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CAPTULO II

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MARCO TERICO2.1 Fluido de Perforacin

Es un fluido con caractersticas fsicas y qumicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, aceite y combinacin de agua y aceite con variado contenido y porcentaje de slidos. Los propsitos fundamentales del fluido de perforacin son remover y transportar los residuos del fondo del hoyo hasta la superficie, enfriar y lubricar la mecha y la sarta de perforacin, cubrir la pared del hoyo con u revoque, controlar las presiones de las formaciones, soportar parte del peso de la sarta de perforacin y la tubera de revestimiento, facilitar la obtencin de informacin acerca de las formaciones perforadas, mantener es sitio y estabilizada la pared del hoyo y transmitir potencia hidrulica a la mecha. Existen varios tipos de lodos de perforacin, el lodo con base agua, es aquel cuya fase continua es el agua, o la emulsin es aceite en agua, el lodo base aceite tiene por fase continua un aceite, el cual generalmente es diesel, sin embargo, tambin se utilizan crudos, aceites minerales y sintticos. Por ultimo se encuentran los lodos aireados, cuya fase continua es un gas, y se utilizan para la perforacin de zonas agitadas o zonas con bajas presiones anormales, su gran ventaja sobre los fluidos lquidos son sus excelentes tasas de penetracin. 2.2 Funciones de los Fluidos de Perforacin

2.2.1 Transportar los recortes de perforacin y los derrumbes de las paredes del pozo hasta la superficie La mecha a travs de su paso por las diferentes formaciones existentes en el subsuelo, va produciendo gran cantidad de recortes cuyo volumen es equivalente al dimetro de la misma. Adems de estos ripios, el hoyo perforado sufre derrumbes de sus paredes, bien sea por

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inestabilidad de la formacin (Lutitas), efecto del contacto de la tubera de perforacin y el ensamblaje de fondo con las paredes del hoyo y otras causas. Estos recortes y derrumbes poseen una gravedad especfica que los hace ms pesados que el fluido de perforacin y por lo tanto estn sometidos a la fuerza de la gravedad y tienden a caer hacia el fondo del pozo. Para poder vencer esta fuerza de cada, se requiere que el fluido de perforacin posea una velocidad suficiente para vencer la velocidad de cada de los ripios y derrumbes. Si el pozo no es limpiada de forma apropiada, este material se acumulara en el espacio anular ocasionado problemas de aumento de la torsin, del arrastre y de la presin hidrosttica. Adems puede originar pega de tubera, reduccin de la tasa de penetracin y posibles prdidas de circulacin inducidas. 2.2.2 Mantener en suspensin los recortes y derrumbes, en el espacio anular cuando se detiene la circulacin Al momento de detener la circulacin del lodo, la fuerza con la cual se estn elevando las partculas en el espacio anular se hace cero. Por efecto de la gravedad y el peso de estas partculas, las mismas tendern a caer hacia el fondo del pozo. Para evitar esto el fluido de perforacin debe tener la capacidad de formar una estructura de gel al estar en reposo e igualmente al iniciar el movimiento por reinicio de la circulacin, el fluido debe recuperar su fluidez en forma rpida. Esta propiedad evita la ocurrencia de problemas operacionales como pega de tubera, perdidas de circulacin inducidas, arrastres y adems es factor determinante en la perforacin de pozos altamente inclinados y horizontales, donde la deposicin de ripios juega un papel importante para el xito de la misma. Es de gran importancia tambin la suspensin de material densificarte (Barita, Hematina, etc.), para poder mantener una presin hidrosttica constante a travs de toda la columna. 2.2.3 Sostener las paredes del pozo A medida que se realiza la perforacin, se suprime parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del pozo. El lodo de perforacin debe de sostener las paredes del pozo hasta que se 4

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coloque un revestimiento, evitando as la posibilidad de un derrumbe. El sostn que debe sostener el lodo depende de la naturaleza de la formacin. Formaciones muy consolidadas requieren poco sostn por parte del lodo, mientras que formaciones no consolidas requieren de mayor soporte. 2.2.4 Transmitir potencia hidrulica sobre las formaciones, a travs de la mecha Durante la circulacin, el fluido de perforacin es expulsado a travs de los jets de la mecha a muy alta velocidad. Esta fuerza hidrulica mantiene a la superficie debajo de la mecha libre de recortes de perforacin. Si los recortes no son removidos. La mecha vuelve a triturarlos y por lo tanto se reduce la velocidad de perforacin. La remocin apropiada de material en la superficie alrededor de la mecha, depende de las propiedades fsicas del fluido y su velocidad al salir por los jets de la misma. En situaciones especiales la fuerza hidrulica el fluido se utiliza para hacer que la mecha gire. La mecha se acopla a un motor de fondo hidrulico y este a su vez se ensambla en el fondo de la sarta de perforacin. 2.2.5 Medio adecuado para el perfilaje por cables El fluido de perforacin debe poseer buenas condiciones de conductividad de electricidad y que sus propiedades elctricas sean diferentes a la de los fluidos de la formacin, para poder realizar el perfilaje o registros elctricos al pozo. Es importante entonces que durante el proceso de perforacin exista la menor cantidad de fase liquida del lodo invadiendo la formacin, para as evitar en lo posible el dao a la formacin y el resultado no confiable del perfilaje. Igualmente, el lodo no debe de erosionar las paredes del pozo ya que los resultados tambin se van a ver influenciados por este motivo. En la actualidad, se utilizan una serie de equipos de medicin instantnea, tanto los parmetros de perforacin en si como de perfilajes durante la perforacin (MWD, LWD), cuyos resultados proporcionan al ingeniero, las herramientas necesarias para optimizar el 5

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proceso de perforacin que sin unas buenas condiciones del lodo, seria imposible su aplicacin. 2.2.6 Enfriar y lubricar la mecha y la sarta de perforacin A medida que la mecha perfora el fondo del hoyo y la sarta roza contra las paredes del pozo, se genera calor como producto de la friccin. El lodo debe ser capaz de absorber este calor y de llevarlo hasta la superficie, adems de lubricar. El fluido tambin acta como lubricante para la mecha, la sarta de perforacin y el revestimiento. Algunas partculas del fluido de perforacin no pueden describirse apropiadamente como lubricantes; sin embargo, la facilidad con la cual se deslizan una con otra y por su deposicin sobre las paredes del pozo hacen que la friccin y la erosin sean mnimas. En ocasiones se agregan algunos materiales al fluido de perforacin para mejora sus propiedades de lubricacin. Entre los beneficios de esta propiedad de lubricacin se incluye mayor tiempo en la vida de la mecha, disminucin en la torsin y en la tensin, reduccin de la presin de la bomba y en el desgaste por friccin entre la sarta de perforacin y la tubera de revestimiento. 2.2.7 Controlar presiones de formacin El agua y los hidrocarburos contenidos en el subsuelo estn en la mayora de los casos bajo presin. Al momento de perforar un pozo se estn perturbando las condiciones naturales del yacimiento y por ende la de los fluidos entrampados en l, los cuales por diferencia de presin tratarn de salir incontrolablemente a superficie. El fluido de perforacin debe de proporcionar la presin necesaria para contrarrestar este flujo de fluidos provenientes de la formacin a travs de la presin hidrosttica ejercida por el lodo sobre las paredes el pozo. Esta presin depender de la presin del lodo y la altura de la columna de fluido. El no detectar a tiempo estas presione, puede originar arremetidas, las cuales se pueden convertir en reventones causado grandes y graves problemas. 6

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2.2.8 Suspensin de la tubera de perforacin y revestimiento El equipo de perforacin esta constantemente a grandes esfuerzos por efecto principalmente del peso de tubera de perforacin y del revestimiento. En la mayora de los casos, este proceso puede exceder las 300 toneladas. El peso de esta tubera esta parcialmente sostenido por el empuje ascendente del fluido de perforacin (Principio de Arqumedes). Esta presin ascendente depende de la presin ejercida por el fluido por la seccin transversal. El peso de la sarta de perforacin y de la tubera de revestimiento en el fluido, es igual al peso de la misma en el aire multiplicado por un factor de flotacin. Existe una relacin inversa que se cumple; a mayor densidad del lodo, disminuye el peso de la tubera. La ecuacin que rige el factor de flotacin es la siguiente:Ff = 1 ( 0.015 * Densidad del Fluido )

(Ec. 2-A)

2.2.9

Mantener la Armona Ambiental

Es necesario utilizar productos que sean lo menos daino al medio ambiente, rigindose siempre por las leyes ambientales de la localidad. Los aditivos de bajos efectos contaminantes muchas veces resultan menos efectivos y econmicos, pero la necesidad de reducir efectos adversos en la zona de operacin justifica el uso de los mismos. 2.3 Propiedades Fsicas y Qumicas de Fluidos de Perforacin

Las propiedades fsicas y qumicas de un fluido de perforacin juegan un papel importante sobre el desarrollo de una operacin de perforacin. Estas propiedades quizs son las nicas variables en la operacin que pueden ser modificadas para obtener una mayor eficiencia. Las propiedades mas enfocadas son:

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Densidad. Reologa y resistencia gel. Control de filtrado. Slidos. Densidad

2.3.1

Peso por unidad de volumen. Generalmente se le da el nombre de peso del lodo y esta expresado en libras por galn, libras por pie cbico. La densidad del lodo depende del tipo de lquido utilizado y del material que se le adicione. Durante la perforacin de un pozo, el control de la densidad juega un papel importante. La prevencin y control del influjo de fluidos desde la formacin al pozo, permite que el proceso de formacin sea llevado acabo de una forma segura. El peso o densidad de los fluidos debe ser suficiente para contener el o los fluidos de la formacin, pero su valor no debe ser demasiado alto como para fracturar la formacin y originar prdidas de circulacin. Altas densidades provocaran altas presiones hidrostticas, las cuales tienen gran influencia en las tasas de penetracin, que se vern reducidas a medida que la densidad es mayor. La mecha encontrara oposicin a penetrar las formaciones por efecto de presin en la cara posterior de la mecha de perforacin. A nivel de laboratorio y en el campo se mide utilizando la balanza de lodos, balanza presurizada y el densitmetro. 2.3.2 Reologa La reologa es el estudio de la deformacin y del flujo de todo tipo de materia. La resistencia que un fluido ofrece a la deformacin se conoce como viscosidad. La viscosidad es la medida de un coeficiente de rozamiento en el seno de un fluido. Est relacionada con la energa

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requerida para desplazar una capa de fluido, en movimiento relativo, a las capas contigua del mismo y que se opone a las friccin de estas ultimas ejercen sobre la primera, es decir, es una medida de la resistencia interna al flujo. Partiendo de un flujo laminar, las partculas de fluido en una capa o lmina individual se mueven todas a la misma velocidad, sin embargo, las diferentes capas se mueven ordinariamente a velocidades diferentes. Por ejemplo, la lamina que esta en contacto con la pared de la tubera no se mover (velocidad cero). Las lminas vecinas a ellas se estarn moviendo lentamente, mientras que las capas que estn cerca del centro se movern ms rpidamente. Se puede visualizar que las capas se estn deslizando una al lado de la otra. Esta velocidad relativa con la cual una capa individual se mueve con respecto a las capas vecinas se conoce como razn de corte (velocidad de corte). El fluido tiende a resistir el hecho que las diferentes capas se muevan a velocidades diferentes. La fuerza de resistencia que una capa individual ofrece a las capas vecinas es el esfuerzo cortante (tensin de corte). 2.3.2.1 Propiedades Reolgicas

Viscosidad Plstica (Cp o Pa-s)

Es la resistencia de un fluido a fluir, causada principalmente por la friccin mecnica entre las partculas suspendidas y por la viscosidad de la fase fluida. Es afectada por el tamao, concentracin y forma de las partculas suspendidas en el lodo. Todo aumento en la superficie total expuesta de los slidos se reflejar en el aumento de los valores de viscosidad plstica. Esta propiedad se calcula midiendo los esfuerzos cortantes a 600 y 300 r.p.m. en el viscosmetro FANN 35.

Punto Cedente (Lb/100 pie2 o Pa)

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Es la fuerza requerida para iniciar el flujo, es la resistencia de un fluido a fluir, causada por la fuerza de atraccin entre las partculas, producto de la interaccin de sus cargas elctricas. La magnitud de esta fuerza es una funcin del tipo y concentracin de los slidos y las cargas asociadas con ellos y de la concentracin inica de las sales contenidas en la fase fluida del lodo. Es una medida independiente del tiempo.

Fuerza Gel (Lb/100 pie2 o Pa)

Cuando un fluido de perforacin ha sido sometido a velocidades de corte cero o casi cero durante cierto tiempo, el fluido tiende a desarrollar una estructura de gel rgida o semirgida. Esta propiedad de los fluidos se llama tixotropa. Esta propiedad permite que el fluido mantenga las partculas en suspensin cuando se ha detenido la circulacin en el pozo. 2.3.2.2 Factores que afectan la Reologa Presin: ejerce poco efecto sobre la reologa de los fluidos base agua, pero afecta significativamente a los lodos base aceite o petrleo. Temperatura: la viscosidad decrece a medida que aumenta la temperatura. Tiempo: la resistencia de gel es una manifestacin de la dependencia del tiempo, en fluidos tixotrpicos.(4)

2.3.3 Filtracin Si se hace pasar el lodo por una malla extremadamente fina, el cedazo retendr los slidos y permitir el paso de la fase liquida. La capa de slidos retenidos recibe el nombre de revoque, entre tanto, el fluido que atraviesa esa capa se le conoce como filtrado. La filtracin, o perdida de filtrado, es el volumen de ese filtrado. La perdida de filtrado que tiene lugar mientras el revoque se esta formando se conoce como perdida inicial.

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Durante la perforacin, las formaciones se comportan como un cedazo o malla. Los slidos se depositan sobre las paredes y el filtrado invade la formacin. Se debe tener un control adecuado de la perdida de filtrado para asegurar un buen funcionamiento del lodo. Debe tener un revoque delgado y resistente e impedir una perdida excesiva de filtrado. Adems, debe existir control sobre las propiedades qumicas de este, ya que debe ser compatible con la formacin y los fluidos de la misma. Con el control apropiado de las prdidas de filtrado se obtienen beneficios, tales como: Menor riesgo de aprisionamiento de tubera. Mayor proteccin a las formaciones productoras. Mejoramiento en los perfilajes. Beneficios en la estabilidad del pozo. Debe existir una presin diferencial positiva entre el pozo y la formacin para que pueda ocurrir la filtracin. Esta presin diferencial es la diferencia entre la presin hidrosttica y la presin de la formacin. Segn Darcy una formacin es permeable si tiene la capacidad de permitir que el fluido pase a travs de ella. Del tamao del espacio poroso influir en el grado de conexin de los poros. Si el fluido no puede penetrar a travs de las rocas, se dice que la roca es impermeable y por ende, no se puede formar revoque ni producirse prdidas e filtrado, como es el caso de las lutitas. En el pozo ocurren dos tipos de filtracin: Dinmica y Esttica. La Dinmica tiene lugar cuando el lodo esta circulando, el revoque se erosiona y por lo tanto es mas delgado que el revoque esttico, pero sin embargo la perdida de filtrado es mayor. La filtracin esttica tiene lugar cuando el lodo no esta en movimiento, el revoque se hace ms grueso con el tiempo, dado que el revoque restringe el flujo de filtrado y la tasa o velocidad de filiacin disminuye con el tiempo. En el laboratorio, la filtracin esttica se mide con ensayos a baja

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presin o a alta presin y alta temperatura (HP-HT- 500 Lpc de presin diferencial y temperatura >200). Entre los factores que afectan el filtrado se tienen: Tiempo Temperatura Presin Caractersticas de los slidos del lodo Las propiedades de filtracin y de recubrimiento de las paredes del hoyo por el revoque del fluido de perforacin, son reconocidas como de fundamental importancia en las operaciones de perforacin y terminacin de pozos, ya que la filtracin y el revoque son fenmenos asociados con un medio filtrante de alguna permeabilidad, se esperara que las pruebas para estos parmetros se aplicaran a aquellos intervalos del hoyo donde las rocas tienen alguna permeabilidad, esto es, arenas y carbonatos. La filtracin en zonas permeables esta mas sujeta a interpretacin lgica. La relacin entre el espesor del revoque y la reduccin del hoyo frente a formaciones permeables es directa. La posible relacin entre la cantidad y calidad del filtrado que puede invadir una zona permeable y la eventual productividad de la zona es mas aparente. El control del grado de filtracin consiste esencialmente de la formacin de un revoque de permeabilidad limitada sobre la cara de la roca permeable que esta expuesta al lodo. 2.3.4 pH

Es la medida de la concentracin de iones Hidrgeno. La escala de pH es negativa y logartmica y su rango es de 0 a 14. Cuando est por debajo de 7, la solucin es cida, porque los iones H+ son mayores que OH-. Es recomendable que todos los lodos posean un pH mayor a 7 para reducir la corrosin. 2.3.5 Alcalinidad

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Concentracin de iones Oxidrilo (OH-) en exceso en una solucin acuosa. Se dice que una solucin es alcalina cuando el nmero de iones Oxidrilo excede el nmero de iones Hidrgeno. La alcalinidad puede ser clasificada de acuerdo con la fuente de iones Oxidrilo, sobre todo en tratamientos qumicos, perforacin de cemento, agregado de cal, ionizacin de tratamientos de lodo con silicatos, presencia de iones carbonato con agua y reaccin de iones bicarbonato con agua.

2.5

Fases de los lodos

Es importante acotar que la fase contnua de un lodo es siempre liquida, en cambio, en fase discontnua se pueden hallar slidos, lquidos y/o gases. La fase liquida de un lodo es generalmente agua, petrleo o una mezcla de ambos, como es el caso de una emulsin donde un liquido esta suspendido en la fase interna de la emulsin y el liquido dentro la cual esta suspendida esta fase interna recibe el nombre de continua o externa. Es importante distinguir estas fases. Las razones para la viscosidad de un lodo hay que buscarlas en la fase discontinua, mientras que la formacin de revoque proviene de las partculas en suspensin. 2.5.1 Fase contnua La fase continua de un lodo base agua es agua. Las sales disueltas en el agua tambin forman parte de la fase continua. Los cationes Na+ (Sodio), Ca++ (Calcio) y el anin OH-(Oxidrilo), son de particular importancia en el comportamiento de los lodos base agua. La concentracin de los iones Na+, Ca+ afectan la hidratacin de las arcillas. Si esta concentracin es suficientemente alta, provocara la inhibicin de las arcillas aadidas al lodo, por otro lado, si son aadidos a la fase continua de un lodo en el cual las arcillas ya se encuentran hidratadas, se producir floculacin, seguida de la deshidratacin de las arcillas. 13

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La concentracin de iones oxidrilo se refleja en los valores de alcalinidad y en ph. Los iones oxidrilo mejoran la dispersin de las arcillas, reducen el efecto de muchos contaminantes e inhiben la corrosin. 2.5.2 Fase Dispersa

los glbulos de petrleo emulsionado dan viscosidad al lodo y reducen su densidad. El petrleo del lodo puede provenir de las formaciones perforadas. Tambin puede aadirse deliberadamente para reducir la friccin mecnica, reducir la filtracin a travs de las paredes del pozo, liberacin de tubera atascada por presin diferencial, producir un lodo ms liviano, etc. El aire o el gas que pueden penetrar un lodo de perforacin, provocando un aumento de su viscosidad y disminucin de su densidad. Este aire o gas puede de formaciones perforadas o de operaciones de superficie. 2.5.3 Fase Slida

Todas las partculas slidas que hay en un lodo pertenecen a la fase dispersa. El comportamiento del lodo depender e la cantidad de slidos presentes en el sistema; la velocidad de penetracin es mayor mientras menor cantidad de slidos exista. Sin embargo existe en un lodo de perforacin slidos deseables, los cuales contribuyen positivamente sobre las propiedades del lodo, y de all la justificacin para su permanencia en el sistema. Un ejemplo de ello es la Barita y la Bentonita, densificante y Viscosificante por excelencia en sistemas de lodos base agua. El tamao de estos slidos es de gran importancia, se pueden clasificar en coloidales (menores a 2 micrones), arenas (mayores a 74 micrones), limo (entre 2 y 74 micrones). El tamao de estas partculas provocara mayor desgaste por abrasin en tanto sean mayores.

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2.6

Los fluidos de perforacin se clasifican de acuerdo a su fase continua en:

2.6.1 Fluidos Base Agua Son los lodos de mayor uso en la perforacin de pozos; pueden ser nativos (no tratados), ligeramente tratados hasta intensamente tratados. Estos ltimos llamados tambin inhibitorios, reducen o inhiben la interaccin del lodo con algunas formaciones perforadas debido a las preferencias de cationes. 2.6.2 Fluidos Base Gas Tiene como fase continua o externa un gas, a los cuales se les agrega poca cantidad de agua para formar denominados neblinas, o una cantidad mayor para formar espumas. El agua puede provenir bien sea de una mezcla predeterminada en superficie o de aquella presente en la formacin. Para lograr estos fluidos se deben adicionara agentes surfactantes o espumante, respectivamente. El gas de la fase externa puede ser gas natural o aire. Las neblinas o espumas son capaces de transportar eficientemente los ripios y en el caso del gas, este puede ser quemado a la salida del pozo, de esta manera se separan rpidamente los ripios del lodo. 2.6.3 Fluido Base Aceite

Los lodos base aceite, como cualquier fluido de perforacin, deben ser utilizados adecuadamente para obtener los beneficios asociado con ellos. Estos pueden ser cien por ciento aceite o invertido. Cuando se habla de lodos base aceite, se refiere aquellos lodos con 15% de agua en volumen, mientras que la emulsin inversa, esta referida a lodos base aceite con ms de 5% de agua en volumen. 2.6.4 Otros tipos de fluidos de perforacin

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Para la base acuosa del fluido, adems de agua fresca, puede usarse agua salobre o agua salada (salmuera) o un tratamiento de sulfato de calcio. Muchas veces se requiere un fluido de pH muy alto, o sea muy alcalino, como es el caso del elaborado en base de almidn. En general, la composicin y la preparacin del fluido son determinadas segn la experiencia y resultados obtenidos en el rea. Para satisfacer las ms simples o complicadas situaciones hay una extensa gama de materiales y aditivos que se emplean como anticorrosivos, reductores o incrementadores de la viscosidad, reductores de la filtracin, controladores del pH, lubricadores, bactericidas, floculantes, controladores de prdida de circulacin, surfactantes, controladores de lutitas inestables o emulsificadores y desmulsificadores, etc. (8) (4) 2.7 Fludos de perforacin para la zona productora

Los fluidos de perforacin para la zona productora son fluidos no dainos, especialmente diseados para ser utilizados en los intervalos del yacimiento. Estn formulados para maximizar la eficiencia de la perforacin, al minimizar los daos a la formacin, conservando as la productividad potencial del pozo. En general, los fluidos de perforacin convencionales no pueden ser utilizados para la perforacin de la zona productora. En las completaciones en pozo abierto (pozos completados sin cementar la tubera de revestimiento a travs de la formacin productiva), debe ser posible extraer el fludo y el revoque sin recurrir a tratamientos de limpieza. Los fludos de perforacin de yacimiento estn especialmente diseados para reducir los daos a la formacin y mejorar la limpieza en estos pozos. Los fludos de perforacin de yacimiento son sumamente importantes en los pozos horizontales, donde los bajos diferenciales de presin del yacimiento al pozo hacen que las operaciones de limpieza sean ms difciles. Los filtros de grava y las mallas preempacadas limitan el tamao de los slidos que pueden ser producidos desde el pozo; por lo tanto, los fludos de perforacin convencionales cargados de slidos deberan ser evitados durante la perforacin de intervalos horizontales a travs de zonas productivas.

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Muchos fludos pueden ser usados como fludos de perforacin de yacimiento, incluyendo los fludos base agua, aceite y sinttico. La seleccin del fluido depende del tipo de formacin, de la composicin de los fluidos de la formacin, del mecanismo de daos a la formacin y del mtodo de completacin. Los siguientes pasos constituyen el proceso de seleccin recomendado para un fludo adecuado de perforacin: Identificar el tipo y la permeabilidad de la formacin. Seleccionar el tipo de completacin. Seleccionar el fludo de perforacin de yacimiento. Seleccionar el mtodo de limpieza. Un fluido de perforacin de yacimiento debera tener las siguientes caractersticas: 2.7.1 Control de daos a la formacin El fluido de perforacin de yacimiento no debera contener arcillas o materiales densificantes insolubles en cido que pueden migrar dentro de la formacin y taponar los poros. Debera estar formulado con viscosificadores rompibles o solubles en cido, materiales de filtrado y agentes de taponamiento de tamao apropiado, todos los cuales limitan el filtrado hacia la formacin y aseguran una buena limpieza. El filtrado debera estar formulado para impedir que las arcillas en la zona productiva se hinchen, migren o taponen la formacin. El filtrado debera ser compatible con los fludos de la formacin, de manera que no cause la precipitacin de las incrustaciones minerales.

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El fluido y el filtrado no deberan modificar las caractersticas de la formacin de humectado por agua a humectado por aceite, o viceversa.

El filtrado no debera formar emulsiones con los fluidos de la formacin, causando el taponamiento de la formacin.

2.7.2 Perforabilidad El fluido de perforacin de yacimiento debera proporcionar buena limpieza del pozo, lubricidad e inhibicin. Debera minimizar el ensanchamiento del pozo y proporcionar la estabilidad del hoyo.

2.9

Problemas Operacionales.

2.9.1 Pega de Tubera. La pega de tubera es uno de los problemas de perforacin ms comunes y ms graves. La gravedad del problema puede variar de una inconveniencia menor que puede causar un ligero aumento de los costos, a complicaciones graves que pueden tener resultados considerablemente negativos, tal como la prdida de la columna de perforacin o la prdida total del pozo. Un gran porcentaje de los casos de pega de tubera terminan exigiendo que se desve la trayectoria del pozo alrededor de la pega de tubera, llamada pescado, y que se perfore de nuevo el intervalo.

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Si la tubera se pega, ser necesario hacer todo lo posible para liberarla rpidamente. La probabilidad de que la pega de tubera sea liberada con xito disminuye rpidamente con el tiempo. En general, la tubera se pega mecnica o diferencialmente.La pegadura mecnica es causada por una obstruccin o restriccin fsica. La pegadura por presin diferencial es causada por las fuerzas de presin diferencial de una columna de lodo sobrebalanceada que acta sobre la columna de perforacin permeable. 2.9.1.1 Pega Mecnica de la Tubera. Puede ser clasificada en dos categoras: 1.- Empaquetamiento del pozo y puentes, causados por: 1. Recortes depositados. Inestabilidad de la lutita. Formaciones no consolidadas. Cemento o basura en el pozo. Ojos de llave. Pozo por debajo del calibre. Conjunto de perforacin rgido. Formaciones mviles. Formacin de Cavernas. Roturas de la tubera de revestimiento. Empaquetamiento del pozo y puentes. contra un revoque depositado en una formacin

2.- Perturbaciones de la geometra del pozo, causadas por:

Causas:

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a.- Recortes depositados. Si los recortes no son retirados del pozo, se acumulan en ste, causando el empaquetamiento del pozo, generalmente alrededor del Ensamblaje de Fondo (BHA), y la pega de la columna de perforacin (Figura 2-2). Este problema ocurre frecuentemente en las secciones agrandadas, donde las velocidades anulares son ms bajas. En los pozos desviados, los recortes se acumulan en la parte baja del pozo y pueden caer dentro del mismo, causando el empaquetamiento. La causa de la remocin inadecuada de los recortes del pozo son: Perforacin a velocidades de penetracin excesivas para una velocidad de circulacin determinada. Esto genera ms recortes de los que pueden ser suspendidos hasta superficie. Hidrulica anular inadecuada. Reologa inadecuada del fluido de perforacin. Trayectorias de pozos muy desviadas. Los slidos perforados se depositan en la parte baja del pozo, originando camadas de rpios. Desprendimiento y obturacin de la formacin alrededor de la columna de perforacin. Circulacin insuficiente para limpiar el pozo antes de sacar la tubera o de realizar conexiones. Perforacin involuntaria sin circulacin. Las principales indicaciones de la sedimentacin de los recortes son: Relleno en el fondo despus de realizar las conexiones y los viajes. La cantidad de retornos de rpios es muy poco para la velocidad de penetracin. Aumento del torque, arrastre y presin de bomba. Aumento del peso y de la viscosidad del lodo. Las medidas preventivas para minimizar la posibilidad de sedimentacin de recortes son:

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Mantener la reologa adecuada del lodo de perforacin en funcin de las condiciones del hoyo. Circular siempre hasta que las pldoras retornen hasta superficie. Altas velocidades de circulacin. Usar una rotacin agresiva de la tubera de perforacin para remover las camadas de rpios. Realizar circulaciones hasta retornos limpios antes realizar viajes de tubera.

b.- Inestabilidad de la lutita Lutitas reactivas: Estas son lutitas sensibles al agua, perforadas con insuficiente inhibicin. La perforacin de lutitas de este tipo es indicada principalmente por aumentos de la viscosidad de embudo, el punto cedente y de los esfuerzos de gel, de la prueba de Azul de Metileno. Esto se reflejar en los aumentos de torque arrastre y presin de bomba.

Fig. N 2-2: Recortes en el Pozo[6]

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Lutitas presurizadas: Estas estn sometidas a presiones y esfuerzos mecnicos por diferentes factores, ya sean las presiones de sobrecarga, los esfuerzos de la formacin, los planos de estratificacin y los esfuerzos tectnicos. Cuando son perforadas con un peso de lodo insuficiente estas se desprenden dentro del pozo.(Figura 2-3)

Fig. N 2-3: Inestabilidad de la Lutita[6] Formaciones fracturadas y falladas: Son formaciones frgiles que son mecnicamente incompetentes. Son especialmente inestables cuando los planos de estratificacin se inclinan hacia abajo con altos ngulos.(Figura 2-4)

Fig. N2-4: Formaciones Fracturadas[6] 22

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Se encontrarn grandes cantidades de lutita astillosa o blocosa cuando las lutitas presurizadas son perforadas con un desbalance de presiones o cuando las formaciones fracturadas se desprenden. La presin de bombeo, el torque y el arrastre aumentarn cuando el pozo est sobrecargado de lutita derrumbada. El control de la inestabilidad de la formacin debera comenzar durante la fase de planificacin del pozo. Un sistema de lodo inhibido, adaptado a la formacin con el peso de lodo apropiado, minimizar la inestabilidad de la lutita. Para balancear los esfuerzos mecnicos, los pozos muy desviados requieren pesos de lodo ms altos que los pozos verticales. Aunque la prioridad absoluta del diseo de la tubera de revestimiento sea asegurar que el pozo pueda ser perforado de manera segura, las profundidades de las zapatas de la tubera de revestimiento deben ser ajustadas para que las formaciones problemticas puedan ser revestidas. Est de ms decir que ser necesario mantener las propiedades adecuadas del lodo para asegurar la buena limpieza del pozo. Si se detecta el derrumbe de la formacin, responder inmediatamente: Interrumpir la perforacin. Barrer el pozo con lodo viscoso. Aumentar la viscosidad para mejorar la capacidad de transporte. Aumentar la densidad del lodo, cuando sea aplicable. Implementar prcticas de perforacin para mejorar el transporte de los recortes y reducir la posibilidad de pegadura de la tubera. c.- Formaciones no Consolidadas. Este problema afecta las formaciones que no pueden ser soportadas por el sobrebalance hidrosttico solo. Por ejemplo, la arena y la gravilla no consolidadas caen frecuentemente dentro del pozo y obturan alrededor de la columna de perforacin(Figura 2-5). Problemas

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tambin ocurren si el revoque depositado sobre la arena floja no consolidada no es suficiente para impedir que sta fluya dentro del pozo y obture la columna de perforacin. En general estos tipos de formaciones se encuentran en niveles poco profundos o durante la perforacin de las zonas de produccin. El torque, el arrastre y el relleno sobre las conexiones son indicios comunes de estos problemas. Los equipos de control de slidos estarn sobrecargados de cantidades de slidos que no corresponden a la ROP. Para perforar estas formaciones, el lodo debera proporcionar un revoque de buena calidad para ayudar a consolidar la formacin, de manera que la presin hidrosttica pueda empujar contra, y estabilizar la formacin. El pozo debe ser barrido con pldoras de gel viscoso para asegurar la buena limpieza del mismo y la formacin del revoque.

Fig. N2-5: Formaciones no Consolidadas[6]

d.- Cemento o basura dentro del pozo. 24

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Cuando bloques de cemento o basura caen dentro del pozo, stos pueden actuar como una cua y bloquear la columna de perforacin. Esto puede ocurrir cuando el cemento pierde su estabilidad alrededor de la zapata de cementacin de la tubera de revestimiento.(Figura 3-6) Otro tipo de obturacin con el cemento puede ocurrir cuando se intenta establecer la circulacin con el BHA sumergido en cemento blando. La presin de bombeo puede causar el fraguado instantneo del cemento y pegar la columna de perforacin. Basura metlica puede caer del piso del equipo de perforacin o de la rotura del equipo de fondo o de trozos de materiales tubulares y equipos desbastados. Algunas de las medidas preventivas para minimizar la basura en el pozo son: Limitar el bolsillo de la tubera de revestimiento para minimizar la fuente de bloques de cemento. Dejar suficiente tiempo para el fraguado del cemento antes de seguir perforando. Mantener una distancia suficiente entre los pozos de referencia. Comenzar lavando por lo menos dos parejas de tubera en pie antes del tope terico de cementacin. Sacar dos haces de tubera en pie antes de tratar de establecer la circulacin, si se observa algn peso de asentamiento al meter la tubera dentro del pozo despus de una operacin de cementacin. Controlar la perforacin al limpiar saliendo del cemento blando. Mantener el pozo cubierto cuando la columna de perforacin est fuera del pozo. Mantener el equipo del piso de perforacin en buenas condiciones de operacin.

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Fig. N 2-6: Basura en el Pozo[6] 2.- Perturbaciones de la geometra del pozo. Otra categora de pegadura mecnica de la tubera est relacionada con la geometra del pozo. El dimetro y/o ngulo del pozo en relacin con la geometra y rigidez del BHA no permitir el paso de la columna de perforacin. En general, cuanto ms grande sea el cambio de ngulo o de direccin del pozo, ms alto ser el riesgo de pegadura mecnica de la tubera. Los pozos en forma de S son an peores y aumentan el riesgo de pegadura de la tubera debido a los aumentos de friccin y arrastre. Los principales tipos de perturbacin de la geometra del pozo son: a.- Asentamientos ojo de llave. Los ojos de llave se forman cuando la columna de perforacin roza contra la formacin en la parte interior de una pata de perro(Figura 2-7). La tensin mantiene la columna de perforacin contra el pozo mientras que la rotacin y el movimiento de la tubera forman una ranura en el lado del pozo. Cuanto ms largo sea el intervalo por debajo de la pata de perro y ms marcada la pata de perro, ms grande ser la carga lateral y ms rpido el desarrollo de un asentamiento de ojo de llave. 26

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Fig. N2-7: Ojos de Llave[6] La pega de ojo de llave ocurre cuando la tubera se atasca dentro de la estrecha ranura del ojo de llave al ser levantada. La pegadura en el ojo de llave ocurre solamente cuando se est moviendo la tubera. La tubera tambin puede ser pegada por presin diferencial despus de pegarse en el ojo de llave. En general se puede liberar la tubera pegada en un ojo de llave golpeando hacia abajo, especialmente si la pega ocurri durante el levantamiento de la tubera. b.- Pozo por debajo del calibre Las secciones abrasivas del pozo no slo desafilan las mechas, sino que tambin reducen el calibre del pozo y los estabilizadores. Una corrida de la mecha demasiado profunda dentro de las formaciones abrasivas resulta en un pozo por debajo del calibre. La introduccin de un conjunto de dimetro completo dentro de un pozo por debajo del calibre puede atascar y pegar la columna de perforacin.

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c.- Conjunto Rgido Los pozos perforados con un BHA flexible parecen estar rectos cuando se saca la tubera, pero si se mete un BHA ms rgido, el pozo recin perforado actuar como si fuera por debajo del calibre. Los conjuntos flexibles pueden serpentear alrededor de patas de perro que constituyen obstrucciones para los conjuntos rgidos. Los BHA rgidos no pueden adaptarse a los grandes cambios de ngulo/direccin del pozo y pueden atascarse. d.- Formacin Mvil. El peso de la sobrecarga o los esfuerzos tectnicos pueden apretar la sal plstica o la lutita blanda dentro del pozo, causando la pegadura o el atascamiento del BHA en el pozo por debajo del calibre (Figura 2-8). La magnitud de los esfuerzos, y por lo tanto la velocidad de movimiento, vara de una regin a otra, pero es generalmente ms grande para las formaciones ubicadas por debajo de 6.500 pies (2.000 m) y para las formaciones de sal con temperaturas mayores que 250F (121C)

Fig. N 2-8: Formaciones mviles[6]

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e.- Formacin de Cavernas. stas son formadas cuando se encuentran sucesivas formaciones duras/blandas(Figura 2-9). Las formaciones blandas se derrumban por varios motivos (por ej.: hidrulica excesiva, falta de inhibicin), mientras que las rocas duras mantienen su calibre. Esta situacin es agravada por formaciones buzantes y cambios frecuentes del ngulo y de la direccin. Las aletas del estabilizador pueden atascarse por debajo de los bordes durante el retiro o levantamiento de las conexiones. f.- Roturas de la tubera de revestimiento. Las roturas relacionadas con la tubera de revestimiento pueden causar la pega de la columna de perforacin. La tubera de revestimiento puede colapsar cuando las presiones externas exceden la resistencia de la tubera de revestimiento. Esta situacin suele ocurrir frente a las formaciones plsticas. Las formaciones de sal se vuelven cada vez ms plsticas a medida que la presin y la temperatura aumentan, y estn generalmente relacionadas con el colapso de la tubera de revestimiento.

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Fig. N2-9: Bordes y Micropatas de Perro[6]

Si la tubera de revestimiento no est cementada correctamente, la junta o las juntas inferiores pueden ser desenroscadas por la rotacin de la columna de perforacin. Si esto ocurre, la tubera de revestimiento ubicada por debajo de la conexin desenroscada puede colapsar y volcarse a un ngulo en el pozo, enganchando la tubera de perforacin. Las buenas prcticas de introduccin de la tubera de revestimiento (soldadura a puntos o adhesin qumica de los primeros portamechas) y una buena cementacin minimizarn la probabilidad de que ocurra este problema. Se recomiendan las siguientes prcticas para minimizar la pega causada por la geometra del pozo: Si se anticipa algn asentamiento ojo de llave, usar un escariador . Si se perforan formaciones abrasivas, usar estabilizadores y barrenas con superficies resistentes al desgaste con una capa protectora ms gruesa. Calibrar tanto las antiguas como las nuevas mechas y estabilizadores despus de cada viaje. Ensanchar el ltimo haz de tubera en pie o las tres ltimas juntas hasta el fondo al realizar cada viaje. Optimizar el diseo y la rigidez del BHA.

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Prever un viaje de ensanchamiento si se introduce un BHA rgido y/o si se sospecha que hay algn problema relacionado con la geometra del pozo. Si se encuentra sal mvil, usar un sistema de lodo subsaturado para lavar la zona o usar una densidad del lodo ms alta para estabilizarla. Perforar la sal con lodos base aceite o base sinttico para mantener un pozo de calibre uniforme a travs de la sal y proporcionar una mejor cementacin con una distribucin ms uniforme de los esfuerzos impuestos sobre la tubera de revestimiento a travs de la sal.

Reducir la velocidad de descenso de la tubera antes de que el BHA alcance un desvo o una pata de perro. Minimizar la magnitud de la pata de perro y/o los cambios marcados y frecuentes de direccin del pozo. Evitar la circulacin prolongada frente a las formaciones blandas para evitar el socavamiento del pozo y la formacin de bordes. Perforar las secciones de sal con mechas bicntricas Compactas de Diamante Policristalino. Prever viajes regulares del limpiador para ensanchar las secciones de pozo abierto.

Usar una tubera de revestimiento ms resistente frente a las formaciones plsticas. Introducir un revestidor corto dentro de la tubera de revestimiento a travs de todo el intervalo de sal para proporcionar una mayor resistencia.

2.9.1.2 Pega de tubera por Presin Diferencial Muchos casos de pega de tubera pueden ser atribuidos a la pega por presin diferencial, la cual tambin puede ser llamada pega de la pared. Esta pega ocurre generalmente cuando la tubera est estacionaria durante una conexin o la realizacin de un registro, y est indicada por la circulacin completa y la ausencia de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio, con la excepcin del estiramiento y torque de la tubera.

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La Figura 2-10 ilustra el mecanismo de pega por presin diferencial. En este ejemplo, la presin hidrosttica del lodo es 500 psi ms alta que la presin de la formacin. En A, los portamechas estn centrados en el pozo y no estn pegados. La presin hidrosttica acta igualmente en todas las direcciones. En B y C, los portamechas hacen contacto con el revoque frente a una zona permeable y se pegan. Como se muestra en C, la presin hidrosttica ahora acta a travs de la zona de contacto entre el revoque y los portamechas. Esta presin mantiene firmemente a los portamechas contra la pared del pozo. El segmento sobre el cual acta esta fuerza est indicado por la lnea de puntos trazada frente al portamechas, de a a b. La distancia de a a b depende de la profundidad enclavada del portamechas/tubera dentro del revoque, as como del tamao del pozo y del DE (dimetro exterior) de la tubera. La profundidad enclavada depende del espesor del revoque, el cual determina el rea de contacto entre la tubera y el revoque. El espesor del revoque es determinado por la concentracin de slidos en el lodo y el filtrado. En este ejemplo, para cada pulgada cuadrada de rea de contacto, hay una fuerza de confinamiento de 500 lb. Para una seccin de 20 pies de portamechas de 6 pulgadas, dentro de un pozo de 7 5/8 pulgadas, que se ha empotrado 1/8 pulgada dentro del revoque (a b = 3,75 pulg.), la fuerza diferencial calculada es: (500 psi) (3,75 pulg.) (20 pies) (12 pulg./pies) = 450.000 lb. Para calcular la fuerza vertical necesaria para liberar la tubera, se multiplica esta fuerza por el coeficiente de friccin. El coeficiente de friccin est generalmente comprendido entre 0,2 y 0,35 en los lodos base agua, y 0,1 y 0,2 en los lodos base aceite o sinttico. En este caso, la fuerza vertical necesaria para liberar la tubera es 45.000 lb con un coeficiente de friccin de 0,1, y 135.000 lb con un coeficiente de friccin de 0,3. CAUSAS: Cuando la tubera se pega por presin diferencial, las siguientes condiciones existen: La presin hidrosttica del lodo excede la presin de la formacin adyacente.

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La formacin es permeable (generalmente arenisca) en el punto donde la tubera est pegada. Esta combinacin de presin diferencial y formacin permeable resulta en la prdida

de filtrado hacia la formacin y en la deposicin de un revoque.Cuando la tubera se pega por presin diferencial, casi siempre hay una circulacin libre alrededor de la zona pegada (es decir que no hay ninguna obturacin). Cuando un revoque se forma sobre la formacin, este revoque aumenta el rea de contacto entre el pozo y la tubera de perforacin. El exceso de slidos perforados y el alto filtrado aumentan el espesor del revoque y el coeficiente de friccin, haciendo que sea ms difcil golpear o tirar de la tubera de perforacin para liberarla.

Fig. N 2-10: Pega Diferencial de Tubera[6]

2.9.1.3 Medidas Preventivas 33

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Todas las condiciones relacionadas con la pega de tubera por presin diferencial no pueden ser eliminadas; sin embargo, la posibilidad de pegadura por presin diferencial puede ser reducida mediante la aplicacin de buenas prcticas de perforacin. stas incluyen las siguientes: Reducir la presin de sobrebalance manteniendo la densidad del lodo al nivel ms bajo permitido por las buenas prcticas de perforacin. Las densidades de lodo excesivos aumentan la presin diferencial a travs del revoque y aumentan el riesgo de pegadura de la tubera por presin diferencial. Reducir el rea de contacto entre el pozo y la tubera usando la longitud ms corta de portamechas necesarios para el peso requerido sobre la barrena. Reducir el rea de contacto usando pequeos portamechas en espiral o cuadrados; usando estabilizadores; y usando tubera de perforacin extrapesada para complementar el peso de los portamechas. Reducir el espesor del revoque. Los revoques gruesos aumentan el rea de contacto entre la tubera y el costado del pozo, causando una reduccin del dimetro del pozo. El rea de contacto entre el pozo y la tubera puede ser disminuida reduciendo el espesor del revoque. El espesor del revoque puede ser reducido disminuyendo la tasa de filtracin y el contenido de slidos perforados. Mantener una baja tasa de filtracin. Las tasas de filtracin deberan ser monitoreadas con regularidad a las temperaturas y presiones diferenciales del fondo. El tratamiento del lodo debera estar basado en los resultados de estas pruebas, en lo que se refiere a las propiedades deseadas. Controlar la ROP excesiva para limitar la concentracin de slidos perforados y el aumento de la densidad del lodo en el espacio anular. Esto afecta la presin diferencial y la composicin del revoque. Minimizar el coeficiente de friccin del lodo manteniendo un revoque de buena calidad con bajo contenido de slidos perforados y usando los lubricantes apropiados en cantidades suficientes.

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Mantener la tubera en movimiento cuando sea posible, y aplicar buenas prcticas de perforacin para minimizar la pega por presin diferencial. Utilizar los martillos de perforacin, cuando sea posible. Estar atento a las zonas depresionadas, donde la pegadura por presin diferencial ocurre frecuentemente. La densidad del lodo usado para perforar estas zonas debe ser suficiente para balancear el gradiente de presin normal del pozo abierto. La diferencia de presin entre las zonas de presin normal o anormal expuestas en el pozo y la presin de la zona depresionada puede ser de varios miles de libras por pulgada cuadrada. Los agentes puenteantes como el Carbonato de Calcio de granulometra determinada han sido usados con xito para perforar zonas depresionadas con altas presiones diferenciales. Las zonas depresionadas deberan ser aisladas con la tubera de revestimiento cada vez que sea posible.

2.9.2 Prdida de Circulacin Desde el punto de vista histrico, la prdida de circulacin ha sido uno de los factores que ms contribuye a los altos costos del lodo. Otros problemas del pozo, como la inestabilidad del pozo, la tubera pegada, e incluso los reventones, son consecuencias de la prdida de circulacin. Adems de las ventajas claras que se obtienen al mantener la circulacin, la necesidad de impedir o remediar las prdidas de lodo es importante para otros objetivos de la perforacin, como la obtencin de una evaluacin de la formacin de buena calidad y el logro de una adherencia eficaz del cemento primario sobre la tubera de revestimiento. 2.9.2.1 Causas de la Prdida de Circulacin 1.- Invasin En muchos casos, la prdida de circulacin no se puede evitar en las formaciones que son cavernosas, fisuradas, fracturadas o no consolidadas. Las formaciones agotadas de baja presin (generalmente arenas) son similares en lo que se refiere al potencial de prdida de circulacin.

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Las formaciones de grano grueso no consolidadas pueden tener una permeabilidad suficientemente alta para que el lodo invada la matriz de la formacin, resultando en la prdida de circulacin. Las formaciones agotadas (generalmente arenas) constituyen otra zona de prdida potencial. La produccin de formaciones que estn ubicadas en el mismo campo, o que estn muy prximas las unas de las otras, puede causar una presin de la formacin por debajo de lo normal (agotada), debido a la extraccin de los fluidos de la formacin. En tal caso, la densidad del lodo requerida para controlar las presiones de las otras formaciones expuestas pueden ser demasiado alto para las formacin agotada, de baja presin. Zonas cavernosas o fisuradas, cuando estas formaciones fisuradas son perforadas, la columna de perforacin puede caer libremente a travs de la zona vaca y se suele sufrir una prdida rpida de lodo. La prdida de lodo tambin puede ocurrir hacia las fisuras o fracturas de los pozos donde no hay ninguna formacin de grano grueso permeable o cavernosa. Estas fisuras o fracturas pueden ocurrir naturalmente o ser generadas o ampliadas por presiones hidrulicas. Las prdidas tambin pueden producirse en los lmites no sellados de la falla. 2.-Fracturacin La prdida de circulacin ocurre cuando se alcanza o se excede una determinada presin crtica de fractura. La prdida de circulacin que resulta de la presin inducida suele ser causada por una de dos situaciones: 1.- Colocacin incorrecta de la tubera de revestimiento intermedia. Si se coloca la tubera de revestimiento encima de la zona de transicin, pasando de presiones normales a presiones anormales, las presiones ejercidas por el lodo ms pesado (requerido para balancear las presiones crecientes) inducir frecuentemente la fracturacin en el asiento

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dbil de la zapata. Las prdidas causadas por la fracturacin ocurren generalmente cerca del asiento de la zapata anterior, y no a la profundidad de la barrena, aunque la tubera de revestimiento haya sido colocada correctamente. 2.- Presiones de fondo excesivas, estas resultan de muchas condiciones incluyendo: A.- Fuerzas Mecnicas A.1- Hidrulica inapropiada. Caudales y velocidades de bombeo excesivos, causando altas presiones de Densidad Equivalente de Circulacin (ECD). A.2- Prcticas de perforacin. B. Aumento demasiado rpido de las velocidades de bombeo despus de realizar las conexiones y los viajes. Subir o bajar la tubera demasiado rpido (suabeo/pistoneo). Atravesar camadas de rpios sin perforar. La Velocidad de Penetracin (ROP) excesiva para un caudal determinado resultar en una alta concentracin de recortes en el fluido anular, causando una alta ECD. Golpeteo de la tubera. Condiciones del Pozo Desprendimiento de la lutita o aumento de la carga de slidos en el espacio anular y alta densidad equivalente de circulacin. Acumulacin de recortes en una porcin derrumbada del pozo o en el lodo. Camadas de recortes o asentamiento de Barita en la parte inferior de un pozo direccional. Camadas de rpios. 37

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C.

Amagos (surgencias imprevistas de presin) y procedimientos de control de pozo. Propiedades del Lodo Viscosidades y esfuerzos de gel excesivos. Acumulacin de slidos perforados, poca capacidad de limpieza del lodo. Revoques gruesos que reducen el dimetro hidrulico del pozo. Densidad excesiva del lodo o aumento demasiado rpido de la densidad del lodo. Columnas de lodo desbalanceadas. Asentamiento de barita, debido a la poca capacidad de suspensin del fluido.

2.9.2.2 Medidas Preventivas Una buena planificacin y prcticas de perforacin apropiadas son los factores claves para impedir la prdida de circulacin, minimizando las presiones excesivas sobre la formacin. Varias medidas pueden ser tomadas para impedir o minimizar la prdida de circulacin: Colocar la tubera de revestimiento en la zona apropiada, de manera que el gradiente de fractura de la formacin en la zapata de cementacin de la tubera de revestimiento sea suficiente para soportar el cabezal hidrosttico de los lodos ms pesados que son requeridos para balancear las presiones en las formaciones subyacentes. Minimizar las presiones de fondo. El movimiento de la tubera no debera exceder las velocidades crticas durante los viajes. Es importante controlar la ROP y circular antes de realizar las conexiones, cuando la ECD se aproxima a la presin de fractura. Mantener la concentracin de recortes en el espacio anular por debajo de 4% para minimizar el efecto de los recortes sobre la ECD. Manteniendo una baja estructura de gel y aumentando gradualmente la velocidad de bombeo, ser posible reducir la presin de surgencia que se pueda generar. Usar suficientes portamechas para mantener el punto neutro en el Conjunto de Fondo (BHA) para minimizar el golpeteo de la columna de perforacin. 38

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Durante la fase de planificacin del pozo, sera necesario disear las tuberas de revestimiento y la columna de perforacin de manera que permitan una operacin apropiada y segura, y tambin para optimizar la hidrulica de manera que se obtenga una buena limpieza del pozo y una ECD mnima, especialmente en las reas sensibles.

Remover las camadas de rpios antes de los viajes de tubera. Controlar las propiedades del lodo dentro de los rangos apropiados, de manera de no generar presiones tipo pistn a la hora de restablecer la circulacin o al realizar viajes de tuberas

Antes de iniciar circulacin, rotar la tubera de perforacin dentro del pozo, para romper los esfuerzos de gel que genera el fluido de perforacin. Controlar los slidos perforados al nivel ms bajo posible y aadir el tratamiento adecuado para minimizar la acumulacin del revoque. Perforar con una densidad de lodo mnima, esto no solo mejora la ROP, sino tambin reduce el sobrebalance a favor de la columna hidrosttica.

1.6 CONTAMINACIONES COMUNES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIN Se entiende por contaminante cualquier cosa que cause cambios indeseables en las propiedades del lodo. El contaminante puede ser introducido desde la superficie, ser parte integral de la formacin o puede tambin ser el resultado de un sobre tratamiento. Los contaminantes de inters son aquellos que requieren tratamiento qumico. Los tratamientos para remover estos contaminantes son posibles en algunos casos e imposible en otros. La regla es que el tratamiento debe contrarrestar el contaminante y su efecto sobre el lodo. Se puede predecir la presencia de algunos contaminantes, y por lo tanto, pretratarlos. Los contaminantes predecibles son el Cemento, el Agua dura de preparacin, las Sales soluble, y los gases cidos como el H2S y en C02. Estos contaminantes se pueden remover qumicamente en algunos casos antes de que tengan la oportunidad de atacar a la arcilla de formacin y a los adelgazantes orgnicos.

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El pre-tratamiento tiene ventajas siempre y cuando no sea excesivo, y no afecte adversamente las propiedades del lodo. Entre las contaminaciones comunes tenemos: 1.6.1. Cemento Este tipo de contaminacin se presenta cuando se cementa la tubera de revestimiento y/o se perforan tapones de cemento. El cemento contiene compuesto de calcio que reacciona con el agua para formar hidrxido de calcio (Cal). La cal altera las propiedades reologicas del lodo y la perdida de filtrado. La presencia de iones OH aumenta drsticamente el pH y el ion afecta las caractersticas de la arcilla. Los sistemas de agua dulce con bentonita son floculados severamente cuando el cemento esta suave o flojo. Normalmente el cemento fraguado es poco soluble y causa una mnima contaminacin. La contaminacin con cemento es muy fcil de reconocer y tratar. Reconocimiento - PH alto debido al incremento del Ion OH - Alta Prdida de agua - Alto contenido de calcio en el filtrado - Gran incremento del pm - Revoque grueso y esponjoso - Alta viscosidad embudo - Alta reologa Tratamiento El tratamiento consiste prcticamente en controlar el pH y precipitar el calcio y el exceso de cal como un solido inerte e insoluble. Se recomienda pretatar el lodo con 0.5 a 0,75 lb/ bbl de bicarbonato de sodio para precipitar el calcio como carbonato de calcio. La reaccin qumica es: Ca (OH)2+ NaHCO3 CaCO3 + NaOH + H2O

Resulta difcil predecir la gravedad de la contaminacin que pueda ocasionar el cemento. Por tal razn, se debe evitar un sobretratamiento con bicarbonato de sodio, ya que este puede resultar tan daino para el lodo como la misma contaminacin con cemento.

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Una forma de evitar el sobretratamiento esta basada en el exceso de cal. Es decir; el tratamiento se debe suspender cuando el exceso de cal es aproximadamente igual a la concentracin de bicarbonato de sodio. La remocin del calcio con el bicarbonato de sodio previene las contaminaciones adicionales, pero normalmente no corrige el dao ya causado al lodo. Por esta razn es necesario agregar adelgazantes para poder controlar las propiedades reologicas. La dilucin con agua es bastante efectiva. La efectividad del tratamiento se puede determinar solamente cuando el lodo retorne a la superficie despus de perforar el cemento. Si el cemento retorna muy flojo, es preferible descartar parte del volumen del lodo que tratarlo completamente. Una prctica de perforacin que utilizan con cierta frecuencia y mucha precaucin algunos operarios, es la de perforar el cemento con agua. 1.6.2. Anhidrita/ Yeso

La anhidrita y el yeso son compuestos de sulfato de calcio y se encuentran algunas veces durante la perforacin. El yeso es sulfato de calcio con agua y la anhidrita es simplemente sulfato de calcio. La contaminacin con anhidrita es similar a la contaminacin con cemento, debido a que ambos contribuyen con iones de calcio que es lo que causa la floculacin del lodo. La anhidrita, sin embargo, no causa aumento del pH como ocurre con el cemento, ya que suple un radicar sulfato (SO4) en lugar de un radicar oxidrilo (OH). Cuando el calcio de formacin esta por encima de 200ppm. Se presentan problemas con la viscosidad y con el filtrado del lodo, y por tal razon se debe eliminar totalmente o en su defecto, mantenerlo por debajo de ese nivel. Reconocimiento -Disminucin del pH - Disminucin del pf - Disminucin del Mf - Aumento del Ion calcio - Alta viscosidad

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-Alta prdida de agua Tratamiento Para tratar el calcio de formacin proveniente de anhidrita y/o del yeso, se utiliza soda ash. Se requiere aproximadamente 0.093Lb/bbl de soda ash para precipitar 100pp de ion calcio. Debe tenerse especial cuidado para evitar un sobretratamiento. Cuando el calcio llegue alrededor de 100 a 150 ppm, se debe suspender el tratamiento. qumica entre la anhidrita y la soda ash es la siguiente: Ca SO4 + Na2 CO3 1.6.3. Sales Solubles -Cloruro de Sodio Es una de las sales contaminantes ms comunes. Se haya en muchas formaciones, domos de sal y agua de formacin. Muchas veces forma parte del agua q se usa para formular el lodo. La contaminacin con NaCl incrementa la viscosidad, la resistencia de gel y el filtrado. -Agua de formacin Un influjo de agua salada causa un incremento de volumen en los tanques y, por lo tanto, una disminucin en la densidad del lodo. -Domos de sal Son estratos masivos de sal que al ser perforados se disuelven formando cavernas. Los lodos lignosulfonatos toleran hasta 10000 ppm de sal, pero a medida que el contenido de sal aumentan las propiedades reolgicas y la prdida de filtrado se vuelven cada vez mas difciles de controlar. La sal afecta la hidratacin y la dispersin de las partculas de arcilla, causando su floculacin. A mayor salinidad, menor hidratacin. Reconocimiento - Aumento del contenido de cloruros - Alta prdida de filtrado - Alta viscosidad - Disminucin del pH Tratamiento Ca CO3 Na2 SO4 La reaccin

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La contaminacin con sal no se puede tratar qumicamente. No existe ningn producto qumico que elimine la sal del lodo, ni ninguna forma econmica para precipitarla. Sin embargo, se puede minimizar el contenido de sal mediante la dilucin con agua dulce. Cuando la contaminacin con sal es tal que dificulta el mantenimiento de las propiedades del lodo. Lo ms conveniente es cambiar a un lodo salado. En este caso se usa como arcilla la atapulgita y suficiente soda custica para mantener el pH. Ocasionalmente, se agrega sal al lado lignosulfonato para obtener bajas resistividades. Esto facilita una mejor interpretacin de los perfiles elctricos.

1.6.4.

Gas

La contaminacin del lodo con gas siempre se considera como una advertencia de alta presin de formacin, an cuando su aparicin no siempre constituye un problema serio. El gas puede encontrarse entrampado en secciones de lutitas de grandes espesores, pueda provenir de arenas portadoras de gas o puede aparecer despus de los viajes que se hacen con el objeto de cambiar barrena o durante la conexin de tubera. El gas de viaje y el de conexin. Generalmente se encuentran asociados con la disminucin de la presin de fondo, que ocurre cuando se detienen las bombas de lodo. Un aumento en el gas de viaje y/o en el gas de conexin, puede ser un aviso de la existencia de altas presiones en el pozo. El CO2 y el H2S, son los dos gases ms comunes que se consiguen durante las operaciones de perforacin. Estos dos gases forman soluciones cidas en el agua. Ambos floculan las arcillas y causan graves problemas de corrosin. El H2S es un gas incoloro, ms pesado que el aire y cuyo olor a huevo podrido es caracterstico. Es soluble en agua, muy irritante y altamente txico. A elevadas temperaturas destruye completamente el sentido del olfato y puede causar la muerte por envenenamiento. Se encuentra con mayor frecuencia en la produccin y refinacin de petrleo y gases naturales de alto contenido de azufre. Su presencia de determina con procesador de H2S y se usan compuestos a base de cobre o zinc para su tratamiento.

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Durante las operaciones de perforacin la presencia de gas se puede determinar y reconocer por: -Aumento de volumen en los tanques de lodo - Disminucin del peso del lodo - Flujo intermitente a la salida de la lnea de flujo - Disminucin de la eficiencia volumtrica de las bombas de lodo - Fuerte olor a gas o a huevo podrido Tratamiento -Circular el lodo a travs del desgasificador - Mantener bajas resistencia de gel para facilitar el desprendimiento de la s burbujas de gas - Mantener el peso del lodo en el tanque activo. 1.6.5. Degradacin

La degradacin se puede definir como un cambio irreversible de un componente del fluido que reduce la capacidad de aditivo para determinar una determinada propiedad. A que se incrementa la profundidad, la temperatura y el tiempo; mayor sera la posibilidad de degradacin de los componentes del lodo. La degradacin de los componentes de un lodo puede ocurrir por accin bacteriana, por la temperatura o por oxidacin. Las bacterias se desarrollan en un medio acuoso de bajo pH y baja temperatura. La degradacin bacteriana, generalmente se detecta por un fuerte olor a material orgnico en descomposicin. Se controla elevando el pH del lodo y utilizando bactericidas. La degradacin trmica ocurre en ausencia de bacterias y agentes oxidantes. La velocidad de la degradacin depende de la temperatura. Casi todos los aditivos qumicos tienden a degradarse a temperaturas que oscilan entre los 250 y los 400 F. El oxigeno causa degradacin por oxidacin. Esto ocurre a elevadas temperaturas y se complementan con la degradacin trmica. La concentracin de oxigeno se minimiza con

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el uso de antiespumantes y el mantenimiento de bajas fuerzas de gel en el lodo. Se debe evitar cualquier filtracin de aire en las lneas de succin de las bombas de lodo.

1.6.6.

Carbonatos/ Bicarbonatos

Los lodos con problemas de carbonatos y/o bicarbonatos a menudo exhiben altas viscosidades y elevadas resistencia de gel, y no responden a los tratamientos normales. Un lodo contaminado con bicarbonato se mantiene en muy malas condiciones y resultan bastante difciles de controlar. La contaminacin con carbonato hace inestable al lodo pero se puede controlar. Las contaminaciones con carbonatos y/o bicarbonatos se dan en los siguientes casos: - Al reaccionar el dixido de carbono (CO2) con los iones hidrxilos (OH) - Al sobretratar el lodo con carbonato y/o carbonato de sodio - Al mezclar arcillas sdicas - Al agregar barita contaminada con carbonatos Las Fuentes Principales de CO2 son: - Formulacin - Degradacin trmica y/o bacteriana de los aditivos orgnicos - Aire entrampado en el lodo - Agua utilizada en la preparacin del lodo Identificacin del Contaminante 1. Carbonatos -Bajo pH, pf y Mf - Alto filtrado - Altos geles - No hay presencia de calcio en el filtrado 2. Bicarbonato - Bajo Pf y alto Mf - Alto filtrado - Alto geles

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- No hay presencia de calcio en el filtrado La cantidad de carbonato (CO3 ) y bicarbonato (HCO3) presente en un lodo esta relacionada con el pH. Este puede incrementarse adicionando iones OH. Como fuentes principales de iones OH se utiliza: Soda custica (NaOH), hidrxido de potasio o potasa custica (KOH) y cal [Ca (OH)2]. Los rangos predominante de pH para el CO2 , HCO3 y CO3 son los siguientes: El CO2 predomina como gas en solucin a bajo pH. ( 4.3 6.3 ) El HCO3 predomina como ion en solucin a un pH entre 6.3 y 10.3 El CO3 predomina como ion en solucin a un pH mayor de 10.3. Los problemas asociados con los carbonatos y bicarbonatos se pueden diagnosticar con un anlisis de la alcalinidad del filtrado pf y Mf, donde: Pf: Es la alcalinidad del filtrado determinada con la fenolftalena Mf: Es la alcalinidad del filtrado determinada con el anaranjado de metilo Para determinar el Pf y el Mf se utilizan como soluciones indicadoras la fenolftaleina y el anaranjado de metilo, y el cido sulfrico N/50 que se requiere, por cc de filtrado, para llevar pH del lodo a 8.3. Mf: Son los cc de cido sulfrico N/50 que se requieren, por cc de filtrado, para llevar el pH del lodo a 4.3. Al agregar fenolftaleina a la muestra del filtrado se obtiene un color rosado que indica la presencia de iones OH y CO3. Posteriormente, al titular con cido sulfrico N/50 se obtiene el color original del filtrado. En este momento el pH del filtrado es 8.3 y el Pf son los cc de cido sulfrico utilizados para obtener el cambio de color. Si al agregar la fenolftaleina no se obtiene el color rosado el Pf = 0 y el PH del filtrado es 8.3. Al finalizar la prueba del Pf se agrega anaranjado de metilo a la misma muestra y se obtiene un color naranja indicativo de la presencia de iones CO3 y HCO3. Al titular con el cido sulfrico N/50, el color cambia a un rosado salmn, siendo el pH del filtrado, en este momento 4,3. En este caso el Mf ser igual a la cantidad total de cido sulfrico utilizado. Esta cantidad incluye la utilizada para determinar el Pf. Si no ocurre el cambio

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de color al agregar el anaranjado de metilo significa que Mf es igual a cero y el pH igual a 4.3 Muchas veces resulta imposible observar el cambio de color cuando se agrega la solucin indicadora, principalmente cuando se tienen filtrados muy oscuros como consecuencia de un sobretratamiento con lignitos y/o lignosulfonatos. En este caso, se recomienda usar un medidor de pH (metro) o diluir el filtrado con agua destilada, a objeto de determinar el Pf y Mf. El siguiente ejemplo muestrea el concepto grfico de lo que es el Pf y el Mf: La cantidad de cido sulfrico N/50 (0,02N) utilizada para determinar el Pf es precisamente la requerida para convertir los carbonatos a bicarbonato, y la empleada para titular de Pf al Mf es la necesaria para convertir los bicarbonatos a dixido de carbono y agua. Mtodos utilizados para determinar las concentraciones de carbonatos y bicarbonatos Existen cinco mtodos comunes para conocer la concentracin de carbonatos y bicarbonatos solubles en el lodo. Cuatro de estos mtodos son cualitativos y uno es cuantitativo. Entre los mtodos cualitativos o indirectos se tienen: 1. Mtodo comparativo, basado en los valores de pH y Pf. 2. Mtodo grfico, basado en los valores de pH y Pf. 3. Mtodo Baroid, basado en los valores de alcalinidad P. P1 y P2. 4. Mtodo Exxon, basado en un punto de equilibrio entre los CO 3 y los HCO3, obtenido a un pH de 10.3. Todos estos mtodos arrojan resultados imprecisos causados por los aditivos del lodo y por errores cometidos al titular. El mtodo del P. P1 y P2 requiere de dos titulaciones y adems utilizada cloruro de bario que es txico, mientras que el mtodo Exxon necesita valores exactos de pH y los resultados obtenidos por este mtodo de por s son mayores a los reales. El mtodo del Tren Garrett (Garrett Gas Train) es un mtodo simple directo y preciso para determinar los carbonatos solubles en el lodo. Este mtodo trabaja con un pH mayor de 12.

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1.8 QUMICA DE LA ARCILLA La arcilla puede ser agregada intencionalmente o puede entrar en el lodo como contaminante importante mediante la dispersin de los slidos de perforacin. En cualquier caso la arcilla se convierte en una parte activa del sistema, por este motivo es necesario entender la qumica bsica de las arcillas para controlar correctamente los lodos base agua. La qumica de las arcillas tambin es importante en lo que se refiere a las interacciones entre los lodos base agua y las lutitas que afectan la estabilidad del pozo. Arcilla es un trmino amplio que se usa comnmente para describir los sedimentos, suelos o rocas compuestos de partculas minerales y materia orgnica de granos extremadamente finos. Un buen ejemplo son las arcillas (a veces llamadas arcillas tipo gumbo) encontradas en los jardines a lo largo de las riveras, estas arcillas son frecuentemente blandas y plsticas cuando estn mojadas, pero se vuelven duras cuando estn secas. Esta propiedad fsica de blanda cuando es mojada, dura cuando es seca se puede relacionar con la presencia de ciertos minerales arcillosos. Arcilla tambin se usas como termino general para describir las partculas que tiene un dimetro inferior a dos micrones, los cuales incluyen la mayora de los minerales arcillosos. Los minerales arcillosos son minerales de silicato alumnico de granos finos que tienen microestructuras bien definidas. En la clasificacin mineraloga, los minerales arcillosos estn clasificados como silicatos estratificados porque la estructura dominante se compone de camas formadas por capas de slice y ilumina. Cada capa consta de una estructura laminar y delgada, llamada capa unitaria. Por ejemplo un mineral de silicato estratificado tpico sera la mica o la vermiculita, las cuales pueden separarse en capas finas a lo largo de los planos de clivaje. La mayora de los minerales arcillosos tienen una morfologa laminar. Segn las unidades repetidas de la estructura, los minerales arcillosos tambin se pueden clasificar de acuerdo a la relacin de las capas de slice a capas de alumina, tal como 1:1, 2:1 y 2: 2, adems de si estos minerales arcillosos son estratificados o en formas de aguja. En la industria de fluidos de perforacin, ciertos minerales arcillosos tales como las esmctica, uno de los principales componentes de la bentonita, son usados para proporcionar viscosidad, estructura de gel y control de filtrado. Las arcillas de la formacin se incorporan inevitablemente en el sistema de fluido de perforacin durante las operaciones de perforacin

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y pueden causar varios problemas. Por lo tanto, los minerales arcillosos pueden ser beneficiosos o dainos para el sistema de fluidos. El termino bentonita se usa para describir montmorillonita sdica explorada comercialmente (la cual constituye una forma de esmctica) que se usa como aditivo para el lodo de perforacin. Geolgicamente, la bentonita es una capa de ceniza volcnica alterada. Debido a sus pequeos tamaos de partculas, las arcillas y los minerales arcillosos son analizados con tcnicas especiales tales como la difraccin de rayos X, la absorcin infrarroja y la microscopia electrnica. La Capacidad de Intercambio Catinico (CEC), la adsorcin de agua y el rea superficial son algunas de las propiedades de los minerales arcillosos que suelen ser determinadas para lograr una menor caracterizacin de los minerales arcillosos y minimizar los problemas de perforacin. 1.8.1 Reaccin Qumica De Las Arcillas Intercambio Inico: Los minerales arcillosos tiene la propiedad de absorber ciertos cationes y retenerlos en un estado intercambiable, es decir, estos iones son intercambiables por otros cationes por tratamiento con tales iones en solucin acuosa. Los iones intercambiables son sostenidos alrededor del exterior del sndwich de tres capas, o niveles que integran la unidad de la arcilla, la reaccin de intercambio generalmente no afecta la estructura del paquete slico-aluminio. [7] Intercambio de Cationes: La capacidad de la arcilla para absorber cationes de la solucin puede medirse por la asimilacin de azul de metileno que es una tintura catinica. La prueba es aplicable al lodo de perforacin y puede tambin aplicarse para evaluar arcillas o lutitas secas. La prueba de azul de metileno (siglas en ingles MBT), mide la capacidad total de intercambio catinico del sistema de arcilla y depende del tipo y cantidad de mineral arcilloso presente. La importancia de esta prueba en la tecnologa de lodos est en que es una medida de la cantidad de arcilla en el lodo; la cantidad total de los slidos se mide con la retorta; la prueba de azul de metileno es un indicacin de la actividad de los slidos. [7]

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En la Tabla 1.3 se enlistan las capacidades de intercambio catinico de algunos minerales arcillosos tpicos. Ntese los bajos valores para la ilita y a clorita; y los altos valores para la esmectitas y la vermiculita. Tabla 1.3. Capacidad de intercambio catinico para minerales arcillosos (en meq/100gr)[7] Caolinita Haloisita 2H2O Haloisita 4H2O Esmectita Ilita Vermiculita Clorita Sepiolita-AtapulgitaPaligorskita 3-15 3-15 5-10 40-50 80-150 10-40 100-150 10-40

La vermiculita es esencialmente una esmectita menos finamente dividida con una mayor carga, y esta presente probablemente en muchas lutitas. Se ha estimado que en la esmectita y la vermiculita cerca del 80 % de los sitios de intercambio estn sobre la cara (plano basal) de la lmina de arcilla y el 20 % faltante sobre los bordes. El porque un catin reemplazara a otro sobre la superficie de una arcilla dada no esta entendido completamente. El orden en que se lleva a cabo el reemplazo para varios iones es generalmente como sigue: Li < Na