece por tercera vez, valorar de nuevo. No se debe
valorar después de la tercera vez
El exceso de cal en lb/bbl:
𝑃𝑜𝑚 = 𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝐻2𝑆𝑂4 0,1𝑁 𝑝𝑜𝑟 𝑚𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑑𝑜
𝐸𝑥𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙 𝑙𝑏
𝑏𝑏𝑙 = 𝑃𝑜𝑚 ∗ 1,295
Salinidad.
Es un método de titulación que mide el volumen estándar de Nitrato de Plata requerido
para entrar en reacción con los iones de cloruro (y otros haluros) para formar sales de
cloruro de plata insoluble (o haluro de plata). En los procedimientos de las pruebas se
puede utilizar la misma muestra que se utilizo para la prueba de alcalinidad, siempre y
cuando la muestra sea ácida (pH menor a 7.0). El valor de cloruro registrado en todo el
lodo puede ser asignado a la fase acuosa hasta el punto de saturación. La concentración
de sales solubles en agua se encuentra en una relación directa con la efectividad con la
que el lodo controla la lutita durante la “actividad de la fase acuosa”. El valor de la
salinidad en la fase acuosa es necesario para ajustar el valor del agua de retorta para
obtener el valor correcto de la cantidad de sólidos para el lodo a base de aceite.
212
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Equipo: Muestra anterior de alcalinidad, Indicador cromato de potasio, Nitrato de plata
0.282N.
Procedimiento:
A la muestra anterior agregar 15-18 gotas de cromato de potasio
Titular con nitrato de plata 0.282 N hasta que se observe el vire de amarillo a rojo ladrillo
apuntando el gasto obtenido de nitrato de plata en ml.
% 𝑒𝑛 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝐶𝑙2 = 𝑣𝑜𝑙 𝐴𝑔𝑁𝑂3 ∗ 15,65 ∗ 100
𝑣𝑜𝑙 𝐴𝑔𝑁𝑂3 ∗ 15,65 + (𝑓𝑟𝑎𝑐𝑐 𝑎𝑔𝑢𝑎 ∗ 1000)
𝐶𝑎𝐶𝑙2 𝑚𝑔
𝑙 = % 𝑒𝑛 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝐶𝑎𝐶𝑙2 ∗ 10,000
Estabilidad eléctrica (de la emulsión).
La estabilidad eléctrica es una propiedad relacionada a la estabilidad de la emulsión y su
capacidad de mojarse con el aceite. La estabilidad eléctrica se determina aplicando una
señal sinusoidal, conectada por una rampa de a 2 electrodos planos paralelos inmersos
en el lodo. La corriente resultante permanece baja hasta que se alcanza un voltaje
umbral, donde la corriente aumenta rápidamente.
Equipo: Probador de emulsión (Emulsión Tester), Recipiente plástico, Termocopa,
Termómetro de 0 - 105º C (32 - 220º F).
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Procedimiento:
1. Verificar la calibración del equipo, de acuerdo a las instrucciones del fabricante.
2. Colocar la muestra en la termocopa y calentar hasta alcanzar la temperatura de
120º F (49º C), y deposítarla en el recipiente plástico o de cualquier otro material,
pero que no sea metálico.
3. Asegurarse que el electrodo este limpio, y proceder a sumergirlo dentro del lodo.
Agitar manual y ligeramente durante 10 segundos para asegurar una temperatura
uniforme.
4. De acuerdo a las instrucciones del aparato, proceda a hacer la lectura sin mover el
electrodo durante la lectura repita la prueba en la misma muestra las lecturas no
deberán de diferir en más de un 5%, de ser de otra forma, el probador o el
electrodo esta funcionando mal.
5. Reportar el promedio de las dos lecturas, como la estabilidad eléctrica del lodo y
las unidades son volts.
Filtrado alta presión alta temperatura (APAT)
El comportamiento de la filtración y las propiedades de recubrimiento de las paredes de
un lodo de perforación son fundamentales para el tratamiento y control de un lodo, así
como también lo son las características del filtrado, tales como el aceite, el agua o el
contenido de emulsión.
Las características de la filtración de un lodo base aceite son afectadas por la cantidad, el
tipo y el tamaño de las partículas sólidas y el agua emulsionada contenida en el fluido, así
como por las propiedades de la fase líquida. La interacción de los diferentes componentes
puede ser influenciada por la temperatura y la presión.
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Equipo: Filtro prensa alta temperatura alta presión completo, Probetas graduadas,
Termómetros 50 - 300 ºF, Papel filtro Whatman No. 50 o equivalente, cronómetro
Procedimiento:
1. Conectar a la corriente eléctrica la chaqueta y ajustar el termostato para que
alcance una temperatura de 10º F por encima de la deseada.
2. Agitar el lodo por 5 minutos en el agitador, y depositarlo en la celda dejando
cuando menos una pulgada de espacio, por la expansión del lodo.
3. Instalar el papel filtro y proceder a colocar la tapa cuidando que la válvula de vapor
no esté cerrada y así evitar que los empaques se dañen, asegurar la tapa
atornillando los prisioneros firmemente y cierre la válvula de vapor.
4. Colocar la celda en la chaqueta e instalar el colector y el cabezal con sus
respectivos pasadores de seguridad, asegurándose de que las cargas de CO2
sean nuevas.
5. Aplicar 100 psi a ambas unidades de presión y abrir la válvula superior ¼ de vuelta
en dirección contraria a las manecillas del reloj.
6. Una vez que la celda alcanzó la temperatura de 300º F, regular en el cabezal una
presión de 600 psi y abrir la válvula inferior ¼ de vuelta en dirección contraria a las
manecillas del reloj, a partir de ese momento mantener las mismas condiciones de
presión y temperatura por 30 minutos. Si la contrapresión se incrementa arriba de
100 psi durante la prueba, cuidadosamente reducir la presión purgando una
porción del filtrado.
7. Pasado los 30 minutos cerrar ambas válvulas de aguja de la celda,
inmediatamente colocar una probeta a la salida del colector y dejar salir el filtrado,
hasta que salga únicamente gas, y descargar la presión del regulador del colector.
8. Corregir el volumen de filtrado a reportar de ser necesario, si el área del papel filtro
es de 3.5 pulgadas cuadradas, el volumen a reportar se multiplica por 2. No así, si
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el área del papel filtro es de 7.1 pulgadas cuadradas, en este caso no se hace
corrección alguna.
9. Se recomienda dejar enfriar la celda antes de aliviar la presión, sacar el lodo y
medir el revoque para reportarlo en mm.
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15. Apéndice D. Cálculos de ingeniería.
𝐷𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎 𝑏𝑏𝑙
100𝑝𝑖𝑒 = 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎
𝑙𝑏
𝑝𝑖𝑒 ∗ 0.03638
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑢𝑒𝑐𝑜 𝑏𝑏𝑙
1000𝑝𝑖𝑒 = 𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑢𝑒𝑐𝑜 2
𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟 𝑏𝑏𝑙
𝑝𝑖𝑒 =
𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑢𝑒𝑐𝑜,𝑝𝑢𝑙𝑔 2 − 𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑒𝑥𝑡. 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎,𝑝𝑢𝑙𝑔 2
1029
Viscosidad Marsh
Cuatro veces el peso del lodo (libras/galón)
La mitad del peso del lodo (libras/pie3)
Incremento de peso
Diez sacos de barita incrementan el peso en 0.1 libras/galón por cada 100 barriles
de lodo.
Peso deseado x 5 = sacos de barita por cada 100 barriles de lodo y por cada
libras/galón.
Velocidad crítica
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𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝐶𝑟𝑖𝑡𝑖𝑐𝑎 𝑉𝑐 = 3.8 ∗ 𝑌𝑃
𝑀𝑊∗ 60
Donde:
YP = punto cedente
MW = peso de lodo libras/galón
Porcentaje de sólidos en lodos pesados. (15-16 libras/galón)
Dos (2) por el peso del lodo (libras/galón)
Incremento de volumen
Quince (15) sacos de barita incrementan el volumen en un barril
Con un saco de bentonita de alto rendimiento (100 barriles/ton) se preparan 5 barriles de
lodo
Con un (1) saco de atapulguita se preparan 4 barriles. (lodo salino)
Cuatro (4) sacos de cemento incrementan el volumen en 1 barril.
Incremento de viscosidad
Diez (10) sacos de bentonita de alto rendimiento (100 barriles/ton) incrementan la
viscosidad de embudo en ± seg/qto gal.
Peso estimado del aceite
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Cuando no se conoce la gravedad API del aceite, se asume un peso de 7.0 libras/galón
Sacos de bicarbonato de sodio para tratar contaminaciones con cemento.
Un (1) saco/barril de cemento.
Punto cedente óptimo.
YP = peso del lodo (libras/galón).
Porcentaje de aceite.
% 𝑔𝑎𝑠 𝑜𝑖𝑙 = 24 −𝑀𝑊 (𝑙𝑏
𝑔𝑎𝑙)
Cantidad de bentonita a mezclar = + 25 sacos /100 barriles de agua.
Diferencias de viscosidades de embudo.
Entre la descarga y la succión no mayor de 10 seg/cuarto de galón.
Gradiente de formación
Pf: gradiente de formación (psi/pies) * profundidad (pies)
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Siendo los gradientes normales 0.433 psi /pie para el agua dulce y 0.465 psi/pie para el
agua salada.
Presión Hidrostática
La presión hidrostática es la presión debida a la columna de fluido. La ecuación para el
cálculo de presión hidrostática esta definida por:
𝑃𝑖𝑑 = 𝑀𝑊 ∗ 𝑇𝑉𝐷 ∗ 0,052 = 𝑙𝑏
𝑝𝑢𝑙𝑔2(𝑝𝑠𝑖)
Peso de la tubería
𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 = 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 𝑎𝑖𝑟𝑒 ∗ 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑏𝑜𝑦𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎
Contenido de sólidos.
% sólidos= (peso del lodo - 8.33) * 7.5 (lodo nativo)
% sólidos= (peso del lodo - 6) * 3.2 (invertido con peso)
% sólidos= 1 – % fase líquida (base agua con peso)
% fase líquida= (35 – P lodo) /26.67
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16. Apéndice E. Balance de materiales.
En este tema se considera que todos los materiales utilizados en la preparación y
tratamiento de los fluidos de control permanecen constantes en todo el sistema de
circulación; cuando se da tratamiento a los fluidos es necesario anotar todas las adiciones
de materiales, para poder en cualquier momento de la perforación, efectuar cálculos para
ajustar la densidad (subirla o bajarla) la relación aceite/agua, diluir el sistema, dar
tratamiento químico para corregir las propiedades y características del fluido de que se
trate. Por lo tanto puede considerarse al sistema de circulación como un circuito cerrado.
En la figura anterior se considera que no hay aporte de fluidos o materiales del pozo hacia
el fluido y por lo tanto se podría considerar un sistema en el que lo que entra sea igual a lo
que sale:
Fluido que entra + Tratamiento = Fluido que sale del pozo + filtrado y revoque en el pozo
+ fluido perdido en los recortes.
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Despreciando las pérdidas de fluido por revoque y filtrado y en los recortes se tiene:
Fluido que entra al pozo = Fluido que sale del pozo + Materiales de Tratamiento.
Donde:
F = Fluido que entra al pozo
A = Fluido que sale de pozo
B = Material de Tratamiento
Tenemos entonces:
A + B = F (1)
Si W = Peso de cada término
Tenemos
Wa + Wb = Wf .............................. (2)
Cuando se utilizan materiales insolubles inertes se consideran los volúmenes aditivos.
Va + Vb = Vf ............................. (3)
Usando la Ec:
W = * V ................................. (4)
Y sustituyendo en (2)
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Se pueden calcular los pesos de cada material como sigue.
A*Va + b*Vb = f * Vf ..................... (5)
Sustituyendo Ec (3) en la Ec (5)
A*Va + b*Vb = f*(Va + Vb) .............. (6)
Desarrollando
A*Va + b*Vb = f *Va + f * Vb ............. (7)
Separando Términos
Va*(f - a) = Vb*(b - f) ............... (8)
De aquí podemos deducir la formula para densificar un fluido de control despejando Vb en
la Ec (8)
Vb = Va*(f - a)/(b - f) ................ (9)
Sustituyendo la Ec (4) en la (9)
Wb/b = Va*(f - a)/(b - f) .............. (10)
Despejando Wb en la Ec (10) queda:
Wb = Va*(f - a)*b/(b - f) ............. (11)
Reduciendo términos queda
Wb = Va*(f - a)/(b - f)/b .............. (12)
Finalmente tenemos:
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Wb = Va*(f - a)/(1 -(f/b) .................... (13)
Esta es la ecuación para calcular la cantidad de material densificante necesario para
ajustar la densidad del fluido de control.