tecnologÍa aplicada a los fluidos de perforacion pdf

TECNOLOGA BSICA

DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIN

MANUAL TCNICO

Ing. Ali Prieto O.

2007

APOCAAPOCA

Ing. Ali Prieto O. / 2007

tecnologa de los fluidos de perforacin

El presente manual ha sido cuidadosamente elaborado para el aprendizaje, la

evaluacin y el mantenimiento de los fluidos de perforacin y su contenido esta

basado en las recomendaciones prcticas API RP-13L, primera edicin, febrero

2003, para el entrenamiento de personal en fluidos de perforacin.

Toda informacin, interpretacin y/o recomendaciones de este manual son

presentadas solamente como gua para la consideracin, investigacin y

verificacin del usuario. En consecuencia, no se dan garantas de ninguna clase,

expresas o implcitas, en relacin a su contenido.

.

Esta obra, protegida por Derechos de Autor y/o Copyright, es propiedad de

Asesora Petrolera Orientada, C.A. (APOCA). Est expresamente prohibida su

reproduccin parcial o total por cualquier medio y restringido su uso sin la

autorizacin de APOCA. Cualquier violacin de estas disposiciones es contraria a

la ley e implica acciones civiles y penales a los infractores

APOCA se reserva todos los derechos y no se hace responsable por daos

indirectos alegados o derivados del uso de este manual. .

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INDICE

TEMA PGINA

CONCEPTO Y FUNCIONES DE LOS FLUIDOS 1

PROPIEDADES FSICAS 8

PROPIEDADES QUMICAS 30

PRUEBAS ESPECIALES 33 REOLOGIA Y SUSPENSIN 33

FILTRACIN DINMICA 34 DISTRIBUCIN DE TAMAO DE PARTCULAS 35

TAPONAMIENTO DE PERMEABILIDAD 38

MEDICIN DE HINCHAMIENTO LINEAL 40

LUBRICIDAD 41

RETORNO DE PERMEABILIDAD 41

COMPATIBILIDAD DE FLUIDOS 42

COMPONENTES DE LOS FLUIDOS 43

ARCILLAS 48

PREPARACIN Y TRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS 57

ADITIVOS INORGNICOS DE USO COMN 70

ADITIVOS ORGNICOS PARA CONTROLAR FILTRADO 72

CLASIFICACIN DE LOS FLUIDOS 74

FLUIDOS BASE AGUA 75 LIGNOSULFONATOS 77

CALINOS 78

POLMEROS 81

POLIACRILAMINAS 88

VISCOELSTICOS 90

FLUIDOS DE BAJA DENSIDAD 96

FLUIDOS SALINOS 99

SALMUERAS INORGNICAS 101

SALMUERAS ORGNICAS 104

FLUIDOS BASE ACEITE 106 FLUIDOS 100% ACEITE 123



INDICE

TEMA PGINA

CONTAMINACIN 131

FORMULARIO 142

CLCULOS BSICOS 152

REGLAS DE CAMPO 157

TABLAS DE CONVERSIN 162

GLOSARIO 166


Ing. Ali Prieto O. / 2007-1-


FLUIDOS DE PERFORACIN

En las operaciones de campo se utilizan cuatro tipos de fluidos, cada uno de los

cuales cumple su funcin de acuerdo con la actividad que se realice en el pozo,

como es perforar, completar, reparar y rehabilitar. Por ello se habla de fluidos de

perforacin, completacin, reparacin y rehabilitacin.

Todos los fluidos ayudan a minimizar problemas y costos operacionales, pero

en ningn caso ninguno de ellos constituyen la panacea de la operacin.

El fluido utilizado usualmente en las operaciones de perforacin es una mezcla de agua y/o aceite con determinado porcentaje de slidos que se caracteriza por no ser toxico, corrosivo ni inflamable, pero si inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a las altas temperaturas. Adems, un buen fluido debe estar exento a cualquier tipo de degradacin.

El propsito fundamental de un fluido es contribuir al logro de una perforacin rpida y segura, mediante el cumplimiento de sus funciones, tales como:

Remover y transportar desde el fondo hasta la superficie el ripio de formacin.

Enfriar y lubricar la mecha.

Controlar las presiones de la formacin.

Retardar la cada de los slidos perforados al momento de parar lacirculacin.

Mantener la pared del hoyo en sitio.

Facilitar la mxima obtencin de informacin deseada acerca de las formaciones perforadas.

Transmitir potencia hidrulica a la mecha


El transporte de slidos desde el fondo hasta la superficie es funcin de dos

parmetros: fluido e hidrulica. El fluido cumple sta funcin a travs de la

viscosidad, la densidad y el punto cedente, y la hidrulica, mediante la velocidad

anular.

La viscosidad de un fluido no debera ser ms alta que la requerida para lograr

una buena capacidad de transporte y suspensin. Los fluidos con altas

viscosidades, particularmente los bentonticos, tienden a embolar la mecha, a

incrementar la presin y a pegar la tubera, mientras que los de muy bajas

viscosidades tienden acelerar la precipitacin de los slidos. Adems, las altas

viscosidades afectan la tasa de penetracin al variar el peso aplicado sobre la

mecha por el aumento de la flotabilidad de la sarta de perforacin y del

ensamblaje de fondo, y pueden llegar a tener efectos indeseables sobre el control

del filtrado y sobre la eficiencia operacional de los equipos de control de slidos.

La viscosidad de las emulsiones inversas es mayormente afectada por la presin

y la temperatura que la de los fluidos base agua. Estos fluidos no se comprimen

perceptiblemente bajo presin;en cambio, los de base aceite se comprimen hasta

cierto punto.

- 2 -


La densidad esta relacionada con la flotabilidad del fluido, es decir con la fuerza de

levantamiento generada por la diferencia entre la densidad de los slidos y la del

fluido, de modo que al aumentar la densidad del fluido aumentan las fuerzas de

flotacin que actan sobre los slidos y por consiguiente aumenta la fuerza que

empuja a los slidos fuera del hoyo. Por sta razn los fluidos mas densos tienen

mayor capacidad de transporte que los menos densos.

La flotabilidad es utilizada para conocer el peso de una tubera cuando esta

sumergida en un fluido, basta con multiplicar su peso real por el factor de flotacin.

Este factor (FF) se determina de la siguiente manera:

Donde: 65.5 es la densidad del acero y D la del lodo, en lb/gal

El punto cedente es la propiedad reolgica del fluido que atrapa al slido en

condiciones dinmicas. Esta propiedad debe mantenerse dentro de un rango de

valores que no sean ni muy altos ni muy bajos, debido a que los altos punto

cedente influyen en el aumento de las cadas de presin en el anular y en

consecuencia aumentan la densidad equivalente de circulacin (ECD) o peso real

del lodo aplicado contra la formacin en condiciones dinmicas. Esto puede

originar una pega diferencial o en su defecto fracturar la formacin y causar una

prdida de circulacin, que de no controlarse a tiempo, puede convertirse en una

arremetida.

- 3 -Ing. Ali Prieto O. / 2007


DDFF 015.015.65

5.65 ==

En cambio, los puntos cedentes muy bajos causan problemas de sedimentacin e

incrementan las posibilidades de una pega de tubera por empaquetamiento.

En los fluidos base agua el punto cedente se aumenta con slidos reactivos y en

los base aceite con arcilla organoflica y modificadores reolgicos.

La velocidad de sedimentacin o velocidad de cada de los slidos depende de la

densidad, forma y tamao de los slidos y de la viscosidad, densidad y velocidad

del fluido. A la vez, la velocidad del fluido es funcin de la velocidad anular, la cual

debe ser en todo momento mayor a la velocidad de cada de los slidos para que

estos puedan ser llevados hasta la superficie. La diferencia de estas dos

velocidades es la velocidad de transporte o velocidad real a la cual se transportan los slidos. En un pozo vertical se debe cumplir que:

VELOCIDAD DE TRANSPORTE = VELOCIDAD ANULAR - VELOCIDAD DE CADA

El transporte de slidos resulta ms difcil en los pozos altamente inclinados y horizontales que en los pozos verticales. La limpieza de estos pozos es mejorada en condiciones de flujo laminar con fluidos tixotrpicos que desarrollen altas viscosidades a bajas tasas de corte (LSRV) y en condiciones de flujo turbulento mediante la aplicacin de altas velocidades de rotacin y la utilizacin de modificadores reolgicos. La tixotropa esta relacionada con la caracterstica que tienen los fluidos de pasar al estado slido bajo condiciones estticas y al lquido bajo condiciones dinmicas.

Enfriar y lubricar.- Durante la circulacin el fluido de perforacin facilita la expulsin del calor generado por la friccin mecnica entre mecha y formacin. Esto permite prolongar la vida til de: la mecha, los motores de fondo y los componentes de la sarta de perforacin.



La lubricidad minimiza los problemas de torque y arrastre y se mide a travs del coeficiente de friccin. La lubricidad de los fluidos base aceite es mayor a la de losfluidos base agua, sin embargo la lubricidad de estos fluidos se puede mejorar mediante la adicin de lubricantes lquidos o slidos

Controlar las presiones.- La presin ejercida por la columna de fluido en condiciones estticas se llama presin hidrosttica. Esta presin depende de dos parmetros: densidad y profundidad. La profundidad utilizada es la vertical o verdadera del pozo (TVD) y no la que corresponde a la longitud de la sarta (TMD). Esta profundidad es usada para calcular cadas de presiones y volumen de cemento. Para calcular la presin hidrosttica se usa la siguiente frmula:

PH = 0.052 x D x H (psi)Donde:

0.052: factor de conversinD : densidad del fluido, lb/galH : profundidad vertical, pies

La presin hidrosttica es utilizada para controlar la presin de la formacin con el fin de prevenir las arremetidas y lograr la estabilidad del hoyo. Generalmente sta presin es mayor a la de la formacin. Sin embargo, no necesariamente se debe cumplir esa condicin para que un pozo est bajo control, ya que el control de un pozo en perforacin significa que no existe ningn flujo incontrolable de fluido de la formacin dentro del pozo, bien sea gas, petrleo, condensado o agua.

Para controlar las presiones de la formacin y la estabilidad del hoyo, sin sacrificar tasa de penetracin, se debe mantener el peso del fluido en el mnimo valor posible.



Retardar la cada. Los slidos contenidos en el fluido se deben mantener en suspensin durante el mayor tiempo posible al momento de parar la circulacin, para evitar problemas de empaquetamiento de mecha. La suspensin es funcin de la resistencia o fuerza de gel, propiedad reolgica del fluido que retarda la cada de los slidos, pero que no la evita.La precipitacin de slidos es mayor en pozos inclinados que en pozos verticales. En estos pozos es necesario utilizar fluidos especiales que desarrollen altas viscosidades a baja tasa de corte (LSRV), para minimizar las camadas de ripio que frecuentemente se forman en la parte del hoyo correspondiente al mayor ngulo de inclinacin.

Mantener la estabilidad del hoyo.- En las formaciones inestables los esfuerzos diferenciales alrededor del hoyo exceden la resistencia de la roca, originando su rompimiento o deformacin y en consecuencia causando el ensanchamiento y/o reduccin del hoyo. En estos casos, la tendencia a las pegas de tubera por empaquetamiento/puente o diferencial y los problemas de incremento de presin, torque, arrastres, entre otros, son evidentes.Las formaciones impermeables altamente presurizadas se logran estabilizar con peso, las permeables poco consolidadas como las arenas se estabilizan principalmente con revoques arcillosos que se caracterizan por ser lisos, delgados, flexibles, compresibles y prcticamente impermeables y las reactivas sensibles al agua con fluidos inhibidos. Las sales inorgnicas, los asfaltos, los glicoles, los polmeros, las fibras, entre otros, son aditivos qumicos que resultan bastante efectivos para estabilizar formaciones reactivas.



Facilitar la mxima obtencin de informacin.- La calidad del fluido debe permitir la obtencin de toda la informacin necesaria para valorar la capacidad productiva de petrleo de las formaciones atravesadas. Las caractersticas fsicas y qumicas del fluido deben ser tales que puedan asegurar la informacin geolgica deseada, la obtencin de mejores registros elctricos y la toma de ncleos, especialmente cuando se trata de la zona productora.

Transmitir potencia hidrulica a la mecha.- El fluido es el medio por el cual se transmite la potencia hidrulica desde la superficie hasta el fondo del pozo. Esta potencia se puede optimizar mediante un programa hidrulico y cuyo fin es el de seleccionar el caudal y los chorros de mecha ms ptimos para perforar con la mxima tasa de penetracin. Esta optimizacin esta basada en los criterios de mxima potencia hidrulica y mximo impacto hidrulico.

Los fluidos viscosos y los de mayor densidad, originan mayores prdidas de presin a travs todo el sistema de circulacin que aquellos fluidos que disminuyen la viscosidad con el esfuerzo de corte y contienen bajo porcentaje de slidos. A menor viscosidad, mayor es la transmisin de la potencia hidrulica de superficie a mecha, porque el fluido ofrece menos resistencia a fluir.Las propiedades del fluido, particularmente las reolgicas, ejercen influencia

considerable sobre la potencia hidrulica y por lo tanto deben mantenerse en valores aceptables de acuerdo a la densidad del fluido.



Ing. Ali Prieto O. / 2007- 8 -

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

Las propiedades de un fluido son valores preestablecidos que se ajustan en el campo de acuerdo al comportamiento de la perforacin. Es responsabilidad del especialista tomar muestra del lodo a la entrada y salida del pozo para comparar valores y proceder a efectuar los ajustes necesarios si la situacin lo amerita. Las propiedades estn en funcin del tipo de fluido, base agua o aceite, y son, fsicas y qumicas.

Propiedades fsicas

Densidad.- La densidad, comnmente llamada peso, significa masa por volumen unitario y se mide con una balanza de lodo (Fig.1) de suficiente precisin para obtener mediciones con un margen de error de 0.1 lb/gal.

La densidad puede ser registrada como peso, en lb/gal o lb/pc, como gradiente de presin, en lb/pulg2 por cada 1000 pies o como gravedad especfica. La gravedad es adimensional y esta relacionada con el peso de un volumen determinado de cualquier sustancia comparada con el peso de un volumen igual de agua a la temperatura de referencia, es decir:

Fig. 1Balanza de lodo



La densidad del lodo es una de las propiedades ms importante a mantener durante la perforacin de un pozo. A travs de ella se controla la presin de poro y se evitan las arremetidas, es decir la incorporacin de un flujo incontrolable de fluido de la formacin dentro del pozo. Su valor correcto debe mantenerse siempre a la entrada del pozo y no a la salida, aunque el lodo est siendo cortado por gas. Esta situacin no significa necesariamente un problema de arremetida y es un error tratar de mantener la densidad a la salida, sobre todo cuando se perforan formaciones portadoras de gas.

La densidad se obtiene principalmente con Carbonato de Calcio y Barita, el primero tiene una gravedad especfica de 2.7 y el segundo de 4.2. Con el Carbonato de Calcio se puede llevar la densidad de los fluidos Drill-In hasta 2 lb/gal por encima de su peso original y con la Barita se alcanzan densidades hasta de 20 lb/gal.

Existen balanzas convencionales y presurizadas usadas en el campo para medir la densidad de los fluidos de perforacin y las lechadas de cemento, como se muestra a continuacin. El uso de una balanza presurizada permite obtener mejores resultados en lodos cortados por gas.

Fig. 2 Fig. 3

Balanza convencional Balanza presuriza



La balanza presurizada permite medir con mayor exactitud la densidad de un lodo que contiene aire o gas entrampado. Con ste tipo de balanza se miden densidades entre 6.0 y 22.5 lb/gal y con la convencional entre 6.5 y 23.0 lb/gal. Ambas balanzas deben ser calibradas frecuentemente con agua fresca a temperatura ambiente. En caso de no obtenerse lecturas de 1 g/cc 8,33 lb/gal. se deben agregar o quitar balines de plomo, segn sea el caso. Si no es posible lograr la calibracin como lo establece API, la balanza debe ser desechada.Una solucin momentnea que da resultado hasta tanto se adquiera una balanza nueva, es sumar o restar la diferencia obtenida con el agua; por ejemplo, si la densidad del agua da mayor a 8.33 lb/gal, la diferencia se le resta a la densidad del lodo y si es menor, se le suma. No es recomendable golpear la taza de la balanza con la tapa para sacarle el aire al lodo, porque se puede daar y su funcin de enrasar puede ser afectada. La capacidad exacta de las balanzas vara segn el fabricante y puede estar entre 140 y 190 cc

Viscosidad.- Es la resistencia al flujo de un fluido y se describe como la relacin del esfuerzo de corte a la tasa de corte.Los siguientes trminos son utilizados en el campo para describir la viscosidad de un fluido:

Viscosidad embudo Viscosidad aparente Viscosidad efectiva Viscosidad plstica Viscosidad a baja tasa de corte


Ing. Ali Prieto O. / 2007-11 -

Viscosidad embudo.- Esta viscosidad es utilizada como parmetro referencial para detectar los cambios relativos en las propiedades del fluido. Carece de base cientfica y no proporciona suficiente informacin para determinar la reologa o las caractersticas de flujo de un fluido, pero si permite detectar hasta cierto punto el grado de contaminacin de los fluidos dispersos no inhibidos., tipo lignosulfonato. Estos fluidos se caracterizan por presentar un estado de floculacin al ser afectados por cualquier tipo de contaminante y cuando esto sucede aumenta considerablemente su viscosidad embudo.La viscosidad embudo se mide con el embudo de Marsh (Fig. 4) y el resultado se registra en segundos por cuarto de galn.

El agua, como fluido newtoniano, tiene una viscosidad embudo de 26 0.5 seg. a 70 F ( 21 C). Para los no newtonianos no existe ningn valor en particular en cuanto a su viscosidad embudo; sin embargo, una gua prctica de campo que ha dado buenos resultados en los fluidos base arcilla, es mantener esa viscosidad en un valor equivalente a cuatro veces la densidad del fluido (lb/gal).

Fig. 4Embudo de Marhs con taza



Viscosidad aparente.- Es la viscosidad correspondiente a la mitad de la lectura obtenida a 600 RPM en un viscosmetro rotatorio de lectura directa (Fig. 5). Est en funcin de la viscosidad plstica y del punto cedente y se relaciona con la mxima concentracin de slidos arcillosos que acepta una mezcla de agua y bentonita sin alcanzar el estado de floculacin. Es utilizada en el campo para determinar el rendimiento de una arcilla.En un fluido newtoniano la viscosidad aparente es numricamente igual a la viscosidad plstica.

Viscosidad efectiva.- Es la viscosidad real de un fluido bajo condiciones especficas de velocidad de corte, presin y temperatura. Esta viscosidad, a cualquier velocidad de corte, se determina con base a la siguiente frmula:

300 x Lectura del viscosmetroVE (cP) =

RPM

Viscosidad plstica.- Esta viscosidad forma parte de la reologa de un fluido y es una medida de la resistencia interna al flujo de fluido, atribuible a la cantidad, tipo y tamao de los slidos presentes en un fluido. Se calcula con dos lecturas del viscosmetro rotatorio, es decir:

VP (cP) = Lectura @ 600 PRM Lectura @ 300 RP



Un aumento de la viscosidad plstica puede significar un aumento de slidos, una reduccin del tamao de los ripio, un cambio de la forma de las partculas slidas o una combinacin de estos efectos. Sin embargo, en la mayora de las veces el aumento se debe al incremento de slidos. Esto trae como consecuencia un aumento del rea superficial total de los slidos expuestos y por consiguiente, una reduccin de la tasa de penetracin al aumentar la friccin mecnica entre slidos.


Fig. 5 Viscosmetro rotatorio de lectura directa

con envase de calentamiento (thermo-cup)


El valor de la viscosidad plstica no debe exceder en ningn caso el doble del peso del lodo y siempre debe mantenerse en los niveles ms bajos posible para evitar, entre otras cosas, los cambios repentinos de presin que se dan sobre todo durante la perforacin de pozos de dimetro reducido y de alcance extendidos.

Es importante que los equipos de control de slidos funcionen con eficiencia desde el inicio de la perforacin para reducir los cambios de presin y lograr mximizar las tasas de penetracin.

La viscosidad plstica depende asimismo de la viscosidad de la fase lquida del fluido. De hecho, al disminuir la viscosidad del agua por incremento de temperatura, la viscosidad plstica disminuye proporcionalmente.

El aceite emulsionado en los lodos base agua se comporta como slido suspendido e influye en el aumento de la viscosidad plstica de estos fluidos. En las emulsiones inversas esta viscosidad depende de la relacin aceite/agua, de modo que a mayor relacin menor viscosidad plstica. Adems, los emulsificantes primarios utilizados en la formulacin de estas emulsiones tienen un impacto notable sobre dicha viscosidad.

Los fluidos de agua dulce tienen menor viscosidad plstica que los salinos con densidades similares.

Los polmeros de cadenas largas tienen mayor influencia en el aumento de La viscosidad plstica que los de cadenas cortas. El aumento resulta ms evidente justo despus de la mezcla inicial. Esta propiedad se estabiliza luego de varias circulaciones, por lo que se recomienda no medirla al momento de mezclar el polmero.



La viscosidad plstica constituye una buena aproximacin de la viscosidad a travs de los chorros de la mecha. En la medida que sta viscosidad se aproxime a la de los fluidos newtonianos, el avance de la perforacin ser mayor.

En resumen, la baja viscosidad plstica permite:

Perforar ms rpido Reducir los cambios de presin Aumentar la potencia suministrada a la mecha Mejorar el flujo del fluido en el anular Aminorar el uso y desgaste de los equipos

La siguiente regla de campo permite estimar con bastante exactitud el valor de la viscosidad plstica de los fluidos particularmente densificados.

VP (cP) = (W-4) 3

Punto cedente.- Propiedad reolgica originada por las fuerzas de atraccin entre partculas bajo condiciones dinmicas o de flujo. Constituye la fuerza requerida

para iniciar el flujo de un fluido no Newtoniano. Es independiente del tiempo y

generalmente est asociado con el modelo de Bingham. En un reograma de

esfuerzo de corte versus tasa de corte, el punto cedente es el valor del esfuerzo de

corte correspondiente a una tasa de corte de cero seg.-1.

El punto cedente se relaciona con la capacidad de transporte del fluido y con las caractersticas de dilucin por esfuerzo cortante, depende principalmente de la concentracin volumtrica de los slidos reactivos. En tal sentido, aumenta al aumentar la concentracin de este tipo de slido y disminuye a medida que las fuerzas de atraccin son reducidas mediante el tratamiento qumico.



Los adelgazantes qumicos neutralizan las fuerzas de atraccin entre partculas y

en consecuencia disminuyen el punto cedente cuando ste aumenta por exceso

de slidos reactivos, mientras que los agentes tratantes lo bajan cuando es

afectado por cualquier contaminante. El agua libre contamina a los lodos base

aceite y por consiguiente aumenta su punto cedente. En este caso, el punto

cedente baja al emulsionar completamente el agua en el aceite. Los altos puntos

cedentes en las emulsiones inversas bajan cuando se aumenta la relacin

aceite/agua.

El punto cedente de los lodos dispersos es aproximadamente igual al peso del

lodo y el de los no dispersos es ligeramente mayor.

Esta propiedad reolgica se calcula a partir de los datos del viscosmetro

estndar de campo (Fig. 5), de la siguiente manera:

PC (lb/100 pies2) = 2 x Lectura @ 300 RPM Lectura @ 600 RPM

PC (lb/100 pies2) = Lectura @ 300 RPM Viscosidad Plstica

Resistencia o esfuerzo de gel.- Propiedad reolgica que mide las fuerzas de atraccin entre partculas bajo condiciones estticas. Se relaciona con la capacidad de suspensin que adquiere el fluido cuando se detiene la circulacin;a la vez, dicha capacidad depende tambin de la viscosidad a baja tasa de corte (LSRV) y de la tixotropa del fluido.

El esfuerzo de gel se puede medir a cualquier espacio de tiempo deseado y corresponde a la mxima lectura del dial obtenida a 3 RPM en un viscosmetro estndar. Comnmente se mide a los 10 segundos, a los10 minutos y a los 30 minutos. Se registra en lb/100 pies2.



El gel puede ser progresivo o plano. El primero indica acumulacin de slidos y ocurre cuando la diferencia entre el valor del gel inicial y final es amplia. En cambio, resultan planos cuando los valores son altos y casi iguales, en este caso el fluido presenta una apariencia de floculacin. Los sistemas bentonticos desarrollan geles progresivos en funcin del tiempo y los viscoelsticos geles planos.

En cualquiera de los casos, sea progresivo o plano, el gel debe mantenerse en valores que sean lo suficientemente bajos, como para:

Facilitar el asentamiento de los slidos indeseables en la trampa de arena. Disminuir el efecto de suabeo al sacar tubera. Permitir el desprendimiento del gas. Lograr el buen funcionamiento de las bombas del taladro.

El tratamiento aplicado al esfuerzo de gel es el mismo que se utiliza para el punto cedente, debido a que ambas propiedades son medidas de las fuerzas de atraccin, con la diferencia de que el esfuerzo de gel esta referido a las condiciones estticas y el punto cedente a las condiciones dinmicas.


G E

L( l

b/10

0 p

i e2 )

Progresivos Planos

Fig. 6


PROCEDIMIENTO OPERACIONAL DE UN VISCOSMETRO DE CAMPO DE SEIS VELOCIDADES

3

600

200

300

100

6

Baja

Baja

Baja

Alta

Alta

Alta

Media

Media

Alta

Alta

Baja

Baja

RPM INTERRUPTORPERILLA

Interruptor

Perilla

ALTA

MEDIA

BAJA

Posicin

HACIAADELANTE

HACIA ATRS

(ALTA) (BAJA)

(NEUTRA)

EN ELCENTRO

Posicin


- 19 -


Reologa a baja tasa de corte.-

LSRV expresa la viscosidad obtenida a tasas de corte de 6 y 3 RPM en un viscosmetro convencional (Fig 8 y 9 ). Esta viscosidad, segn resultados de laboratorio y experiencia de campo, tiene mayor impacto sobre la capacidad de transporte y suspensin que el punto cedente en pozos horizontales y con alto ngulo de desviacin. En estos pozos se utiliza como indicador de limpieza, mantener la lectura a 3 RPM en un valor ligeramente mayor al dimetro del hoyo.

En un viscosmetro Brookfield (Fig. 7) la LSRV se mide a 0.3 RPM, equivalente a 0.0636 seg.-1.

El Brookfield utiliza cuatro husillos cilndricos (spindle) para medir viscosidades desde 20.000 hasta 2.000.000 de centipoises. El ms utilizado es el No 2, con el cual se pueden medir viscosidades hasta 100.000 centipoises.


Fann-35A6 velocidades

Ofi-8008 velocidades

Brookfield D-IIDigital

Fig. 7 Fig. 8 Fig. 9

- 20 -


Valores similares de viscosidades a 6 y 3 RPM no necesariamente indiquen el

comportamiento verdadero de la LSRV (Fig. 10).

En la grfica se puede observar que la LSRV no depende de la concentracin del viscosificador, sino de su calidad. De hecho, existen viscosificadores que en sinergia con otros desarrollan altsimas LSRV que por baja movilidad ayudan a controlar el filtrado de aquellos fluidos que contienen materiales puenteantes. Esto est demostrado an en calizas con porosidades vugulares y en arenas con permiabilidades de hasta 6 darcys.

LSRYP significa punto cedente a baja tasa de corte. Este parmetro estestrechamente relacionado con la sedimentacin dinmica en pozos direccionales y de alto ngulo. Para la mayora de estos pozos, el LSRYP debera mantenerse por encima del rango de 7 a 15 lb/100 pies2.

El LSRYP se calcula con base a las lecturas obtenidas a 6 y 3 RPM en un viscosmetro de lectura variable, de la siguiente manera:

LSRYP (lb/100 pies2) = 2 x Lectura @ 3 RPM Lectura @ 6 RPM


Tasa de corte (seg.-1)

Fig. 10

- 21 -



Zona invadida por slidos(revoque interno) Figura

Zona invadida por filtrado

El LSRYP en los lodos base agua se aumenta con arcilla y/o polmeros y en los lodos base aceite con modificadores de reologa a base de arcilla, estos son mas efectivos que los productos cidos grasos.

Filtrado.- Es el volumen liquido forzado a travs de un medio poroso durante el proceso de filtracin. El filtrado indica la cantidad relativa de lquido que se

filtra a travs del revoque hacia las formaciones permeables cuando el fluido es

sometido a una presin diferencial. Esta propiedad, afectada por la presin, la

dispersin, la temperatura y el tiempo, se controla en formaciones permeables

no productoras con slidos arcillosos comerciales que forman revoques finos y

de baja permeabilidad y con aditivos reductores de filtrado. En formaciones

productoras el control se hace con slidos dimensionados que constituyen

sellos efectivos y con agentes reductores de filtrado. La baja movilidad,

producto de la alta viscosidad a baja tasa de corte (LSRV) que desarrolla

algunos sistemas especiales, ayudan tambin a controlar el filtrado.

El revoque est constituido por el material no soluble que se encuentra

disperso en el fluido y por el lquido que ocupa los espacios porosos del

revoque cuando se comporta como slido suspendido, como es el caso del

agua en las emulsiones inversas o el aceite en los lodos base agua.

Revoque permeable formado por slidos no reactivos agregados e incorporados de la formacin.

Revoque impermeable formado por slidos reactivos coloidales

Zona no invadida Revoque externo

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El filtrado altera la permeabilidad de una formacin daada por: taponamiento

de slidos, bloqueo por emulsin, incompatibilidad de fluidos y por cambios en

la humectabilidad de la matriz.

Volu

men

Tiempo

Formacin del revoque

Prdida instantnea (spurt loss)

Filtrado del lodo

Tiempo de formacin del revoque

Etapas en el proceso de filtrado

Figura 11

El filtrado ocurre en condiciones estticas y dinmicas. En el primer caso la velocidad de crecimiento del revoque disminuye con el tiempo y en el segundo caso, la fuerza erosiva del fluido en circulacin limita el crecimiento del revoque. En cuanto al proceso de filtrado, este se da en las siguientes etapas:

En la primera etapa ocurre una prdida inicial e instantnea de fluido,

conocida como Spurt loss.

En la segunda etapa se forma el revoque y se reduce la velocidad de

filtrado hasta alcanzar el estado de equilibrio en el tiempo.

En la tercera y ltima etapa, el espesor del revoque como el caudal de

filtrado permanecen constantes.

- 23 -



Fig.14 Fig.15

Filtro dinmico FANN 90 HT-HP Filtro dinmico OFITE HT-HP

Fig.12 Fig.13

Filtro Prensa API Filtro Prensa HT-HP

El filtrado de los lodos base agua se corre a 100 psi de presin y temperatura

ambiente, con un filtro prensa API (Fig.12) y el de los base aceite a 300F y 500

psi con un filtro prensa de alta temperatura y alta presin (Fig.13). La filtracin

dinmica se corre con equipos de alta tecnologa como los que se muestran en

la figuras 14 y 15.

- 24 -



Contenido de arena.- La cantidad de arena en un fluido de perforacin, medida en porcentaje en volumen, se determina con un kit de arena (Fig.16) compuesto

de un recipiente de 2.5 pulgadas de dimetro con malla de bronce de 200 mesh,

un embudo y una probeta graduada de 0 a 20% con indicacin de nivel para lodo

y agua. La arena es extremadamente abrasiva y causa serios problemas

operacionales que ameritan un control preventivo con equipos mecnicos de

control de slidos.

Fig. 16

Kit de arena

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Contenido de lquidos y slidos.- Los porcentajes lquidos y slidos de un fluido de perforacin base agua o aceite, se calculan en una retorta de lodo.

Existen retortas que tienen capacidad de 10, 20 y hasta de 50 cc. (Fig. 17). La de

10 cc es la que ms se utiliza en el campo .

El funcionamiento de una retorta se basa en un proceso de destilacin que

consiste en calentar la muestra de lodo hasta que se evaporen los componentes

lquidos para luego pasar a travs de un condensador (Fig.18). El lquido es

recogido y medido en un cilindro graduado y el porcentaje de slido, suspendido

y disuelto, se obtienen por diferencia, es decir restndole a 100% el porcentaje

lquido.

Anlisis de slidos.-

Este tipo de anlisis permite conocer en detalle la concentracin de arcilla

agregada e incorporada y los slidos no reactivos de formacin. Para ello es

necesario tomar en cuenta la siguiente informacin:

Peso del lodo, lb/gal

Porcentaje total de slidos, % v/v

Concentracin total de slidos arcillosos, lb/bbl

El anlisis de slidos no aplica para los lodos base aceite, debido a que a estos

lodos no se le corre MBT.

- 26 -



Lana fina de aceroColocar lubricante de alta temperatura para facilitar el desenrosque de la cmara inferior y evitar fugas a travs de las roscas.

Lana colocada en la cmara superior con el fin de eliminar impurezas y facilitar la clarificacin de la fase liquida.

RETORTA DE 10 CC Fig.17

COMPONENTES DE UNA RETORTAFig.18

tubo de drenaje

cmarasuperior

cmarainferior

tapa deenrase

condensador

RETORTA DE 50 CC

- 27 -



pH.- La abreviatura pH significa potencial del ion hidrgeno e indica el grado de acidez o basicidad de una solucin acuosa. La escala de pH va de cero (0) a

catorce (14), siendo siete (7) el valor correspondiente a un pH neutro. Valores

menores de siete (7) son ndices de acidez y mayores de 7 de alcalinidad.

El pH no determina el ion o los iones responsables de la acidez o la alcalinidad

del lodo, debido a que acidez y alcalinidad no es lo mismo a pesar de estar estrechamente relacionadas. El conocimiento de la relacin entre pH y

alcalinidad es un factor primordial en la determinacin de los diferentes

contaminantes de un fluido de perforacin.

El pH se expresa como el inverso del logaritmo base 10 de la concentracin de

iones de hidrgeno o, lo que es igual, al logaritmo negativo de esa

concentracin. Esto quiere decir que una solucin de pH 11 es 10 veces mas

bsica que una que tenga pH 10 y es 100 veces ms bsica si el pH fuese de 9.

Mtodos para determinar pH:

9 Colorimtrico, usa tira de papel (Fig. 20)9 Electromtrico, usa electrodos de vidrio (Fig. 21)

El colorimtrico es un mtodo cualitativo que slo es confiable cuando se tiene

un lodo con una composicin muy simple o cuando la concentracin de cloruros

es mayor a 10.000 mg/L. La presencia de slidos, sales, productos qumicos y

hasta el color oscuro que adquiere el lodo, afecta el valor del pH obtenido con

este mtodo.

- 28 -



El electromtrico es un mtodo cuantitativo y preciso que proporciona valores

de pH confiables porque siempre est libre de interferencias; sin embargo, el

instrumento requiere de calibracin constante. Es necesario reemplazar los

electrodos e iniciar el procedimiento de calibracin con soluciones Buffer nuevas

cuando el aparato no se pueda calibrar; adems, se debe mantener sumergido

el electrodo en una solucin Buffer de pH 7 cuando el instrumento no est en

uso.

Figura 20

tira de papel

Electrodode vidrio

Figura 21

pH-metro digital

Thermo-couplaBimetlica tipo J

Botn de encedido

Botn de calibracin

Propiedades qumicas

Algunas de las propiedades qumicas ms comunes de los lodos base agua, objeto de anlisis, incluye:

Alcalinidad.- La alcalinidad de una solucin se puede definir como la concentracin de los iones solubles en agua que pueden neutralizar cido. El hidrxido (OH), el carbonato (CO3=) y el bicarbonato (HCO3), son los tres iones responsables de la alcalinidad de un fluido.

- 29 -



El Pf se relaciona con los carbonatos y el Mf con los bicarbonatos. Una separacin notable entre ambos valores confirma la presencia de esos iones. Los carbonatos predominan cuando el Pf es aproximadamente igual a la mitad del Mf y el pH del lodo mayor de 10.3, mientras que los bicarbonatos estn presentes cuando se tiene un valor alto de Mf y el pH es menor de 10.3.

Pm. Es la alcalinidad del lodo determinada con la fenolftalena.

Pf = 1.01 cc

H2SO4

pH 10.3

pH 8.3 CO3=

HCO3=

OH -CO3=

La fenolptalena

cambia de color

rosado a incoloro

El anaranjado de metilo cambia de color amarillo a rojo

pH 4.3

0.5 ccH2SO4

Mf = 1.5

Alcalinidad del filtrado.

Pf. Es la alcalinidad del filtrado determinada con la fenolftalena. Se define como los cc de cido sulfrico N/50 que se requieren, por cc de filtrado, para llevar el pH del lodo a 8.3.

Mf. Es la alcalinidad del filtrado determinada con el anaranjado de metilo. Se define como los cc de cido sulfrico N/50 que se requieren, por cc de filtrado, para llevar el pH del lodo a 4.3.



Contenido de cal.

El exceso de cal en los sistemas calados es funcin de la alcalinidad del filtrado, de la alcalinidad del lodo y de la fraccin de agua obtenida en la retorta.

Exceso de Cal, lb/bbl = 0.26 ( Pm Fw Pf )

Cloruros.-

Este ensayo reviste importancia sobre todo en aquellas reas donde hay

posibilidad de un influjo de agua salada o exista una contaminacin por sal.

Calcio.-

El calcio soluble es extremadamente contaminante, particularmente para los fluidos que contienen arcillas y esto ocurre a bajo pH. A pH elevados, el calcio es completamente insoluble y en consecuencia no acta como contaminante.El calcio puede proceder del agua dura, del cemento o de la formacin y se determina en el filtrado como ion solo o formando parte de la dureza total del agua.

MBT.-

La capacidad que tiene una arcilla de tomar cationes es conocida como capacidad de Intercambio de cationes (CEC) y se expresa como los mili-equivalentes de azul de metileno absorbidos por cada 100 gramos de arcilla seca. La CEC tiene ver con la calidad de una arcilla, de ah que una arcilla rinde ms cuando su CEC es mayor, porque contiene menos impurezas. De acuerdo con las especificaciones API una arcilla comercial, como la bentonita, debe tener como mnimo una CEC de 70 meq /100 gr para ser utilizada como agente viscosificante en los fluidos base agua. La CEC de la arcilla de formacin esta en un valor que puede variar entre 8 y 12 meq /100 gr.

- 30 -

- 31 -



El valor de la CEC para la prueba de azul de metileno o MBT suministra un estimado de la capacidad de intercambio de cationes total de los slidos arcillosos en un fluido de perforacin base agua y en consecuencia, el contenido equivalente de bentonita, que puede registrarse en Kilogramos por metro cbico o libras por barril, como se muestra a continuacin:

MBT (Kg/m3) = 14.25 x CEC MBT (lb/bbl) = 5 x CEC

Equipo:

Jeringa de 3 cc Bureta de 10 cc Frasco Erlenmeyer de 250 cc Cilindro graduado de 50 cc Varilla de agitacin Hornillo Papel filtro Whatman No 1

(11 cm de dimetro)

Reactivos:

Solucin de azul de metileno1 ml = 0.01 miliequivalentes

Perxido de hidrgeno: elimina el efecto de los materialesorgnicos como el CMC, lospoliacrilatos, los lignosulfonatosy los lignitos. Se usa ensolucin al 3%

cido sulfrico 5N

PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR UNA PRUEBA DE CEC

En un envase Erlenmeyer de 250 cc agregar:

10 cc de agua destilada

15 cc de agua oxigenada Tomar muestra y colocar en el papel filtro Repetir los dos pasos anteriores hasta

lograr un punto central rodeado de una aureola azul bien definida, como se muestra en la figura 19.

Un (01) cc de lodo

Completar hasta 50cc con

Agregar 0.5cc de azul de metileno. Agitar

0.5 cc de H2SO4 ( 5N ) Calentar durante 10 minutos

agua destilada

- 32 -



MBT (lb/bbl) = 5 x cc de azul de metileno

Figura 19

Nota: El colorante libre que se detecta inmediatamente despusde agregar el sexto cc se absorbe luego de dos minutose indica que el punto final an no se ha logrado.

- 33 -



PRUEBAS ESPECIALES

Estas pruebas se realizan con equipos de alta tecnologa que por su tamao y sensibilidad no son llevados al campo. Entre algunas de stas pruebas, se tienen:

Reologa y suspensin

Filtracin dinmica

Distribucin de tamao de partculas ( PSD )

Taponamiento de permeabilidad ( PPT )

Medicin de hinchamiento lineal ( LSM )

Lubricidad

Retorno de permeabilidad

Compatibilidad de fluidos

Reologa y suspensin.-

Esta prueba se corre bsicamente cuando existen sospechas de decantacin o

insuficiente acarreo de ripios al perforar pozos altamente inclinados y

horizontales con lodo base aceite. Para ello se utiza un viscosmetro HT-HP,

como el Ofite 77 (Fig. 22), que trabaja a temperatura y presin hasta de 500F y

20000 psi. Este aparato permite medir viscosidades a tasas de corte hasta de

0.01 seg-1.

Los resultados de estos ensayos son corroborados y complementados con

programas hidrulicos de lodo que aplican tanto para los lodos base agua como

para los base aceite, contengan o no asfalto.

- 34 -



OFITE 77

Figura 22. VISCOSMETROS HT-HP

FANN 70

Estos programas, como el HTHPFLOW, simulan las condiciones de fondo a

altas temperaturas y altas presiones y calculan: perfiles de presin, prdidas por

friccin a lo largo de todo el sistema de circulacin, parmetros n y K, ECD,

capacidad de transporte y asentamiento de las partculas y comparan los

resultados calculados en base a los parmetros reolgicos corregidos y no

corregidos, sea Bingham o Ley de Potencia.

Filtracin dinmica

Esta prueba simula el efecto del movimiento de un fluido sobre la velocidad de

filtracin y la deposicin del revoque en el filtro, y tambin evalua las propiedades de

filtracin de un fluido circulante a travs de un ncleo de cermicade 5 a 190 m de

dimetro. La prueba se hace con un filtro dinmico a temperatura de hasta 500F y

presin diferencial de hasta 500 psi (figuras 14 y 15) y los resultados incluyen dos

ndices: filtracin dinmica y deposicin del revoque (CDI). El segundo se relaciona

con la erosionabilidad que sufre el revoque Ambos ndices son calculados con los

datos recogidos despus de 20 minutos.

- 35 -



Distribucin de tamao de partculas ( PSD )

El ensayo PSD ( Particle Size Distribution) permite seleccionar el tamao de partculas ms adecuado para puentear una formacin productora, tomando en cuenta las siguientes dos reglas establecidas por Abrams en Mayo 1977, relacionadas con el puenteo de partculas.

1.- El tamao promedio de las partculas puenteantes debe ser igual o ligeramente mayor a un tercio de la garganta poral de la formacin.

2.- La concentracin de las partculas puenteantes debe ser como mnimo el 5% del volumen total de los slidos contenidos en la mezcla final.

Nota:Cuando no se conoce el dimetro de la garganta poral del yacimiento se puede asumir ste como la raz cuadrada de la permeabilidad.

Con base a estas reglas se sacan las siguientes conclusiones::

p > 1/3 gp

p: dimetro de la partcula

1/7 gp < p < 1/3 gp

gp: dimetro de la garganta poral

p < 1/7 gp

El sello no es efectivo. Hay invasin de fluido y formacin de revoque externo permeable. Existe la posibilidad de un acuamiento de partculas que podra disminuir la salida del crudo.

Hay invasin profunda

de fluido y slidos

El sello es efectivo. No hay invasin pero si hay formacin de revoque bastante impermeable

- 36 -



El tamao ideal de las partculas requeridas para formar un sello efectivo que

minimize la invasin del filtrado en formaciones productoras de petrleo, se

determina con el mtodo basado en la dispersin y difraccin de la luz. Hoy da

sta tecnologa es usada por los equipos analizadores de partculas, como los

que se muestran a continuacin:

Mastersizer Malvern CilasRango de tamao

0,05 hasta 550 micronesRango de tamao

0,3 hasta 400 micrones

Particle Diameter (m.)

Volume (%)

0

10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0.01 0.1 1.0 10.0 100.0 1000.0

Lecturas de la grfica generada en el Mastersizer

2.40 20.18 56.80

- 37-



Interpretacin de las lecturas:

D10 = 2.40 m. Significa que el 10% de las partculas tienen un tamao menor

al sealado. De hecho, los finos disminuyen en tamao en la medida que el

D10 se hace menor.

D50 = 20.18 m. Significa que un 50% de las partculas tienen un tamao

menor al sealado y el otro 50% mayor.

D50 representa la mediana, trmino usado para describir el tamao de las

partculas mediante un solo nmero. El trmino promedio es similar, pero no es

lo mismo; por ejemplo, en la sumatoria impar de 1+5+ 7 +13+19, el promedio

es 9 (45/5) y la mediana 7, y en la sumatoria par de 1+ 3 + 5+7 +13+19 , el

promedio resulta ser 8 (48/6) y la mediana 6 (5+7/2).

D90 = 56.80 m. Significa que el 90% de las partculas tienen un tamao menor

al sealado.

En conclusin, el punto de corte de una partcula se expresa en base a tres

porcentajes, 10, 50 y 90% y se representa como D10, D50 y D90.

A la prueba de distribucin por tamao de partculas (PSD) le precede la de

taponamiento de permeabilidad (PPT). PSD permite seleccionar los tamaos

de partculas mas apropiados para lograr sello y PPT confirma la calidad de

ese sello.

- 38 -



Taponamiento de permeabilidad ( PPT )

El PPT ( Permeability Plugging Test ) es una modificacin del filtro prensa

standard de 500 ml. Este instrumento es til para hacer ensayos de filtracin

sobre materiales sellantes, sin interferencia de la sedimentacin de partculas

sobre el medio filtrante, durante el calentamiento. Las presiones diferenciales

tpicas para este ensayo son mucho ms altas que aquellas que se utilizan en el

ensayo standard HT-HP y la celda de presin es operada en una forma

invertida. El PPT es muy til en la prediccin de cmo el fluido puede formar un

revoque de baja permeabilidad para sellar zonas agotadas, a la vez que

previene la pega diferencial.

El CaCO3 dolomtico de diferente granulometra y la sal son productos comunes

usados para puentear. La sal debido a su clivaje forma sellos instatneos y

efectivos hasta un diferencial de presin no mayor de 1800 psi.

Figura 23. Equipo para ensayo PPT

- 39 -



Filtrado

Filtro de cermica

Aceite

Lodo

100 psi

2100 psi

Revoque

Pistn flotante

Spurt loss

Figura 24. Procedimientos de un ensayo PPT

MICRONES PERMEABILIDAD

3 400 mD

5 750 mD

10 2000 mD

20 5000 mD

35 10 D

60 20 D

90 100 D

Permeabilidad al aire de filtros de cermica comerciales

Figura 25

05

101520253035404550

0 5 10 15 20 25 30 35Tiempo (minutos)

Filtr

ado

(ml) Spurt Loss: 30 cc 17 segFiltrado PPT: 16.6 cc/30 min.

Filtrado Total: 46.6 ccDisco utilizado: 90 micrones (100 D)Presin Diferencial: 2500 psiTemperatura: 280F

Resultados del PPT

- 40 -



La hidratacin e hinchamiento de las arcillas se controla con fluidos inhibidos. Para seleccionar estos fluidos se realizan pruebas de Hinchamiento Lineal (LSM) y Tiempo de Succin Capilar (CST). La LSM utiliza pastillas de arcilla y la CST estudia las caractersticas de filtracin de los sistemas acuosos, utilizando la presin de succin capilar de un papel poroso que influye en las propiedades de filtracin. Realizadas estas pruebas, se procede a ensayar con fluidos de diferente formulacin.

En la figura 27 se muestra eL resultado de un ensayo LSM.

Medicin de Hinchamiento Lineal ( LSM )

Medidor de hinchamiento lineal dinmicocon temperatura (Linear Swellmeter)

Figura 25 Figura 26

Medidor del Tiempo de Succin Capilar (CST)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0

TIEMPO en min.

% D

E H

INC

HAM

IEN

TO

73,3 %

24,9%

18,7%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0

TIEMPO en min.

73,3 %

24,9%

18,7%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0

TIEMPO en min.

73,3 %

24,9%

18,7%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0

TIEMPO en min.

73,3 %

24,9%

18,7%

RESULTADOS DE LA PRUEBA% DE INCHAMIENTO

Con agua: 73.3% Fluido sin KCL: 24.9% Fluido con KCL: 18.7%

Figura 27

Pastilla de arcilla usada en la prueba LSM

Figura 26

- 41 -



Lubricidad

La prueba consiste en medir el torque de un bloque de hierro, mientras es presionado (150 pulgadas-lbs) con un anillo del mismo acero en rotacin (60

RPM). El bloque y el anillo estn calibrados de tal forma que el torque registrado en la pantalla dividido por 100 muestra el coeficiente de lubricidad de ese fluido en particular.La prueba se hace con un medidor de lubricidad que proporciona la informacin en cuanto al tipo y cantidad de lubricante que se requiere adicionar al fluido para minimizar los problemas de torques y arrastres durante las operaciones de perforacin.

Los coeficientes de friccin para el agua y el aceite son menores de 0.2 y 0.1 y son reconocidos como aceptables.

Figura 28. Medidor de Lubricidad

Retorno de permeabilidad

Este ensayo tiene por objetivo medir el dao causado por un fluido sobre la

permeabilidad (k) de una formacin productora. El ensayo se hace con varios

ncleos y el procedimiento se lleva a cabo en tres fases:

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Figura 29. Centrfuga Electrica

Preparacin del ncleo y medida de la permeabilidad inicial

Exposicin del ncleo al fluido de prueba, en medio de filtracin dinmica o

esttica.

Clculo del retorno de la permeabilidad.

Compatibilidad de fluidos

Esta prueba evidencia si hay o no compatibilidad del fluido con el crudo de la

formacin. Si son compatibles, se debe usar un desemulsificante para lograr la

separacin, con el cuidado de no excederse con el producto para evitar

emulsificar en lugar de separar.

Los pasos a seguir para realizar la prueba, son:

Mezclar volumenes iguales (50% crudo/ 50% lodo)

Centrifugar a 1000 rpm durante un minuto

Colocar en bao de maria a 180F por 30 minutos

LODO

CRUDO



COMPOSICIN DE LOS FLUIDOS

La composicin del fluido depender de las exigencias de cada operacin de perforacin en particular. La perforacin debe hacerse atravesando diferentes tipos de formaciones, que a la vez, pueden requerir diferentes tipos de fluidos. Por consiguiente, es lgico esperar que varias mejoras sean necesarias efectuarle al fluido para enfrentar las distintas condiciones que se encuentran a medida que la perforacin se hace cada vez ms profunda en bsqueda de petrleo.

En general, los fluidos no necesitan ser complicados o difciles de preparar y prueba de ello es que para algunas operaciones de perforacin, un agua sucia puede dar buenos resultados.

En algunas reas se puede iniciar la perforacin con agua y arcillas de formacin, creando as un lodo razonablemente bueno. En otras reas pueden encontrarse formaciones como calizas, arenas o gravas que no forman lodo. Bajo tales casos ser necesario agregar arcillas comerciales para suspender la baritina, aumentar la capacidad de acarreo y controlar la prdida de agua.

En su gran mayora los lodos de perforacin son de base acuosa, donde la fase continua es el agua. Sin embargo, en trminos generales, los lodos de perforacin se componen de dos fases: lquida y slida.

I. FASE LQUIDA

Agua: Constituye la fase continua en los fluidos base agua y forma parte de la fase dispersa en las emulsiones inversas. Puede ser:

Fresca (dulce Salada De mar Parcialmente saturada Saturada

- 43 -



Agua dulce

El agua es un fluido Newtoniano ideal para perforar zonas de bajas presiones. Es abundante, econmica y resulta el mejor dispersante qumico para controlar slidos por dilucin. El agua provee el mejor lquido en el uso de los mtodos de evaluacin de formaciones y requiere tratamiento qumico en caso de ser dura, es decir cuando contiene calcio y/o magnesio. Estos iones disminuyen el rendimiento de las arcillas y alteran el comportamiento reolgico del lodo. Por tal razn, es importante determinar su dureza antes de iniciar la preparacin del lodo y en caso positivo, tratarla con soda ash para precipitar esos contaminantes.

Algunas de las propiedades del agua son:

Densidad: 8.33 lb/gal, 62.4 lb/pc, 350 lb/bbl, 1.0 g/cc Gradiente: 0,433 psi/pie a 70 F. Viscosidad Marsh: 26 seg./qto. gal. Viscosidad plstica = Visc. absoluta = 1.0 Punto cedente: O (L600 = 2 L300 = 1) pH 7 (Neutro) Gravedad API 100

Peso Molecular 18 Concentracin molar 55.5 moles/It. Incompresible. Disminuye su viscosidad con la temperatura. Alto punto de ebullicin (100C. - 212F) Gran capacidad de calor y fuente de vapor. N = 1.0 (ndice de comportamiento de flujo). Estable a altas temperaturas. Excelente solvente para otras sustancias qumicas.

- 44 -



Agua salada

Generalmente se usan lodos parcialmente saturados de sal cuando se perfora costa afuera debido a la abundancia de agua salada. El agua de mar contiene aproximadamente 19000 mg/L de CI, 400 mg/L de Ca y 1300 mg/L de Mg.

El agua que contenga cualquier concentracin de sal, puede ser saturada agregndole ms sal. El agua saturada contiene alrededor de 268000 ppm de cloruro de sodio (NaCI) y pesa aproximadamente 10 lb/gal. Se requiere 109 lb/Bbl de sal para saturar el agua dulce.

Es aconsejable el uso de lodo saturado de sal cuando se estn penetrando secciones salinas o cuando se requiere mantener el ensanchamiento del hoyo al mnimo. A veces, ex profeso se agrega sal al lodo para tratar de controlar la resistividad y obtener mejor interpretacin de los registros elctricos.

Aceite: Constituye la fase continua en los fluidos base aceite y forma parte de la fase dispersa en los fluidos base agua.El aceite como componente de los fluidos no acuosos mejora la estabilidad del hoyo y ayuda a mantener las arcillas hidratables en sitio En los fluidos acuosos incrementa la lubricidad y ayuda a minimizar los problemas de torques y arrastres.En trminos generales el aceite disminuye el peso de los fluidos y aumenta la viscosidad plstica. En los lodos base agua disminuye el pH y produce espuma, especialmente cuando se est perforando con un sistema de lodo de bajo contenido de slidos.Como regla nemotcnica se recomienda un porcentaje de aceite en los lodos base agua de 24 menos el peso del lodo en. En todo caso, no mayor del 10%.

- 45 -



II. FASE SLIDA

Esta fase est formada por slidos no reactivos y reactivos que pueden ser deseables e indeseables.

SLIDOS NO REACTIVOS DESEABLES

Slidos de alta y baja gravedad especfica que se agregan al fluido para dar peso. Los de alta gravedad son: Barita, Hematita y Galena, y el de baja gravedad es el Carbonato de Calcio

SLIDOS NO REACTIVOS INDESEABLES.

Estos slidos se incorporan al fluido durante la perforacin y son los que realmente causan serios problemas a la operacin. Deben ser removidos tan pronto y eficientemente como sea posible. La arena, la caliza, el silice, la dolomita son ejemplos tpicos de estos slidos. La arena es extremadamente abrasiva y si es recirculada a travs del sistema de lodo, causar daos a los pistones y cilindros de las bombas. Por esta razn, es de suma importancia tratar de mantenerla en el porcentaje mnimo posible.

SLIDOS REACTIVOS

Son slidos que poseen cargas elctricas. Pueden ser agregados o incorporados. Entre los agregados se encuentran los comerciales (Bentonita) y entre los incorporados las arcillas de formacin. Estos slidos arcillosos alcanzan un tamao menor a los dos micrones (coloides) cuando estn totalmente hidratados y pueden ser removidos con una centrfuga de alta revoluciones cuando su tamao esta entre 2 y 6 micrones (ultrafinos).

- 46 -

- 47 -



Fluidos Convencionales

Fase Lquida Fase Slida

Agua Aceite Reactivos

No ReactivosFresca Salada Emulsiones Inversas100% Aceite

ParcialmenteSaturada Saturada

Salinos Salmueras

Fluidos Convencionales

Fase Lquida Fase Slida

Agua Aceite Reactivos

No ReactivosFresca Salada Emulsiones Inversas100% Aceite

ParcialmenteSaturada Saturada

Salinos Salmueras

COMPOSICIN DE LOS FLUIDOS CONVENCIONALES

- 48 -



ARCILLAS

Las arcillas son silicatos de aluminio hidratado que desarrollan plasticidad cuando se mojan. Algunas arcillas, como la sdica, se hidratan y se dispersan o hinchan considerablemente. Otras, como las clcicas, se hidratan pero se dispersan ligeramente. La sdica tiene mayor capacidad de dispersin que la clcica porque el ion sodio provee un ligamento ms dbil que el ion calcio, lo cual da lugar a una mayor facilidad de separacin entre partculas y en consecuencia a una mayor rea de absorcin. A mayor hidratacin mayor dispersin y por lo tanto mayor rendimiento.Las arcillas nativas o de formacin son ligeramente hidratables y cuando se incorporan al lodo contribuyen principalmente a la fraccin inerte y muy poco a la fraccin gelatinizante. El grado de dispersin o hinchamiento de las arcillas depende del rea de su superficie por unidad de peso.La presencia de sales, yeso, cemento y dureza en el agua, afectan el comportamiento de las arcillas, causando su floculacin. En este caso se debe tratar el contaminante para deflocular, pero cuando la floculacin es causada por exceso de slidos arcillosos se deben utilizar adelgazantes qumicos y recurrir a la dilucin con agua cuando sea causada por las altas temperaturas.

Trmino usado para expresar la cantidad de barriles de 15 centipoises de

viscosidad aparente que se obtienen al mezclar una tonelada de arcilla en 100

barriles de agua.

RENDIMIENTO DE UNA ARCILLA

- 49 -



CURVA DE RENDIMIENTO

Al graficar viscosidad versus porcentaje de slidos, se obtiene una curva de rendimiento que es caractersticas de las arcillas. Esta curva indica la cantidad de slidos que se pueden agregar al lodo manteniendo las condiciones de bombeo. Esto va a depender de la capacidad de esos slidos para absorber agua y del tamao de las partculas. Si el material que se agrega es altamente coloidal, como la bentonita, el 6% de slidos ser el mximo que puede ser tolerado sin tratamiento qumico y la densidad de lodo ser de alrededor de 1.04 g/cc (8.6 lb/gal). Se dice que esta arcilla tiene alto rendimiento.

La viscosidad aparente indica la mxima concentracin de slidos arcillosos que puede aceptar una mezcla agua/bentonita sin tratamiento qumico, es decir sin la necesidad de utilizar adelgazantes qumicos. Tambin indica si determinada bentonita cumple o no con las especificaciones API.

- 50 -



Si el porcentaje de slidos arcillosos es bajo, el rendimiento ser bajo y del 25 al 50% de slidos puede ser tolerado con un aumento correspondiente de la densidad de 9.8 a 12 lb/gal. En todos los casos la forma de esta curva es esencialmente la misma, no siendo el aumento de viscosidad directamente proporcional al contenido de slidos.

Los slidos suspendidos tienen poco efecto sobre la viscosidad hasta un punto crtico de aproximadamente 15 centipoises. En este punto crtico el contenido de slidos es descriptivo del tipo de arcilla en particular, y es indicativo de su contenido en material arcilloso. Por encima del punto crtico en la curva se notar que el agregado de una pequea cantidad de slidos arcillosos tiene un efecto relativamente grande sobre la viscosidad.

Como se ver ms adelante, muy pequeas cantidades de ciertos productos qumicos reducen la viscosidad de las suspensiones de arcilla. Sin embargo, una representacin similar de la viscosidad con respecto a la concentracin de slidos reactivos para un lodo con cierta fluidez, da el mismo tipo de curva, salvo que un mayor contenido de slidos arcillosos est presente para una misma viscosidad. Este mismo fenmeno es tambin vlido para una arcilla nativa incorporada de las formaciones perforadas.

No obstante que se use agua de buena calidad, la naturaleza de la arcilla seleccionada gobierna el rendimiento y comportamiento del lodo. Si se usan aguas duras, mineralizadas, las arcillas rinden menos y su comportamiento es pobre. La naturaleza del agua es por consiguiente importante y puede indicar la seleccin de la arcilla adecuada y el tratamiento qumico correcto.

El rendimiento de 100 Bbl/ton. equivale a una concentracin de 20 Ib/bbl. Por lo tanto, una bentonita con este rendimiento permite preparar 5 barriles de lodo de 15 cps por cada saco de 100 lbs.

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Si el agua para preparar lodos contiene ms del 5% de sal, las bentonitas comunes pierden rendimiento. En este caso se debe usar una bentonita especial, como la atapulgita, cuyo rendimiento en agua salada es similar al de bentonita en agua blanda.Una clara comprensin de las caractersticas que imparten las arcillas, como se indica en la curva de rendimiento, es sumamente importante para el control del lodo. Esta grfica muestran la conveniencia de mantener un control efectivo deslidos que puede lograrse por tres mecanismos: asentamiento, tamizado y centrifugacin.

DESCRIPCIN MINERALGICA DE LAS ARCILLAS

Desde el punto mineralgico, las arcillas son silicatos de aluminio de dos, tres y cuatro capas, y de acuerdo con esta definicin se tiene la siguiente clasificacin:

KAOLINITA (SpGr 2.63): Arcilla de dos capas. Se usa en alfarera para fabricar ladrillos. Se encuentra en lutitas duras y en lutitas Gomosas. No es deseable como ardua para preparar lodos de perforacin.

MONTMORILLONITA (SpGr. 2.35): Arcilla de tres capas de alto rendimiento. Se usa en la preparacin de lodos de perforacin de base acuosa. Mineral que constituye la bentonita.

ILITA (SpGr. 2.84): Arcilla poco expandible de tres capas. Pertenece al grupo de minerales conocido como micas. Se encuentra en la mayora de las luttas duras y en algunas lutitas gomosas. No es deseable como arcilla para preparar lodos de perforacin.CLORITA (SpGr. 2.71) :Arcilla. de cuatro capas. Se encuentra en lutitas gomosasy duras. No es deseable como arcilla para preparar lodos de perforacin.

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AGREGACIN: Condicin normal de la arcilla antes de ser hidratada. Las partculas estn agrupadas cara a cara y pueden ser separadas por agitacin mecnica y por hidratacin y dispersin.

DISPERSIN: Separacin de las partculas como consecuencia de la absorcin o entrada de agua. Las caras cargadas de una forma negativa se atraen con los bordes de las cargas positivas

FLOCULACIN: Originada por la atraccin excesiva de cargas elctricas. Las partculas se unen cara-arista y/o arista-arista. En el estado floculado se incrementa la asociacin cara-borde entre las partculas y la consecuencia de este estado es una elevada viscosidad y un descontrol en la prdida de agua, que por lo general es alta.

DEFLOCULACIN: Separacin de las partculas de arcilla por neutralizacin de las cargas elctricas por los lignosulfonatos y lignitos. Las partculas pueden separarse individualmente o en grupos de dos o tres unidades por caras.

INHIBICIN: Prevencin de la dispersin.

ESTADO DE ASOCIACIN DE PARTCULAS ARCILLOSAS

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ARCILLAS COMERCIALES

BENTONITA SDICA

Esta arcilla contiene un porcentaje mnimo del 85% de montmorillonita. Tienegran capacidad de hidratacin y dispersin. En agua dulce se hincha hasta talpunto que su volumen final esde diez veces su volumen lumen original.

La bentonita tiene mayor porcentaje de partculas finas que cualquier otra arcilla y da revoques de baja porosidad, permeabilidad y alta comprensibilidad. Se recomienda agregarla en forma prehidratada para lograr mayor rendimiento, especialmente cuando se tiene un lodo altamente tratado o inhibido. Adems, en esta forma se obtiene un mejor control del filtrado y una mayor resistencia a las altas temperaturas. Por el contrario, cuando la bentonita se agrega en forma seca, su dispersin es inhibida por la accin de los lignosulfonatos.

La alcalinidad del lodo influye notablemente en el comportamiento de las arcillas. A bajos valores de pH los bordes rotos de las partculas arcillosas tienen ms cargas positivas que negativas. Todo lo contrario sucede cuando se tiene altos valores de pH. Por ello es muy importante mantener un pH por encima de 7 para asegurar que las partculas de arcilla se encuentren cargadas negativamente. De esta forma se mantiene la interaccin electrosttica a un mnimo. Un pH menor a 7 va a incrementar la asociacin cara-borde.

HIDRATACIN DE LA BENTONITA

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La bentonita tiene pH 8 y SpGr 2.35. (Nota: se asume SpGr de 2.6 por ser slido de baja gravedad). Una mezcla de agua con 20 lb/bbl de bentonita da un peso de 8.6 lb/gal y una viscosidad embudo de 36 seg./qto.gal.

Las arcillas de formacin tipo gumbo causan serios problemas de embolamiento de mecha, que se logran minimizar aplicando los siguientes procedimientos:

Bombeando pldoras de detergente con gas oil o de detergente con soda

custica.

Agregando detergente directamente por el interior de la tubera durante las

conexiones.

Rocindole directamente al conjunto de fondo un detergente especial que

forma una pelcula que minimiza la adherencia de la arcilla. Esta operacin

debe hacerse antes de proceder a bajar la sarta de perforacin y se debe

esperar el secado del producto para lograr su efectividad.

Agregando continuamente cal diluida par convertir las arcillas sdicas a

clcicas, de este modo disminuye su hidratacin y en consecuencia su

dispersin.

La bentonita se usa como aditivos de los lodos base agua dulce para:

Formar revoque de calidad en formaciones permeables no productoras depetrleo, a fin de reducir la prdida de agua.

Mejorar la capacidad de acarreo y suspensin del fluido

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BENTONITA CLCICA O SUB-BENTONITA.Arcilla de bajo rendimiento. Su capacidad de hidratacin y dispersin es baja. Enagua fresca rinde la mitad de que rinde la bentonita. Puede ser tratada con SodaAsh (Na2CO3) para remover el exceso de calcio y mezclarla con polmero paramejorar sus caractersticas como viscosificador.

ATAPULGITA

Arcilla para agua salada. Generalmente se usa cuando el agua contiene unaconcentracin de sal mayor de 35000 ppm.La atapulgita posee nicamente capacidad de suspensin y no controla la prdidade agua por su estructura en forma de aguja.

HECTORITA

Arcilla de agua dulce a base de silicato de magnesio.

SEPIOLITA

Arcilla de agua salada que resiste ms temperaturas que la atapulgita.

ARCILLA ORGANOFLICA

Estas arcillas son capaces de desarrollar buenos geles en sistemas base aceite.Mediante un proceso de intercambio catinico, la arcilla, que es hidroflica,reacciona con sales de amina, formando un producto que se dispersa en aceite.Este tipo de arcilla requiere la ayuda de un activador polar para lograr su mayorrendimiento. Precipita al contacto con el agua.

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ESPECIFICACIONES API

Bentonita

Humedad menor del 10% No dejar ms del 4% de residuo al pasar por un tamiz de 200 mesh. Una suspensin de 22.5 gramos en 350 mililitros de agua debe dar una

lectura, a 600 rpm, de por lo menos 30. El filtrado de la misma mezcla debe ser menor de 15 mililitros. La relacin entre el punto cedente y la viscosidad plstica no debe exceder

de tres.

La viscosidad, el punto cedente y el filtrado se determinaron a 75 F y a unaconcentracin de 22.5 lb/bbl de bentonita (22.5 gramos de bentonita en 350centmetros cbicos de agua).

Atapulgita

Contenido mximo de humedad del 16% Residuo de un tamiz de 200 mesh no ms del 8% Una suspensin de 20 gramos en 350 mililitros de agua de cloruro de sodio

saturada, luego de una mezcla de 20 minutos, debe dar una lectura mnima de 30 a 600 RPM.



PREPARACIN Y TRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIN

Como consecuencia de los adelantos realizados en los ltimos aos en el campo de la tecnologa de lodos, se ha desarrollado cierta tendencia a considerar esatecnologa el curalotodo de los problemas de perforacin. Esta es una idea errnea porque los efectos de un buen lodo pueden anularse por una prctica de perforacin equivocada. Hacer hoyo es todava una funcin del perforador y sus mejores herramientas son an la barrena, l tasa de bombeo, la rotacin de la mesa y el peso sobre la barrena. El lodo adecuado es un adjunto o auxiliar importante de la perforacion y el mantenimiento del fluido significa que todo lo que a ello concierne debe manejarse tan inteligentemente como sea posible y no anular sus efectos con prcticas errneas.

En la seleccin de un fluido se deben tomar en consideracin ciertos criterios, como: inestabilidad del hoyo, dao a la formacin y contaminacin ambiental y en su preparacin y tratamiento: tiempo, tipo de formacin y tasa de penetracin.

La densidad, la presencia de gas, la clase de bombas, la capacidad de los tanques, los equipos de mezcla, el ciclo del lodo, la dureza del agua, entre otros, son factores influyentes en la escogencia del material a mezclar. Igualmente, el orden de mezcla es importante, particularmente cuando se preparar emulsiones inversas o se prehidrata bentonita. El orden a seguir para prehidratar la bentonita es diluir primero la soda custica en el agua libre de calcio y magnesio y luego agregar la bentonita. Si se procede al contrario, es decir, primero la bentonita y luego la soda custica, se produce una floculacin instantnea. Este procedimiento slo es recomendable cuando se desean preparar pldoras viscosas. En el campo la bentonita se debe agregar en forma prehidratada y no seca, para lograr su mayor rendimiento. Es imprescindible mantener una buena agitacin durante el tiempo mximo posible para lograr su hidratacin y dispersin total.

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El tratamiento de un fluido pueden ser:

Qumico Mecnico

El tratamiento qumico consiste en agregar slidos y/o lquidos para ajustar propiedades y mantener las condiciones del fluido. Adems del agua, la arcilla y del material de peso, hay aditivos qumicos que son parte integral de casi todos los lodos de base acuosa. Muchos de estos aditivos tienen la misma composicin y slo difieren en el nombre comercial. Por lo general, se agrupan en diferentes categoras y tienen como funcin principal la de proveer:

Densidad

Viscosidad

Control de filtracin

Control de reologa

Control de prdida de circulacin

Modificacin de la tensin interfacial

Lubricacin

Floculacin

Estabilizacin de Lutitas

Proteccin contra la corrosin

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DENSIFICANTES

Son materiales no txicos ni peligrosos de manejar que se usan para dar y mantener la densidad del fluido. Con la densidad se controla la presin de la formacin y en consecuencia los derrumbes en reas que han sido tectnicamente activas. Cualquier sustancia que posee una densidad ms alta que e! agua y se puede agregar a un sistema, sin afectar en forma adversa sus propiedades, puede ser utilizado como un densificante.

MATERIA FRMULA QUMICA GRAVEDAD ESPECIFICA

GalenaHemattaMagnetita

BaritaSideritaDolomitaCalcita

SPbFe2Q3Fe304

SO4BaCO3Fe

CO3Ca CO3MgCO3Ca

7.4774.9-5.35.0-5.24.2-4.53.7-3.92.8-2.92.6-2.8

VISCOSIFICANTES

Estos productos mejoran la capacidad de acarreo y suspensin de los fluidos. Sin embargo, no todos los viscosificadores potenciales van a brindar un acarreo efectivo y econmico del hoyo y tampoco se hallan totalmente a salvo de las interferencias mecnicas y qumicas del medio ambiente. Los materiales ms utilizados son las arcillas y los polmeros.

ADITIVOS QUMICOS

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CONTROLADORES DE FILTRADO

Estos son agentes que disminuyen la cantidad de agua que pasa hacia la formacin permeable cuando el lodo es sometido a una presin diferencial. El filtrado se controla a travs de dos mecanismos diferentes: mecnico y qumico. El mecnico consiste en formar un revoque poco permeable con bentonita o un ponteo o sello con carbonato de calcio y el qumico, en incrementar la viscosidad de la fase lquida con almidones o polmeros.

MATERIALES DE CONTROL REOLGICO

La reologa se logra controlar mediante la concentracin del viscosificante primario que se utiliza en el sistema. Sin embargo, cuando no se puede lograr un control efectivo de la reologa mediante el uso de estos productos, se deben, utilizar materiales adelgazantes, dispersantes o defloculantes. Estos materiales son aninicos y se adhieren a las partculas de arcilla hacindolas ms negativas. El efecto es el reducir las fuerzas de atraccin, incrementar la dispersin, y por lo tanto, reducir la resistencia al flujo.La funcin secundaria de estos materiales es la de reducir la filtracin, disminuir el espesor del revoque, contrarrestar el efecto de las sales disueltas en el sistema y minimizar el efecto del agua en las formaciones que se estn perforando. Tambin pueden ayudar al emulsionar el aceite y el agua y estabilizar las propiedades del lodo a las elevadas temperaturas del fondo.Los materiales ms frecuentemente utilizados son los lignitos y los lignosulfonatos. Los los lignitos son bastante efectivos para controlar filtrado a altas temperaturas.

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MATERIALES ALCALINOS

Son materiales que se utilizan para mantener un rango de pH que asegure el mximo desempeo de los otros aditivos empleados en la formulacin de los lodos acuosos. El control exitoso de un fluido de perforacin base agua depende en gran medida del pH del medio ambiente. La deteccin de muchos contaminantes, el cemento entre ellos, depende del control y conocimiento de los valores de alcalinidad y del pH del lodo. Esto afectar la solubilidad o la precipitacin de materiales tales como polmeros, lignosulfonatos entre otros. Entre los materiales ms frecuentemente usados para controlar pH estn la soda custica (NaOH) y la potasa custica (KOH).

MATERIALES PARA CONTROLAR PRDIDA DE CIRCULACIN

Estos materiales son utilizados para minimizar o anular las prdidas de fluido que pueden producirse en una operacin.

SURFACTANTES

Son materiales que modifican la tensin interfacial entre dos medios, que puede ser slido/slido, slido / lquido, entre otros, y pueden actuar como emulsificantes, humectantes, detergentes, antiespumantes, entre otros.Muchos de los surfactantes tienen doble funcin como por ejemplo emulsionar y cambiar la humectabilidad.

LUBRICANTES

Hay una gama muy amplia de materiales que se utilizan con el propsito de reducir el arrastre y el torque en las operaciones de perforacin. Existen lubricantes qumicos y mecnicos.



Estos productos se incorporan en el revoque o cubre las superficies metlicas con una pelcula protectora. Esta modificacin reduce de una manera efectiva la friccin entre la sarta y la pared del hoyo.

FLOCULANTES

Estos materiales encapsulan los slidos del sistema haciendo ms efectiva su remocin. Mediante el descarte de estos slidos se pueden controlar las propiedades reolgicas de los fluidos. La cal, los asfaltos, los polmeros, entre otros, son algunos floculantes usados en perforacin.

ESTABILIZADORES DE LUTITAS

Se utilizan agentes especiales para estabilizar formaciones de lutitas sensibles al agua mediante la inhibicin de las caractersticas de hidratacin y la dispersin de los minerales arcillosos en el sistema. La hidratacin de las arcillas y el alivio de las tensiones residuales de las mismas contribuyen a la inestabilidad y derrumbe del hoyo. La hidratacin y dispersin de los slidos arcillosos causan altas viscosidades. Dependiendo de la naturaleza de cada formacin hay un nmero de productos diferentes que se pueden utilizar.Entre los materiales ms frecuentemente usados para estabilizar lutitas se incluyen asfaltos, cloruro de calcio, polmeros naturales o sintticos de alto peso molecular.

ANTICORROSIVOS

La corrosin de la sarta de perforacin ocurre a consecuencia de la accin de agentes como oxgeno, CO2 y H2S. Tambin existen otras substancias qumicas que pueden crear un potencial elctrico espontneo.

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El oxgeno se halla siempre presente en los fluidos de perforacin, introducindose en el sistema durante la mezcla y el mantenimiento del mismo. Un contenido de unos pocos ppm puede causar una severa corrosin si no se toman las precauciones necesarias. Hay reas donde el oxgeno se concentra formando cavidades de corrosin conocidas con el nombre de pitting.El minimizar la entrada de aire en la superficie es el mejor mtodo para combatir la corrosin por oxgeno. Para ello se recomienda el uso de mezcladores que estn sumergidos para asegurar que la descarga del equipo de control de slidos sea por debajo del nivel de flujo.Si hay problemas de oxgeno se deben usar secuestradores para poder removerlo de una manera efectiva. Los agentes ms utilizados son sales solubles de sulfito y de cromato. Si no es posible el uso de los secuestradores se pueden utilizar agentes que forman una pelcula fina sobre la superficie del acero evitando un contacto directo entre el acero y el oxgeno. La remocin del H2S se logra con materiales de zinc los cuales forman sulfuros insolubles.

BACTERICIDAS

Los organismos microscpicos como bacterias, algas y hongos pueden existir en los lodos bajo diversas condiciones de pH. Como la mayora de los fluidos de perforacin contienen materiales orgnicos que son susceptibles a la degradacin, la aplicacin de estos productos va a inhibir o eliminar la reproduccin y el crecimiento de bacterias y hongos. Los bactericidas se dividen en dos grandes categoras que son: oxidantes y no oxidantes.Los no oxidantes son los que se utilizan en los fluidos de perforacin. Entre ellos se hallan los siguientes: sulfuros orgnicos, aminas cuaternarias, aldehidos. De estos, el ms usado es el aldehido. Su concentracin normal es de 1-5 galones por cada 100 barriles de lodo.

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PRECIPITANTES

Son aditivos que se agregan al sistema con el propsito de remover componentes solubles mediante una reaccin que los convierte en un precipitado insoluble. Los carbonatos se remueven de los fluidos de perforacin mediante la adicin de cantidades calculadas de cal o yeso. El calcio, a su vez, se trata con adiciones controladas de soda ash. El magnesio se remueve elevando el pH a ms de 10 con soda custica.

MINERALES

Estos materiales se explotan como minerales y se utilizan prcticamente sin modificacin, sin otro procedimiento que su clasificacin, secado y molienda. Esto es en contraste con los otros productos que requieren modificacin o deben ser especialmente manufacturados. Entre ellos estn la Barita, la Bentonita, etc

Barita

Es Sulfato de Bario (BaSO4) natural, contiene generalmente 65.7% de BaO y 34.3% de S03. La gravedad especfica de la barita comercial se ve reducida por la presencia de impurezas como cuarzo, calcita, anhidrita etc. Al tener la barita contaminacin con un mineral de hierro, la gravedad especfica tiende a aumentarEl color del mineral varia de gris claro a marrn. La barita se origina en ambientes sedimentarios y en rocas gneas y metamrficas. Los depsitos comerciales de barita se encuentran como depsitos residuales, llenando cavidades o como formaciones. Una vez que se identifica un yacimiento se debe hacer un estudio intensivo para determinar sus propiedades. Una barita comercial debe tener una gravedad especfica de por lo menos 4.2 y contener menos de 250 ppm calcio.

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Como la barita pura tiene una gravedad especfica de 4.2 el mineral puede permitir una contaminacin de hasta 15% sin disminuir su gravedad especfica por debajo de 4.2. El mineral es insoluble en agua y no reacciona con los otros componentes del fluido de perforacin. El tipo y cantidad de los contaminantes es lo que va a determinar si puede ser usada en la formulacin de un fluido de perforacin.

La presencia de minerales de arcilla causan viscosidades excesivas. El yeso y los carbonatos tambin pueden impedir su uso comercial. Los minerales como a pirita pueden oxidarse y formar sales solubles que afectaran en forma adversa las propiedades del fluido. Para contrarrestar los efectos de los posibles contaminantes se mezcla, a veces, la baritina con pequeas cantidades de fosfatos tales como TSPP o SAPP. Esta operacin se realiza durante el proceso de molienda. El TSPP es bsico (pH 10) y txico, mientras que el SAPP es cido (pH 4.8) y no txico.

Algunas empresas consideran que la barita est contaminada por carbonatos cuando contiene ms de 3000 ppm. Sin embargo, API no establece ninguna especificacin al respecto.

La barita se utiliza para lograr densidades de hasta 20 lb/gal tanto en lodos base agua como en lodos base aceite. Al lograrse densidades de 19 lb/gal, los valores reolgicos resultan muy elevados, debido al alto contenido de slidos. Por ello, resulta bastante difcil controlar la viscosidad del lodo. En este caso es recomendable utilizar hematita en lugar de barita.

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MINERALES DE HIERRO

Este grupo incluye a todos los minerales que contienen hierro como el componente dominante. Entre ellos podemos mencionar: hematita, magnetita, side

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