CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

1.- INTRODUCCION

El fluido de perforación es un líquido o gas que circula a través de la sarta de perforación

hasta a la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular.

Un ciclo es el tiempo que se requiere para que la bomba mueva el fluido de perforación

hacia abajo al agujero y de regreso a la superficie,

El fluido de perforación es una parte clave del proceso de perforación, y el éxito de un

programa de perforación depende de su diseño.

En general los fluidos de perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para

la operación, pero también algunas otras que no son deseables.

Todos los fluidos utilizados durante la perforación de un pozo son clasificados como

fluido de perforación. Pueden ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y

aceite con diferentes contenidos de sólidos.

Como consecuencia el uso de un fluido introducido por la sarta de perforación es

reducido bruscamente en el área de circulación del fluido, se está creando un cambio

brusco de la velocidad del mismo. Por eso es necesario conocer bien; los fluidos base

agua, aceite, perforación con aire, perforación con espuma, perforación aireada.

2.- DEFINICIÓN

“Mezcla heterogénea de una fase continua (agua o aceite) con la fase que son los aditivos

que se agregan y que pueden estar disueltos o dispersos en el medio continuo con la

finalidad de darle al lodo propiedades adecuadas para que pueda cumplir funciones

específicas en la perforación de pozos petroleros” Son varias las funciones, y para saber si

un lodo está cumpliendo sus funciones, de este se miden sus propiedades que tienen que

estar dentro de un rango de trabajo. Las propiedades físico-químicas que debe tener un

lodo son medidas a través de una serie de instrumentos y métodos los cuales fueron

diseñados paralelamente con el desarrollo de los fluidos y problemas presentados en los

mismos en la perforación de pozos.

3.- COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

La composición del fluido dependerá de las exigencias de cada operación de perforación

en particular. La perforación debe hacerse atravesando diferentes tipos de formación, que a

la vez pueden requerir diferentes tipos de fluidos. Por consiguiente, es lógico que varias

mejoras sean necesarias efectuarle al fluido para enfrentar las distintas condiciones que se

encuentran a medida que la perforación se hace cada vez más profunda en busca de

petróleo. En su gran mayoría los lodos de perforación son de base acuosa, donde la fase

continua es el agua. Sin embargo, en términos generales, los lodos de perforación se

componen de dos fases: Fase líquida, la cual puede ser agua (dulce o salada) o aceite; o

Fase sólida, está puede estar compuesta por sólidos inertes (deseables o indeseables) o por

sólidos reactivos.

4.- FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

Son aquellas que si o si debe cumplir el fluido para ser considerado el un lodo.

1. Sacar los Recortes de formación a superficie.

2. Controlar las Presiones de formación.

3. No dañar las zonas productoras.

4. Estabilizar las paredes de las formaciones.

5. No dañar el medio ambiente.

6. Sacar Información del fondo del pozo.

7. Formar una película impermeable sobre las paredes de la formación.

8. Lubricar y enfriar la sarta de perforación.

9. Mantener en suspensión los sólidos.

10. No causar corrosión a la herramienta.

11. Transmitir energía al fondo del pozo

4.1.- Sacar los Recortes de formación a superficie. Al perforar un determinado pozo se

generan recortes de formación en tamaños y cantidad según sea el trepano y la velocidad

de penetración. La remoción del recorte debe ser continua para dejar al trepano el espacio

libre para que cumpla su función de cavar o hacer un hueco nuevo a cada instante. El lodo

junto con el caudal de bombeo debe ser capaz de acarrear estos recortes a superficie

dejando limpio el fondo del pozo. La capacidad de limpieza del pozo es función del caudal

de bombeo como de la densidad del lodo y su viscosidad.

4.2.- Controlar las Presiones de formación. Toda formación tiene una determinada

presión en sus poros denominada presión de poro o presión de formación, esta presión

puede ser normal si su gradiente es de 0.433 a 0.465 psi /ft (agua pura – agua salada de

1.07 g cc ); todo valor por encima se llama presión anormal y todo valor por debajo se

llama presión sub-normal. Si se conoce la presión y la profundidad de una formación se

puede saber la densidad mínima que debe tener el lodo para controlar esa presión. La

densidad mínima de trabajo debe estar por encima debido a que se toma como presión

hidrostática más un factor de seguridad de 300psi, elevando la densidad del lodo necesario

para controlar la presión de formación. Esta presión de 300psi es un factor de seguridad

que puede cubrir la disminución de presión causado cuando se está sacando la herramienta

del pozo; ya que casi siempre causa un efecto de pistón. Para incrementar la densidad la

industria cuanta con una serie de productos químicos, entre los más usados tenemos:

BARITINA, CARBONATO DE CALCIO, OXIDOS DE HIERRO, CLORURO DE

SODIO, DE POTASIO, DE CALCIO. Cada uno con sus ventajas y desventajas.

No dañar las zonas productoras, la finalidad de perforar un pozo petrolero es para producir

hidrocarburos, esta producción dependerá de muchos factores de los cuales uno se refiere

al daño a la productividad causada por el lodo. El daño causado por el lodo puede ser por

excesiva cantidad de sólidos, por una sobre presión o por la incompatibilidad química del

lodo con la formación productora, como ser inadecuada alcalinidad, contenido de

emulsificantes que puedan causar la formación de emulsiones estables en los poros de las

formaciones productoras.

Es común perforar los pozos por etapas o tramos, los cuales luego de terminados son

aislados con cañería cementada, esto se debe a:

Condiciones de formación

Presiones a encontrar

Asegurar la estabilidad del pozo en general.

4.3.- Estabilizar las paredes de las formaciones. Las formaciones que se atraviesan

varían en sus características físico-químicas, según sea la profundidad en que se encuentra

como también en su posición en la tierra, la estabilidad de la formación dependerá de la

condición con que se atraviesa como también de la relación lodo-formación.

La estabilidad de la formación depende en forma directa de la química de los lodos. Un

ejemplo de estos es el de que al perforar formaciones llamadas GUMBOS, estas al entrar

en contacto con al agua del lodo toman gran cantidad de la misma aumentando varias

veces su volumen, provocando lo que se conoce como cierre de agujero que causa los

conocidos arrastres y resistencias de la herramienta en movimiento.

4.4.- No dañar el medio ambiente. Debido a las tendencias actuales de protección al

medio ambiente, los lodos se están diseñando de tal manera que en su composición

intervengan productos que no causen o sea mínimo el daño causado al medio ambiente, se

trata de productos BIODEGRADABLES..

4.5.- Sacar Información del fondo del pozo. Un lodo que está perforando en un pozo,

continuamente trae información del fondo del pozo que el ingeniero de lodos. Está

capacitado para poder interpretar esta información y poder conocer las condiciones que

están en el fondo del pozo.

4.6.- Formar una película impermeable sobre las paredes de la formación Toda

formación atravesada tiene cierta permeabilidad una más que otra; las arenas por lo general

son bastante permeables y no así las arcillas, esta permeabilidad es lo que hace posible el

paso del fluido a través de las rocas; debido a las exigencias de la perforación de tener una

presión hidrostática mayor a la presión de formación, parte del líquido del lodo,

llamado filtrado, penetra a horizontes en las formaciones, quedando sobre la pared de la

formación una costra de sólidos conocido como película o revoque cuyo espesor queda

definido por las características del lodo y las normas de perforación; esta película está muy

ligada a la estabilidad del pozo que por lo general debe ser delgada, impermeable,

lubricada y no quebradiza.

4.7.-Lubricar y enfriar la sarta de perforación. los aditivos agregados al lodo

generalmente son polímeros los cuales aparte de cumplir con sus funciones para los cuales

fueron agregados dan al lodo características de lubricidad que ayuda a minimizar las

fricciones entre la herramienta de perforación y las formaciones. Al girar la herramienta al

girar o desplazarse genera fricciones con las formaciones el cual se manifiesta como torque

(resistencia al giro), arrastre (cuando se saca la herramienta) y resistencia (cuando se mete

la herramienta).

A medida que se perfora un pozo la temperatura aumenta con la profundidad. El gradiente

de temperatura en normal cuando por cada 100ft perforados la temperatura en el fondo del

pozo aumenta 1ºF. El lodo entra desde superficie a bajas temperaturas y al circular a

grandes profundidades va extrayendo calor de las formaciones enfriando el pozo; el lodo y

el pozo en si forman un intercambiador de calor.

4.8.- Mantener en suspensión los sólidos. El comportamiento del lodo como fluido NO-

NEWTONIANO, tanto en estado dinámico como es estado de reposo es distinto al

comportamiento de un fluido NEWTONIANO, el lodo tiene un propiedad muy importante

que es la de mantener en suspensión a los sólidos que lo componen con la finalidad de que

los mismos no se depositen y obstruyan la perforación del pozo. Se llama TIXOTROPIA a

la capacidad que tiene el lodo de generar energía en estado de reposo.

4.9.- No causar corrosión a la herramienta. El lodo debe estar diseñado en el sentido me

minimizar el efecto de corrosión en la herramienta de perforación. Se llama corrosión a la

degradación continua del metal el cual trata de alcanzar el estado inicial del cual partió. Es

un proceso de óxido-reducción que ocurre sobre la superficie metálica por acción del

fluido.

5.- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del fluido a

mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas, que permiten

caracterizar y cuantificar su comportamiento así como distinguirlos de otros. Algunas de

estas propiedades son exclusivas de los fluidos y otras son típicas de todas las sustancias.

Características como la viscosidad, tensión superficial y presión de vapor solo se pueden

definir en los líquidos y gases. Siendo las densidad y la presión dos propiedades esenciales

de los fluidos. Sin embargo la masa específica, el peso específico también son importantes.

5.1.- Propiedades físicas.

5.1.1.- Densidad: Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en

sitio los fluidos de la formación. La densidad del lodo se puede expresar en libras por

galón (lb/gal), libras por pie cúbico (lb/ft3), gramos por centímetro cúbico (g/cm3) o

kilogramos por metro cúbico (Kg/m3) @ 70°F ( 21°C)

La densidad es uno de los dos factores más importante, de los cuales depende la presión

Hidrostática ejercida por la columna de fluido. Durante la perforación de un pozo se trata

de mantener una presión hidrostática ligeramente mayor a la presión de la formación, para

evitar en lo posible una arremetida, lo cual dependerá de las características de la

formación.

Una de las principales propiedades del lodo es la densidad, cuya función es mantener los

fluidos contenidos dentro del hoyo en el yacimiento durante la perforación.

Adicionalmente, mantiene las paredes del hoyo al transmitir la presión requerida por

las mismas.

5.2.1.- La Reología: es el estudio del flujo de líquidos y gases. La viscosidad que puede

considerarse como la resistencia al flujo (o relativamente espeso) de un fluido, es un

término reológico común utilizado en la industria del petróleo. La medida de las

propiedades reológicas de un fluido es importante en el cálculo de las pérdidas de presión

de fricción; en la determinación de la capacidad del lodo para levantar recortes derrumbes

a la superficie; en el análisis de la contaminación del lodo por sólidos, químicos o

temperatura; y en la determinación de cambios de presión en el pozo durante una

extracción. Las propiedades fundamentales son viscosidad y fuerza de gel.

5.2.- Propiedades reologicas:

5.2.1.- Velocidad de corte (ال): La velocidad de corte (ال), es igual a la velocidad rotacional

(ω). Depende de la velocidad medida del fluido en la geometría en que está fluyendo. Por

lo tanto, las velocidades de corte son mayores en las geometrías pequeñas (dentro de la

columna de perforación) y menores en la geometría grandes (como la tubería de

revestimiento y los espacios anulares). Las velocidades de corte más altas suelen causa una

mayor fuerza resistiva del esfuerzo de corte.

5.2.1.- Esfuerzo de corte (ح): Es la fuerza requerida para mantener la velocidad de corte.

El esfuerzo de corte está expresado en labras de fuerza por cien pies cuadrados (Lb/100

pie2).

5.2.2.- Viscosidad API o de Embudo: Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para

comparar la fluidez de un líquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede

cierta importancia práctica aunque carece de base científica, y el único beneficio que

aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formación en el espacio anular, cuando

el flujo es laminar. Por esta razón, generalmente no se toma en consideración para el

análisis riguroso de la tixotropía del fluido. Es recomendable evitar las altas viscosidades

y perforar con la viscosidad embudo más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores

aceptables de fuerzas de gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido

contaminado exhibe alta viscosidad embudo.

5.2.3.- Viscosidad aparente (VA): Es la viscosidad que un fluido parece tener en un

instrumento dado y a una tasa definida de corte Está indicada el viscosímetro de lodo a 300

RPM (Θ300) o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (Θ600). Cabe indicar

que ambos valores de viscosidad aparente concuerdan con la formula.

5.2.4.- Viscosidad plástica (VP): Se describe como la parte de la resistencia al flujo que es

causada por la fricción mecánica, es afectada por: la concentración de sólidos, el tamaño y

la forma de los sólidos, la viscosidad de la fase fluida, la presencia de algunos polímeros de

cadenas largas (POLY-PLUS, hidroxietilcelulosa(HEC), POLYPAC, Carboximetilcelulosa

(CMC) y por las relaciones de aceite-agua (A/A) o sintético - agua (S/A) en los fluidos de

emulsión inversa. Los cambios de la viscosidad plástica pueden producir considerables

cambios en la presión de bombeo.

5.2.5.- Punto cedente (Pc): Es una medida de las fuerzas electroquímicas o de atracción

en un fluido. Es la parte de la resistencia al flujo que se puede controlar con un tratamiento

químico apropiado. También disminuye a medida que las fuerzas de atracción son

reducidas mediante el tratamiento químico.

El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones

dinámicas, y Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes

solubles como el calcio, carbonatos, etc., y por los sólidos arcillosos de formación. Altos

valores del punto cedente causan la floculación del lodo, que debe controlarse con

dispersantes.

El punto cedente, bajo condiciones de flujo depende de:

Las propiedades de la superficie de los sólidos del lodo.

La concentración de los sólidos en el volumen de lodo.

La concentración y tipos de iones en la fase líquida del lodo.

Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente.

5.2.6.- Esfuerzos de gel: Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción

física y electroquímica bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de

suspensión del fluido y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente,

puesto que la origina el mismo tipo de sólido (reactivo) Las mediciones comunes de esta

propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero pueden ser medidas para

cualquier espacio de tiempo deseado La resistencia del gel formado depende de la

cantidad y del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del

tratamiento químico.

5.2.7.- pH: Es una medida para expresar la alcalinidad o ácido de un lodo de perforación.

Si el pH ≥ 7 el lodo es alcalino y si el pH ≥ 8 el lodo es ácido. El pH debe ser alcalino para

evitar la corrosión.

5.2.8.- Filtrado: El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del

revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión

diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores:

Presión

Dispersión

Temperatura

Tiempo

Existen dos tipos de pérdida de filtrado en el hueco.

- Estática: Se presenta cuando el fluido esta en reposo, la perdida de filtrado decrece

continuamente y genera un revoque grueso a medida que pasa el tiempo, influye en

la generación de pegas diferenciales. Este tipo de perdida se evalúa con pruebas

API y HTHP principalmente y con algunas pruebas especiales como la del PPT,

retornos de permeabilidad, y sand pack.

- Dinámica: Esta pérdida sucede cuando el lodo esta en circulación o se está

perforando, causando que el revoque sea continuamente erosionado. Este alcanza

una etapa de equilibrio cuando la deposición sobre el revoque es igual a la erosión.

En ese punto se obtiene un revoque con espesor y pérdida de filtración constante.

Generalmente el revoque dinámico es más delgado. Este tipo de perdida se evalúa

con pruebas HTHP Rolado.

5.2.9.- Filtrado API.

Se realiza para fluidos base agua únicamente nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la

dureza, la resistencia y la lubricidad de esta a condiciones de superficie.

5.2.10.- Filtrado HTHP.

Se realiza para fluidos base agua y base aceite. Nos ayuda a mirar el grosor de la torta,

la dureza, la resistencia y la lubricidad de esta y la perdida a condiciones de pozo más

reales en condiciones estáticas.

5.2.11.- Filtrado HTHP Dinámico.

Se realiza para fluidos base agua y base aceite, El filtrado es el doble del volumen

recogido, ya que su diámetro es de 3.55

Nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la dureza, la resistencia y la lubricidad de esta y

la pérdida a condiciones de pozo más reales y a condiciones dinámicas (circulación).

- % Arena: La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad

específica. El porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe

mantenerse en el mínimo posible para evitar daños a los equipos de perforación. La

arena es completamente abrasiva y causa daño considerable a las camisas de las

bombas de lodo. Un lodo de perforación en buenas condiciones debe presentar un

contenido en fracciones arenosas prácticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su

fabricación se usan productos de calidad, debe estar exento de arena. Sin embargo,

a lo largo de la perforación y especialmente en acuíferos detríticos, es inevitable

que a medida que avance la perforación, el lodo se va a ir cargando en arena,

empeorando sus condiciones. Se ha comprobado que con contenidos de arena

superiores al 15%, los lodos sufren un incremento "ficticio" de la densidad,

repercutiendo en la viscosidad y la tixotropía. Además, el contenido en arena

resulta especialmente nocivo para las bombas de inyección al desgastarlas

prematuramente.

Para combatir estos efectos se disponen desarenadores. La forma más elemental

consiste en dejar decantar en una balsa el lodo que retorna a la perforación, aspirándolo

nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior por un rebosadero de superficie.

Procedimientos más rápidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las cribas

vibratorias y los desarenadores centrífugos (ciclones).

- % Sólidos y líquidos: El porcentaje de sólidos y líquidos se determina con una

prueba de retorta.

Los resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el

porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad especifica. En los fluidos base agua, se

pueden conocer los porcentajes de bentonita, arcilla de formación y sólidos no

reactivos de formación, pero en los fluidos base aceite, no es posible conocer este tipo

de información, porque resulta imposible hacerles una prueba de MBT.

Los sólidos es uno de los mayores problemas que presentan los fluidos de perforación

cuando no son controlados. La acumulación de sólidos de perforación en el sistema causa

la mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Un programa adecuado de control

de sólidos ayuda enormemente a mantener un fluido de perforación en óptimas

condiciones , de manera que sea posible obtener velocidades de penetración

adecuadas con un mínimo de deterioro para las bombas y demás equipos encargados de

circular el lodo.

Algunos efectos de un aumento de los sólidos de perforación son:

Incremento del peso del lodo.

Alteraciones de las propiedades reológicas, aumento en el filtrado y formación de

un revoque deficiente.

Posibles problemas de atascamiento diferencial.

Reducción de la vida útil de la mecha y un aumento en el desgaste de la bomba de

lodo.

Mayor pérdida de presión debido a la fricción.

Aumento de la presiones de pistoneo.

6.- PROPIEDADES QUÍMICAS DE LOS FLUIDOS.

6.1.- Dureza: Es causada por la cantidad de sales de calcio y magnesi disuelta en el agua o

en el filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos base de

agua. Corresponde a la suma de los cationes polivalentes expresados como la cantidad

equivalente de carbonato de calcio, de los cuales los más comunes son los de calcio y los

de magnesio. Aún no se ha definido si la dureza tiene efectos adversos sobre la salud.

La dureza está relacionada con el pH y la alcalinidad; depende de ambos. Un agua dura

puede formar depósitos en las tuberías y hasta obstruirlas completamente. Esta

característica física es nociva, particularmente en aguas de alimentación de calderas, en las

cuales la alta temperatura favorece la formación de sedimentos.

6.2.- Alcalinidad: La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración

de iones solubles en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la

prueba de alcalinidad se pueden estimar la concentración de iones OH– CO3= y HCO3,

presentes en el fluido.

Definición API: El poder combinado de una Base medida por el máximo número de

equivalentes de un ácido con el cual reacciona para formar una sal.

Fuentes

Hidróxidos: calcio, potasio y sodio

Carbonatos: Soda ash y bicarbonato

Silicatos, Fosfatos y Boratos

Orgánicos: Lignitos y Lignosulfonatos

Importancia

Controlar la Química del Lodo, Activación de Químicos, Determinar la Presencia y

Cantidades de Contaminantes.

6.3.- MBT (Methylene Blue Test): Es un indicador de la cantidad de arcilla reactivas

tanto por sólidos perforados como por bentonitas comerciales presentes.Esta prueba provee

una estimación de la capacidad total de intercambio de cationes de arcillas reactivas de un

lodo. Esta capacidad se suministra usualmente en términos de peso (mili equivalentes de

hidrogeno por cada 100 gramos de arcilla). La capacidad de azul de metileno y la

capacidad de intercambio de cationes no son totalmente iguales; normalmente la primera es

un poco menor que la capacidad real de intercambio de cationes.

Se agregan pequeños incrementos de azul de metileno a un volumen determinado de fluido

que ha sido diluido con agua destilada, agua oxigenada y ácido sulfúrico y hervido

levemente.

7.-CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN:

Los fluidos de perforación son diseñados para cumplir ciertas funciones específicas.

Mientras la lista de los aditivos usados en el lodo de perforación para que este ejecute

determinadas funciones es sumamente amplia, existen básicamente solo tres tipos de

fluidos de perforación:

7.1.- FLUIDO BASE AGUA

Este el sistema de lodo más usado en la industria, consta de una fase liquida continua

(agua) en la que las ciertas arcillas están suspendidas (fase discontinua).

Para lograr propiedades determinadas en el lodo, se adicionan determinadas cantidades de

solidos reactivos y no reactivos. Un lodo base agua está compuesto de tres componentes:

agua, solidos reactivos y solidos inertes.

Agua:

Esta puede ser fresca o salada. El agua de mar se usa generalmente en sistemas utilizados

para operaciones fuera costa (offshore), y el agua salada saturada es usada para perfora

secuencias importantes de evaporita las cuales son responsables de la formación de

socavamientos, así como para la inhibición de lutita.

Solidos reactivos:

Arcillas: las arcillas utilizadas en los fluidos de perforación, son responsables de la

viscosidad y la fuerza gel del lodo. Las arcillas comúnmente utilizadas son:

Bentonita, usada para lodos de agua fresca.

Atapulgita; usada para lodos de agua salada.

Arcillas de formación, las cuales se hidratan y forman parte del sistema de lodo.

Dispersantes: estas reducen la viscosidad por la adsorción en las partículas de arcillas,

reduciendo la atracción entre partículas. Son dispersantes: quebracho, fosfatos, lignitos y

lignosulfatos.

Agentes de control de filtrado: estos agentes controlan la cantidad de perdida agua dentro

una formación permeable gracias a la presión diferencial y a través de la formación de una

película impermeable en la pared del pozo.

Algunos agentes de control son:

Almidón

Carboximetil celulosa de sodio (CMC)

Polímeros

Emulsificantes y lubricantes: estos ayudan al enfriamiento y lubricación de la

herramienta, también son usados como fluidos de emplazamiento para liberar la

herramienta cuando se presenta pega de tubería.

Antiespumantes: estos previenen la aparición de espuma en el lodo en superficie y por lo

tanto en el equipo de tratamiento.

Compuestos de sodio: estos precipitan o suprimen el efecto de los componentes de calcio

o magnesio de reducir el rendimiento de las arcillas del lodo.

Compuestos de calcio: estos inhiben las arcillas de formación y evitan su hidratación e

hinchamiento.

Solidos inertes:

Material densificaste: es material fino en suspensión en el lodo para controlar su

densidad. Algunos agentes dignificantes comunes son: Baritina, Hematina; Galena.

Material para perdida d circulación:

Este material se añade al sistema de lodo para tapar el punto de perdida. Entre los tipos

más comunes de este material se tiene:

Fibrosos: fibra de madera, fibra de cuero.

Granular: cáscara de nuez, media o gruesa.

Escamas: celofán, mica (fina o gruesa).

Material antifricción:

Se añades al sistema de lodo para reducir el torque y la posibilidad de pegamiento

diferencial. El material antifricción más frecuentemente usado son las esferas inertes de

poliuretano. Este tipo de material es generalmente usado para pozos de alto ángulo donde

el torque y el pegamiento diferencial son un problema.

7.2.- FLUIDOS BASE ACEITE

Existen básicamente dos sistemas de lodo base aceite:

7.2.1.- Sistema de emulsión inversa: en el cual diesel o crudo constituye la fase continua,

mientras el agua la discontinua. Se preparan a razón de hasta un 80% de diesel, 18% de

agua (puede variar entre 20 y 40%, para las emulsiones inversas) y un 2% de

emulsificantes, un agente supresor de hidratación y un polímero viscosificante. Estas

emulsiones proporcionan estabilidad en una perforación o en una reparación de pozo.

Además eliminan el riesgo de contaminación de las zonas productoras.

7.2.2.- Sistema de emulsión directa: en el cual el aceite está dispersa en una fase continúa

agua, fase continua k puede superar el 50%. El agua que parte del sistema consiste de

pequeñas gotas que se hallan dispersas y suspendidas en el aceite. Cada gota de agua actúa

como una partícula de sólidos.

La adición de emulsificadores hace que el agua se emulsifique en el aceite y forme un

sistema estable. Los emulsificantes que se utilizan en el sistema deben ser solubles tanto en

agua como en aceite. El empleo de otros materiales organofilicos va a proveer las

características de gelacion, así como la utilización de asfalto o gilsonita para la reducción

de filtrados de iones de calcio o de sodio para la inhibición.

Las emulsiones inversas se formulan utilizando una amplia variedad de aceites:

Por ejemplo, diesel o aceites minerales. Se utilizan para perforar lutitas problemáticas por

su alto grado de hidratación, zonas de arenas productoras con altas temperaturas, en

medios corrosivos. Estos sistemas de lodos tienen propiedades deseables como fluidos de

terminación o cuando se perforan pozos de producción. Estos sistemas no son reactivos

con las arcillas y su filtrado no causa daño en la formación.

El alto costo de estos sistemas, su difícil manipuleo, el impacto ambiental de estos y la

complicación que causa para la evaluación geológica hacen que no sean deseables para la

perforación de pozos exploratorios.

7.3.- FLUIDO NEUMÁTICO

Ocasionalmente se usa aire comprimido o gas natural como fluido de perforación (algunas

veces con un agente espumante para mejorar la capacidad de acarreo de recortes), pero su

uso es solo aplicable en áreas donde existe muy poca presencia de agua de formación. El

aire comprimido o gas es circulado de la misma manera que un fluido convencional, con la

excepción que se usan compresores en vez de bombas de lodo.

Este tipo de fluidos son usados generalmente cuando se perfora bajo balance (técnica en la

cual deliberadamente se trabaja con una presión hidrostática menor a la presión de

formación).

7.4.- ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE PERFOARCION

Existe una gran variedad de aditivos para fluidos de perforación que son usados para

desarrollar funciones específicas de los lodos. Su variedad y complejidad es determinada

por las condiciones de perforación cada vez más rigorosas.

El hacer un listado completo de los aditivos usados en la industria es muy difícil, en

cambio a continuación se señala una clasificación muy general de los aditivos usados para

el fluido de perforación.

Dispersantes:

Estos aditivos cumplen la función de modificar la relación entre la viscosidad y el

porcentaje de solidos del fluidos perforación, además de cambiar la resistencia gel e

incrementar la bombeabilidad.

Floculantes:

Se usa en determinados ocasiones para elevar la resistencia gel, son floculantes los

siguientes aditivos: sal, cal hidratada, yeso, que pueden usarse para añadir partículas

coloidales en el lodo y agruparlas en floculos que precipitan los sólidos contenidos.

Surfactantes:

Estos agentes reducen al tensión interfacial entre las superficies de contacto (aceite/agua,

agua/solidos, agua/aire). Los surfactantes pueden ser emulsificantes, floculantes o

defloculantes; dependiendo de la superficie de contacto.

Emulsificantes:

Estos se usan para crear una mezcla heterogénea de los líquidos, estos incluyen

lignosulfatos modificados, ciertos agentes surfactantes, productos anionicos y no iónicos

(negativamente cargado y no cargado)

Bactericidas:

Aditivo que reduce el contenido bacterial del fluido de perforación; entre estos tenemos:

para-formaldehido, soda caustica, limo y almidón que son usados como preservativos.

Densificantes:

Son materiales solidos que cuando están disueltos o en suspensión en el agua, incrementan

la densidad del lodo. La mayoría de los agentes densificantes son insolubles y requerirán

de viscosificantes para poder estar en suspensión en un fluido.

Las areniscas son los viscosificantes más comunes.

Viscosificantes:

La habilidad del lodo de perforación de suspender los recortes y los agentes densificantes

depende enteramente de su viscosidad. Sin la viscosidad todos los recortes y agentes

densificantes se precipitarían al fondo del pozo tan pronto se pare la circulación. En la

práctica existen muchos solidos que pueden ser utilizados para incrementar la viscosidad

del agua o aceite.

El incremento de la viscosidad puede puede sentirse con el incremento de la resistencia a

fluir, en la perforación esto se manifestara con el incremento de las perdidas por fricción en

el circuito de circulación.

Controladores de filtrado:

Los materiales para el control de filtración son componentes que reducen la cantidad de

fluido que se perderá del fluido de perforación en las formaciones atravesadas. Tal perdida

es debida a la presión diferencial entre la presión hidrostática del lodo y la presión de

formación. La bentonita, polímeros, almidones, defloculantes y diluyentes, todos ellos

actúan como agentes de control de filtrado.

Controladores de las propiedades reologicas:

Cuando no se puede conseguir un control eficiente de la viscosidad y desarrollo gel, por el

control de la concentración de un viscosoficante; se añaden materiales a lodo como es:

diluyentes (thinners), dispersantes, y/o defloculantes. Estas materiales causan un cambio en

las interacciones físicas y químicas entre solidos y/o sales disueltas; produciendo una

reducción en la viscosidad y el desarrollo gel del fluido de perforación.

Controladores de pH y alcalinidad:

El pH afecta muchas propiedades del lodo, incluyendo:

Detección y tratamiento de contaminantes tales como cemento y carbonatos solubles.

Solubilidad de muchos diluyentes e iones metálicos divalentes como el calcio y el

magnesio.

Los aditivos para el control del pH Y ALCALINIDAD INCLUYEN: NaOH , KOH,

Ca(OH)2, NaHCO3 Y Mg(OH)2.

Estos compontes son usados para conseguir un pH específico y mantener un pH y

alcalinidad óptimos en fluidos base agua.

Agentes lubricantes:

Los agentes lubricantes son utilizados principalmente para reducir la fricción entre la pared

del pozo y la tubería de perforación, sucesivamente reducir también el torque y el arrastre,

lo cual es esencial para: aquellos cuyas propiedades son independientes con el tiempo y

aquellos cuyas propiedades son dependientes del tiempo.

7.5.- FLUIDOS DE TERMINACIÓN

Los fluidos de terminación se utilizan frente a formaciones productivas para prevenir el

daño innecesario de la formación.

Pueden ser utilizados para punzado, cementación, fracturación, acidificación, estimulación,

control de pozos; reparaciones, perforación, profundización; taponamiento, limpieza,

fluido de empaque, fluido de terminación, circulación y más. Estos fluidos pueden ser

gases, petróleos, aguas de salmuera, lodos u otras soluciones químicas utilizadas durante

actividades de intervención normales.

Fluidos especializados consisten en fluidos de empaque y fluidos de terminación. Los

fluidos de empaque son dejados en el pozo entre la tubería y la tubería de revestimiento

sobre el empaquetador (packer) y debe ser estable, no corrosivo, mantener control de

presión y permanecer bombeable. Los fluidos de terminación se utilizan frente a

formaciones productivas para prevenir el daño permanente de la zona.

CARACTERÍSTICAS REQUERIDAS PARA LOS

FLUIDOS DE TERMINACIÓN

Un buen fluido debería:

Ser lo suficientemente denso para controlar las presiones del pozo, sin ser

demasiado pesado. Esto reduce una pérdida grande de fluido a la formación. Al

estar cerca del equilibrio de la formación, se reducen las pérdidas por desbalance.

Ser efectivo en relación a su costo. A veces fluidos costosos son necesarios para

prevenir daños en formaciones sensibles. Existen ocasiones en las que fluidos

menos costosos causarán poco o ningún daño. La experiencia tiene valor en estos

casos.

En lo posible debe estar libre de partículas sólidas. Los sólidos pueden obstruir

punzados y reducir la producción luego de una fractura o un trabajo de

empaquetado con grava.

Ser no corrosivo, para prevenir futuros eventos de falla de instrumentos tubulares

costosos y costos de pesca

Ser estable. La estabilidad es importante cuando el fluido va a permanecer dentro

del pozo por largo tiempo. La pesca de empaquetadores y tuberías atascadas puede

ser costosa y puede inclusive resultar en el abandono del pozo antes de que la

producción se haya completado. La estabilidad del fluido a altas temperaturas

también es una característica deseable, especialmente en pozos profundos y

calientes.

Estar limpio y filtrado. Algunos fluidos tienen grandes cantidades de partículas

sólidas en suspensión que pueden ser dañinas para la formación productiva (finos o

sedimentos), y abrasivas para el equipo (arena o metales). Otros tienen pequeñas

cantidades de sólidos pero pueden también causar obstrucciones.

PROBLEMAS DE CONTAMINACIÓN

Algunos fluidos que son excelentes en operaciones normales pueden resultar ser

incompatibles con las lechadas de cemento o ácido. Puede ser necesario el uso de un

espaciador de fluidos para separarlos. Puede haber algunos problemas medio ambientales

con algunos aditivos líquidos, sólidos y químicos, así como con el mismo fluido. En

ocasiones puede que sea necesario reemplazarlo por un producto menos efectivo y / o más

costoso que no dañará la vida marina.

FUNCION Y PROPÓSITO

Las funciones de los fluidos utilizados en actividades de reparación como ser los fluidos de

terminación son estándar. Los fluidos son necesarios para el éxito de cualquier actividad de

reparación. No deben dañar la formación productiva y deben ser no peligrosos para el

equipo, para el personal y para el medio ambiente. Es importante que los fluidos sean

aplicados y controlados apropiadamente.

Los fluidos de terminación y terminación estándar varían desde los de baja densidad (gas)

hasta los de alta densidad (líquidos). Sus funciones básicas se exponen a continuación.

Transporte de materiales

Suspensión de materiales cuando la circulación se detiene

Control de presión

Lubricación y enfriamiento

Entrega de energía hidráulica

Medio apropiado para herramientas de registro con cable de acero, perfilaje y

punzado

Permitir el funcionamiento seguro del equipo en el pozo

No dañino - formación de producción

No dañino - equipamiento del pozo

No dañino - equipo en la superficie

No dañino - personas / medio ambiente

FLUIDOS DE INTERVENCIÓN

Fluidos de intervención usan formiato de cesio. La salmuera de formiato de cesio es un

fluido claro, pesado, de baja viscosidad, cuyo propósito está diseñado para ofrecer a la

industria petrolera un fluido de terminación mejor y más seguro para las intervenciones en

los pozos de alta presión y alta temperatura. Su química hidrotérmica única garantiza su

estabilidad y su durabilidad durante largos períodos en pozos de alta presión y alta

temperatura.

Además, la salmuera de formiato de cesio protege los viscosificantes comunes y a los

aditivos de control de pérdida de fluido contra la degradación térmica, lo que permite la

formulación de sostenes de pozos neutralizados muy efectivos que pueden controlar la

pérdida de fluidos durante varios días en condiciones de alta presión y alta temperatura.

Algunos operadores suelen tener sostenes neutralizados a base de formiato de cesio listos

en una base de reserva en el sitio del yacimiento.

La salmuera de formiato de cesio es un supresor poderoso de formación de hidrato de gas y

puede usarse en sostenes para derretir los tapones de hidratos (por ejemplo, como se usan

en los pozos Elgin/Franklin).

El formiato de cesio es ideal para desafiar las intervenciones de pozo, hasta la fecha, las

salmueras de formiato de cesio se usaron como fluido de suspensión e intervención de

pozos en aproximadamente 20 pozos difíciles de alta presión y alta temperatura, y

demostraron las siguientes ventajas sobre los fluidos tradicionales de intervención de alta

densidad:

Daño de formación reducido – el formiato de cesio es básicamente incapaz de

producir daño de formación permanente. La mayoría de los usuarios informan que

después de algunas semanas de producción, los índices de productividad de sus

pozos superan las expectativas después de la exposición a la salmuera de formiato

de cesio durante las intervenciones de pozo.

Nuevos estándares mejorados de salud, seguridad y medio ambiente y

reducción de responsabilidad – ninguna otra salmuera de alta densidad se

aproxima a adaptarse a los elevados estándares de salud, seguridad y medio

ambiente establecidos por la salmuera de formiato de cesio. El uso de la salmuera

de formiato de cesio evita comprometer la seguridad y reduce en gran medida el

riesgo de crear una responsabilidad a largo plazo.

Integridad mejorada del pozo – el uso de salmuera de formiato de cesio protegida

reduce el riesgo de corrosión catastrófica localizada y agrietamiento de corrosión

por tensión en pozos tubulares expuestos a afluencias de gas ácido de alta presión y

alta temperatura.

Durabilidad extrema – la salmuera de formiato de cesio puede desplegarse con

seguridad en pozos extremos de alta presión y alta temperatura donde la

intervención de pozo tradicional y los fluidos de suspensión ocasionarán mayores

problemas. La experiencia de trabajo en el pozo Mako-6 (BHST: 235 ˚C/455 ˚F) en

Hungría demostró que los fluidos de suspensión basados en salmuera de formiato

de cesio protegida podían tolerar meses de exposición a una combinación de

presiones y temperaturas extremas, y afluencias de gas ácido.

El valor de las salmueras de formiato de cesio como fluidos de intervención del pozo de

alta presión y alta temperatura se demostró claramente en los campos Elgin, Franklin,

Rhum, Mako y Kvitebjørn. Esto incluye suspensiones de pozo de alta presión y alta

temperatura de hasta dos años. Las salmueras de formiato de cesio destruyen rápidamente

las tortas de filtración OBM y tienen una aplicación de nicho como sostén libre de tubos.

FLUIDOS DE EMPAQUE

Uno de los procedimientos más importantes en una reparación es a menudo el último paso

antes de poner al pozo de vuelta en producción. Este paso es el desplazamiento del espacio

entre la tubería de revestimiento y el tubing con un fluido que permanecerá en el área hasta

que se hagan nuevos trabajos en el pozo o hasta que sea abandonado. La funciones

primarias de un fluido de empaque incluyen proveer el control de la presión de la

formación y prevenir el colapso de la tubería de revestimiento y el reventón de la sarta de

producción.

Un buen fluido de empaque no debe ser corrosivo, debe ser estable con el tiempo y la

temperatura, no debe permitir que los sólidos caigan encima del packer y debe ser

económico. Adicionalmente el fluido debe poder ser bombeado y no debe dañar los sellos

del empaquetador.

Tipos de fluidos empacadores

-base aceite

-base agua

Selección de los empacadores

Corrosión

Densidad

Temperatura de cristalización

Aislamiento térmico (parafinas y asfaltenos)

Daño a la formación

Costo

8.- FUNCIONES Y CARACTERISTICAS DEL FLUIDO EMPACADOR

Un fluido empacador debe cumplir con las siguientes funciones:

Ejercer una columna hidrostática para controlar el pozo en caso de jugas en el

empacador o aparejo de producción.

Durante la vida productiva del pozo la presión hidrostática ejercida por la columna de

fluido empacador evitara que se presente una presión elevada en superficie en caso de tener

una comunicación, además esto facilitara el control del pozo.

Reducir la presión diferencial entre los espacios anulares de TP-TR Y TR- agujero.

Tubería de producción y de revestimiento.

Si la selección del fluido empacador no es la adecuada se propiciara un ambiente

Si no tiene un fluido adecuado se puede generar una diferencial de presión alta entre el

interior de TP y espacio anular producción el movimiento del aparejo, lo cual ocasiona

esfuerzos en el mismo. El fluido empacador puede servir como respaldo en casos

especiales (domos salinos) para evitar el colapso de la tubería de revestimiento. En estas

circunstancias se deberá seleccionar la densidad adecuada.

Reducir por efecto de corrosión de las tuberías de producción y de revestimiento.Si

la selección del fluido empacador no es la adecuada se propiciara un ambiente

favorable a la corrosión, lo cual causara un deteriores de tuberías de producción y

de revestimiento (para aceros convencionales) generando problemas de

comunicación con el espacio anular, dificultad para la recuperación del aparejo y a

veces hasta la pérdida del pozo.

Minimizar la transferencia de calor a través del aparejo para reducir la depositacion

de parafinas y asfaltenos; esto es debido a que con los fluidos empacador se tendrá

menos transferencia de transferencia de calor de fluido producido teniendo como

resultado una

Temperatura mayor.

Facilite la recuperación del aparejo durante las recuperaciones.

Al intervenir el pozo para una reparación frecuentemente se encuentra depósitos de

sólidos en el espacio anular, dificultando la recuperación del aparejo de

producción debido al atascamiento del empacador y/o tubería de producción

resultando en pérdidas de tiempo y de recursos debido a pescas y moliendas por lo

que requiere un fluido que evite esta problemática.

Las características que debe reunir un fluido empacador son las siguientes:

- No dañar la formación (hinchazón de arcillas mojabilidad) formación de

emulsiones.

- No dañar el medio ambiente

- No dañar los elastómeros del empacador

- Química y mecánicamente estables

- Minimizar la corrosión.

9.- TIPOS DE FLUIDOS DE EMPAQUE

Los diferentes tipos de fluidos empacadores se muestran en la figura1.

Existen básicamente dos tipos de empacadores; los de base de aceite los cuales pueden

formar emulsiones, usando aceite-diesel y el resto agua en una proporción de 10% al 35%

según los requerimientos de densidad o únicamente el diesel y los fluidos base agua, los

cuales tienen como componente principal agua dulce o agua de mar.

Los fluidos base se puede usar sin densificar agregando inhibidores de corrosión,

bactericidas, viscosificante, alcalizantes, secuestrantes de O2. Controlador de pH. Esto

dependerá de las condiciones requeridas del pozo.

9.1.- FLUIDOS EMPACADORES BASE ACEITE

Estos fluidos se formulan con fluidos base aceite-diesel. Tienen por lo general baja

conductividad dad térmica. La gravedad específica está determinada por su composición

química la viscosidad es pequeña y sensible a la temperatura.

En el caso del aceite debe verificarse que no contenga parafinas y asfáltenos, agua de

formación o finos que pueden dañar el intervalo productor

En caso del diesel no tiene problemas de emulsificacion y cambios de mosabilidad pero

debe considerarse su contenido de azufre para evitar el daño de los elastómeros del

empacador por lo que se recomienda su control de calidad mediante la prueba de punto de

anilina o usando aceite diesel #2.

Estos fluidos evitan la corrosión de las tuberías debido a su naturaleza no polar, su

conductividad térmica es menor a los de base de agua.

Las emulsiones inversas son estables a temperaturas altas y pueden densificarse con sales

en la fase acuosa para evitar la precipitación del material sólido y daño a la formación. El

inconveniente es que se pueden dañar la formación debido a cambio de mojabilidad por los

emulsificantes o puede romperse la emulsión separándose de las fases.

Los fluidos diesel gelificados son de una tecnología reciente y se usa en forma efectiva

cuando se tiene problemas de parafinas, se verán con más detalles en la sección de

aislamiento térmico.

Aceite-diesel

Ventajas Desventajas

Evita la corrosión de las tuberías

Buen aislante térmico

No daña la formación

Libre de solidos

Estables a altas temperaturas

No se puede densificar

Costo alto

Emulsión Diesel-Salmuera

Ventajas Desventajas

Evita el daño ala formación

Baja corrosión en las tuberías

Estable a altas temperaturas

Se pude densificar

Alto costo

Diesel Densificado

Este fluido tiene las mismas ventajas y desventajas que la emulsión de diesel-salmuera

9.1.1.-FLUIDOS EMPACADORES BASE AGUA

El agua es el fluido base para formular salmueras, a la cual se le agregan sales para

densificar y aditivos de control de perdida de fluidos, inhibidores de arcillas y de corrosión,

controlador de PH, secuestrantes de O2 y biosidadas según las necesidades.

Es importante mencionar que debe haber compatibilidad química entre los componentes.

El agua se usa como fluido pero debe de estar libre de sólidos y no contener sales y iones

en solución.Devido a su gran habilidad para disolver un gran número de compuestos

inorgánicos sino se tiene un control estricto de los iones en solución, pueden volver a

reaccionar formado precipitados insolubles en el pozos, por lo tanto la calidad del agua

usada para preparar los fluidos empacadores debe cumplir con ciertos parámetros.

Agua Dulce

La densidad limita su aplicación para su uso y para que cumpla con las propiedades

requeridas se le agregan aditivos.

Agua De Mar

En un abundante recurso en pozos costa afuera; donde se puede usar se cumple los

requerimientos de no contener sólidos y otros componentes, haciendo un análisis químico.

Su aplicación está limitada por su densidad, aunque puede usarse en un rango más amplio

densificándola. Entre las ventajas y desventajas de agua dulce o de mar tenemos

Ventajas Desventajas

No contiene solidos Daño a la formación

Bajo costo

Buena disponibilidad

No contamina

No se puede densificar

Pude generar problemas de corrosión

Baja capacidad como aislante térmico

Fluidos de perforación

Es común usar estos fluidos debido a su disponibilidad, pero no todos pueden reunir las

condiciones requeridas en cuanto a contenidos de sólidos y composición química.

El acondicionamiento requiere un costo adicional que puede resultar costoso. Otro

problema con su uso es la presencia de aditivos que se pueden degradar y formar H 2S y

CO2.

Ventajas Desventajas

Bajo costo

Se puede densificar

Asentamiento de solidos sobre el

empacador y tubería dificulta la

recuperación del aparejo.

Daña la formación(alto contenido de

solido)

Puede generar problemas de corrosión

Salmueras

Estos fluidos tiene agua dulce como fluido base y se adicionan sales dobles o triples según

los requerimientos de densidad y composición de la formación, su uso es común debido

que se puede evitar daño a la formación, controlar la corrosión y densificar en un amplio

rango, pero por el contrario tiene el inconveniente de que en temperaturas altas aumenta l

velocidad de corrosión. Las sales dobles y triples en presencia de CO2 y presión producen

precipitados.

Ventajas Desventajas

Estables a altas temperaturas

No contiene solidos

No contamina

No daña a la formación

Se puede densificar

Costo alto

Puede generar problemas de corrosión si

no es tratado.

Baja capacidad como aislante térmico

SELECCIÓN DE LOS FLUIDOS EMPACADORES

a) Corrosión.- La corrosión es el deterioro del acero o de sus propiedades debido a su

medio ambiente. Los cuatros elementos necesarios para que se lleven a cabo la corrosión

son: un catodo,un anodo,un electrolito y una trayectoria.

Factores que afectan la velocidad de corrosión:

El PH es la medida de acidez o alcalinidad de un fluido.

El pH de salmueras de densidad 1.39 gr/cm3 es casi neutro, disminuye con el aumento de

densidad por el efecto de hidrolisis que se lleva a cabo cuando una salmuera contiene una

base fuerte.

Uno de los principales problemas con este tipo de fluidos es el control de la corrosión (el

valor establecido es de 0.1 mpy en cupones de TP grados N-80).

La corrosión es causada por los agentes corrosivos O2, CO2 y H2S; los inhibidores de

corrosión no la evitan, pero si la disminuyen. Están clasificados como aniónicos, catiónicos

y no aniónicos. Los inhibidores aniónicos son atraídos hacia una superficie anódica y son

formados a base de un radical del tipo R-COOH tiene cargas negativas y buscan abandonar

a sus electrones.

Los inhibidores catiónicos están en general formados por aminas con átomos de H2, los

cuales tienen carga positiva y pueden ser atraídos a una superficie catódica los cuales son

del tipo de formación de película entre los principales tenemos las aminas, las cuales son

efectivas en salmueras que no contienen Zn, Br2. La estabilidad térmica de las aminas varía

desde 137° a 204°C.

Los aditivos no aniónicos tienen las características de los dos anteriores es decir son

atraídos por cargas positivas y negativas (hacia los cátodos y ánodos), tienen la

particularidad de una alta adsorción sobre la superficie del metal; por lo que retardan la

corrosión, mezclados con el aceite los hace más eficientes.

Los principales aditivos más comúnmente usados en los pozos por su alta eficiencia son los

del tipo orgánico. Los inhibidores de corrosión usados en fluidos empacantes van dirigidos

a atacar el O2, bacterias anaeróbicas y aeróbicas. Estos aditivos, reaccionan químicamente

con el O2, CO2 y H2S para producir sales no reactivas. Con compatibles con los aditivos

formadores de película con los cuales conjuntamente dan protección anticorrosiva.

b.) Densidad

La densificación puede ser necesaria para que el fluido empacador ejerza cierta presión

hidrostática; esto se logra usando sales sencillas o combinadas dependiendo de la densidad

requerida. Cada una de las sales forma una salmuera en un rango de densidades como se

muestra en fig. 2.

La expansión térmica es el aumento de volumen de la salmuera por efecto de la

temperatura, lo que ocasionara variar la densidad requerida a condiciones de superficie.

9. CONSIDERACIONES PARA EL DESPLAZAMIENTO DEL FLUIDO

EMPACADOR

Es recomendable hacer el desplazamiento de los fluidos en circulación inversa para evitar

que el fluido empacador circule a través del todo el sistema y por consiguiente su posible

contaminación.

El régimen de flujo no es relevante en este caso, pero si afecta el costo del tiempo-equipo,

por lo que debe hacerse de la forma más rápida posible dentro de las posibilidades del

equipo.

Para disponer del volumen de fluido empacador y equipo necesario se debe conocer lo

siguiente:

Calculo del volumen necesario de fluido empacador para llenar el espacio anular. Emplear

la siguiente ecuación para cada sección de tubería del mismo diámetro. El volumen total

deberá considerar la suma de todas las secciones de diámetro diferente en el espacio

anular.

La presión diferencial debido a la diferencia de densidades entre el fluido a desplazar y el

fluido empacador se calculara con las siguientes ecuaciones:

9. CALCULO DEL VOLUMEN DE DESPLAZAMIENTO

Si el desplazamiento se efectúa en circulación inversa, prácticamente no se requiere fluido

adicional para desplazar el fluido empacador, por otro lado si el desplazamiento es en

circulación directa, el volumen de desplazamiento será igual al volumen de la tubería de

producción, el cual es calculado como sigue:

El volumen se calcula por cada sección de diferente diámetro y el volumen total será la

suma de todas las secciones de diferente diámetro.

CALCULO DE LA DENSIDAD DE UNA SALMUERA POR EFECTO DE

PRESION Y TEMPERATURA

La ecuación para calcular la presión hidrostática ejercida por una salmuera es la siguiente:

DONDE:

Ph=Es la presión hidrostática ejercida en el fondo, psi.

Pprom= Es la densidad promedio de la salmuera, gr/cm3.

H= Es la profundidad vertical de la columna hidrostática.

El procedimiento para calcular la densidad de salmuera requerida a condiciones de

superficie depende de la presión y temperatura en el fondo del pozo; normalmente las

salmueras son referidas a una temperatura de 21grados centígrados.

En pozos someros en formaciones de baja temperatura el efecto de la presión y temperatura

es despreciable.

CORRECCION POR PRESION Y TEMPERATURA

Tomando en cuenta los factores de expansión térmica y compresibilidad a siguiente

ecuación se usa para calcular la densidad de la salmuera requerida a condiciones de

superficie 21 grados centígrados.

C = Factor de compresibilidad, lb/gal/psi

C = Factor de expansión, lb/gal/°F

P = Densidad a condiciones estándar, gr/cm3

LOS FACTORES DE EXPANSION Y COMPRESIBILIDAD SE OBTIENEN EN

LA SIGUIENTE TABLA

La correlación por temperatura y presión es necesaria solo en pozos profundos.

b) CALCULO DEL CAMBIO DE DENSIDAD DE SALMUERAS

SALMUERA SIMPLE

Al aumentar la densidad de una salmuera aumenta su volumen que se calcula mediante la

siguiente ecuación:

El peso requerido de la sal se adicionada se calcula con la siguiente ecuación.

Para disminuir la densidad de una salmuera se agrega agua.

Conocer la viscosidad de una salmuera es necesario para el cálculo de la hidráulica durante

la colocación y recuperación de la misma, esta es una función de la concentración y

naturaleza de las sales disueltas así como de la temperatura.

En la fig. Se muestra la variación de la viscosidad con la temperatura para diferentes

salmueras.

La temperatura afecta la estabilidad de la salmuera y la velocidad de corrosión.

C. TEMPERATURA DE CRISTALIZACIÓN

Es un proceso de enfriamiento en una salmuera formada por una sal; al ir disminuyendo se

formara el primer cristal a una temperatura determinada FCTA a esta temperatura se la

llama temperatura de aparición del primer cristal; continuando este proceso y

disminuyendo la temperatura se alcanza la temperatura absoluta de cristalización TCT en

lo que la curva tiene una inflexión. Esto sucede debido a las condiciones termodinámicas

de la cristalización, seguido de una región que sigue una tendencia ascendente; si después

se calentara, entonces se tendrá un cambio de pendiente y ascenso continuo hasta donde el

ultimo cristal desaparece (LCTD).

Si el efecto de cristalización ocurre, el fluido pierde completamente sus funciones, lo cual

sería catastrófico.

Es importante hacer notar que cada sal tiene su punto de cristalización y en sales

combinadas se considera la de menor valor. Este proceso adquiere importancia en pozos

marinos costa afuera en tirantes de agua profundos.

d) Aislamiento térmico

La detección de depositación de material orgánico se puede hacer mediante las envolventes

de fase para parafinas y asfáltenos para evitar su depositación y la obstrucción de los

aparejos de producción.

Es conocido que durante el de la producción de crudo a la superficie a través de las

tuberías, se enfría debido a la transferencia de calor con el medio que lo rodea y se pueden

alcanzar las condiciones de temperatura donde se alcanza el punto de nube (condiciones

de temperatura a las que se empieza a formar los primeros cristales de parafina) y la

depositación de parafina y asfálteno.

Mediante el uso de un fluido empacador cuyo valor de conductividad térmica sea pequeño,

se puede evitar la pérdida de calor y por consiguiente en algunos casos la depositación de

material inorgánico en el aparejo y con ello costos innecesarios de producción diferida a

causa de trabajos de limpieza del pozo que pueden obstruirlo totalmente ocasionando

intervenciones a los pozos para limpieza o cambios de aparejo.

Algunas características que debe tener este fluido aislante es no degradarse con el tiempo,

ni solidificarse.

Existe en el mercado un diésel gelificado similar al utilizado en fracturamiento hidráulico,

libre de sólidos, formado por fosfato de Ester y aluminato de sodio produciendo un

polímero en asociación con un Ester de fosfato de aluminio con aditivos cuyas ventajas son

las siguientes:

La transferencia de calor por convección en este caso es mínima debido al

movimiento limitado de la interacción molecular. En varios pozos se han tenido

ganancias desde 9° hasta 21°Ccon gradientes de temperatura de 0.9°C/100m.

La acción de este fluido es efectiva y económica; no existe riesgo de daño a la

formación como cuando se usa el método tradicional de aceite caliente el cual

resulta no económico por la producción diferida y tratamientos requeridos en

forma continua.

Evita la corrosión en las tuberías, mediante el uso de inhibidores de corrosión

basándose en aminas fenólicas.

No hay asentamiento de sólidos, es estable con la temperatura, la densidad

proporcionada es por disolución del material por lo que no ocurre asentamiento

de sólido.

No se degrada con el tiempo.

Las figuras 8 y 9 muestran la ganancia de temperatura debido a la baja transferencia de

calor en pruebas efectuadas con este fluido.

CONSIDERACIONES PARA EL DESPLAZAMIENTO DEL FLUIDO

EMPACADOR

El desplazamiento del fluido en el pozo por el fluido empacador se lleva a cabo una vez

que se ha lavado el pozo perfectamente de acuerdo a los lineamientos establecidos. Es

recomendable hacer el desplazamiento de los fluidos en circulación inversa para evitar que

el fluido empacador circule a través de todo el sistema y por consiguiente su posible

contaminación.

El régimen de flujo no es relevante en este caso, pero si afecta el costo del tiempo- equipo,

por lo que debe de hacerse de la forma más rápida posible dentro de las posibilidades del

equipo.

Para disponer del volumen de fluido empacador y equipo necesario se debe conocer lo

siguiente:

Calculo del volumen necesario de fluido empacador para llenar el espacio anular.

La presión diferencial debido a la diferencia de densidades entre el fluido a

desplazar y el fluido empacador se calcularan con las siguientes ecuaciones:

A la diferencia total de presión deberá agregarse además las caídas de presión por fricción

en el espacio anular y TP de acuerdo al gasto de desplazamiento.

FLUIDO DE EMPAQUE ESPECIALES

Lodos de perforación especiales: Son formulaciones específicas realizadas en la

perforación de pozos que cumplen con ciertos propósitos y condiciones en las cuales se

encuentre la formación, donde son agregados al lodo ciertos, polímeros, químicos y

aditivos para producir de manera eficiente el yacimiento. Clasificación de los lodos de

empaque especiales son los siguientes:

Lodos ligeramente tratados, no Inhibitorios 

Lodos de emulsión de petróleo

Lodos de agua salada 

Lodos tratados con calcio 

Lodos de lignosulfanatos 

Lodos No-dispersos, de sólidos mínimos 

Lodos de biopolimeros 

Lodos de poliméricos

Lodos de almidón 

Lodos de base petróleo 

LODOS LIGERAMENTE TRATADOS, NO INHIBITORIOS

Son simples y poco costosos. Los aditivos comerciales se limitan generalmente a

viscosificantes, dispersantes, soda caustica y tal vez algo de barita. En muchos casos no

están presentes todos esos aditivos; en algunos casos no se emplea ninguno de ellos. La

enorme mayoría del metraje perforado ha sido hasta ahora con estos lodos.

Esto es particularmente cierto para profundidades de hasta 2 millas, pero se han utilizado

estos lodos ligeramente tratados, y con éxito a profundidades mucho mayores. Los lodos

ligeramente tratados se subdividen en los siguientes tipos: agua pura, lodos nativos, lodos

de bentonita y agua, lodos de atapulguita y agua salada, lodos de fosfato y lodos

ligeramente tratados con reductores orgánicos de viscosidad.

LODOS DE EMULSIÓN DE PETRÓLEO

El diesel o el petróleo constituyen posibles adiciones a cualquier sistema de lodo para

mejorar la lubricidad, con lo que se logra una reducción en la torsión y un aumento de la

perforación. Con mayor frecuencia el material que se emplea es el diesel, en el rango de 6

al 10% por volumen. En la industria de los lodos se utilizan dos tipos de emulsión: La

emulsión de petróleo en agua y la emulsión de agua en petróleo. Este lodo hace referencia

la emulsión de petróleo en agua. Se añade petróleo a cualquier buen lodo de agua arcilla.

Dos líquidos no miscibles (agua y petróleo) más un agente emulsionante y agitación, dan

origen a una emulsión. El petróleo es la fase interna y el agua es la fase externa

Agentes emulsionante

Sólidos: arcillas, almidones, sólidos de perforación, etc.

Taninos: lignitos, lignosulfatanos, etc.

Detergentes: sustancias tenso activas, jabones, etc.

Procedimiento de campo

No añada el petróleo más que a un buen lodo. El lodo debe estar bien disperso antes de

agregar el petróleo. Usualmente el petróleo se añade por medio del embudo (Hopper).

Mientras se está añadiendo el petróleo, se puede también agregar el agente emulsionante,

sea a través del embudo, sea a través del barril químico. El petróleo reducirá la densidad

del lodo La adición de petróleo es en cierto caso añadir sólidos al lodo. Generalmente se

agrega agua junto con el petróleo para ayudar a controlar la viscosidad. Para mantener el

petróleo emulsionado, se requiere una agitación suficiente para romperlos glóbulos del

petróleo y el uso de un agente emulsionante.

LODOS DE AGUA SALADA 

Un lodo se considera lodo de agua salada cuando contiene más de 10.000ppm de sal y no

ha sido convertido a otro tipo de lodo. Los lodos de agua salada se clasifican de acuerdo a

la cantidad de sal presente y/o a la fuente del agua de constitución. De acuerdo a la

cantidad de sal se clasifican en: Lodos saturados de sal (315.000 ppm de sal o más) Lodos

salados (más de 10.000 ppm de sal, pero no saturados.8.1.1. Usos de los lodos de agua

salada Estos lodos pueden ser preparados a propósito para cumplir operaciones específicas

o ser el resultado de la sal que existe en un agua de constitución (donde no se tenga

disponibilidad de agua dulce), la perforación de una veta de sal o de un acuífero.

Características de los lodos de agua salada

Los efectos que la sal ejerce sobre un lodo dependen de la cantidad de salen el lodo, del

tipo y % de sólidos y de si la sal es añadida el lodo o las arcillas añadidas al agua salada.

La sal actúa como un contaminante en los sistemas de lodo de agua dulce, aún en pequeñas

cantidades, produce un aumento de viscosidad, resistencia de gel y pérdida de filtrado. A

bajas concentraciones de sal (menores a10.000 ppm) los lodos de agua dulce y bajo pH

pueden ser tratados exitosamente con químicos para tolerar la sal, logrando que se

manténganlas propiedades. Cuando las concentración es aumentan por encima de10.000

ppm, resulta cada vez difícil controlar las propiedades y puede hacerse necesario convertir

al lodo a otro tipo más resistente a la sal. Ej. Tratado con calcio o lodo de lignosulfonato.

LODOS TRATADOS CON CALCIO 

Altamente tratados con compuestos de calcio, catión divalente que inhibe el hinchamiento

de las arcillas de las formaciones perforadas, muy utilizados para controlar shales

fácilmente desmoronarles. También aplicados en la perforación de secciones de anhidrita

de considerable espesor y en estratos con flujos de agua salada. Estos lodos difieren de los

otros base agua, en que las arcillas base sodio de cualquier bentonita comercial o la

bentonita que aporta la formación es convertida a arcillas base calcio mediante la adición

de cal o yeso, tolerando altas concentraciones de sólidos arcillosos con bajas viscosidades a

comparación de los otros fluidos base agua fresca.

Estos sistemas son referidos como lodos base cal o base yeso dependiendo el cual de estos

químicos es usado para convertir el sistema a base calcio. Normalmente se obtienen por la

adición de cal apagada, de tal forma que la arcilla sódica (bentonita), se convierta en arcilla

cálcica, manteniéndose usualmente concentraciones en exceso de cal: de 1 a 2 lbm/bbl (en

lodos bajos en cal) o de 5 a15 lbm/bbl (en lodos altos en cal) y en los sistemas de yeso un

exceso de 2 a 4 lbm/bbl, para no aceptar los que puedan aportar las formaciones,

inalterándolas, previniendo formar cavernas.

LODOS DE LIGNOSULFANATOS 

Los fluidos con lignosulfonato se utilizan en pozos en los que el contenido de sólido

aumenta. Esto es una doble ventaja. Por un lado, el uso de estas sustancias en los fluidos

ayudan a mantener las propiedades reológicas (punto de cedencia y gelatinosidad)

aún con alto contenido de sólidos perforados. Esto se aprovecha para mejorar o aumentar

las velocidades de penetración en las etapas que así lo ameritan, como por ejemplo

ciertas zonas de lutita arcillosas. La segunda ventaja importante es que dado que

controlan la reología con alto contenido de sólidos, es utilizada para incrementar la

densidad del fluido. Por otro lado, los fluidos con lignosulfonatos son resistentes a la

contaminación con calcio o con cloruros. Esto los hace ideales para perforar zonas de

carbonatos o con flujos de agua salada hasta cierto límite. También resisten la

contaminación con cemento en pequeña escala.

LODOS NO-DISPERSOS, DE SÓLIDOS MÍNIMOS 

Utilizados para perforar pozos poco profundos o los primeros metros de pozos profundos

(lodos primarios), en la mayoría de casos compuesto de agua dulce, bentonita y cal

apagada (hidróxido de calcio), donde primero se hidrata la bentonita y luego se agrega cal

para aumentar el valor real de punto de cedencia, que le da la capacidad de transportar

recortes, a bajas ratas de corte (shear rate).

Las cantidades requeridas de bentonita y cal dependen del punto de cedencia deseado (en

muchos pozos se puede usar entre 15 y 25 lbm/bbl de la primera y entre 0.1 y 1 lbm/bbl de

la segunda). El objetivo de este sistema es reducir la cantidad total de sólidos arcillosos,

resultando en una rata de penetración alta. No son muy estables a altas temperaturas,

aproximadamente 400°F.

Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda agregar a la mezcla, un

polímero no iónico tal como el almidón o el XC que respeten el punto de cedencia logrado

por la cal. Su concentración común varía entre 0.5 y 0.75 lbm/bbl. No toleran

contaminaciones salinas de 10,000 ppm y superiores o contaminaciones de calcio que

excedan las 100 ppm. No es recomendado el uso de CMC que actúa como adelgazante a

ratas de corte bajas. Pero a altas velocidades de corte (común en la tubería de perforación y

en las boquillas de la broca) aumenta la viscosidad efectiva del lodo, elevando la

resistencia friccional requiriéndose mayores presiones de bombeo. No contienen

adelgazantes.

LODOS DE POLIMÉRICOS

Los fluidos poliméricos de bajo contenido de sólidos no dispersos se preparan con

agua, bentonita y polímeros. El contenido de sólidos de arcilla en estos fluidos se

reduce de dos maneras. Los polímeros mejoran el comportamiento de la bentonita

de tal manera que se requiere sólo la mitad aproximadamente de bentonita para obtener

las propiedades reológicas deseadas. Los polímeros floculan y cubren los sólidos

perforados de tal manera que puedan ser removidos mecánicamente.

El motivo principal de utilizar estos fluidos es reducir el contenido total de sólidos de

arcilla por medios mecánicos y químicos cuyo resultado sea una mayor velocidad de

penetración. Por otro lado, los sistemas dispersos se diseñan para tolerar mayores

concentraciones de sólidos de arcilla mediante la desintegración química en partículas

más que finas generalmente mantienen o elevan la viscosidad pero que resulta en menores

velocidades de penetración.

Los fluidos poliméricos son estables a altas temperaturas (200º C), se pueden densificar

hasta 2.16 g/cm3 y tienen buenas propiedades de filtración. Sin embargo, no son

resistentes a la contaminación de sal en concentraciones mayores de 10,000 ppm ni

a la de calcio en concentraciones mayores de 100 ppm.

LODOS DE ALMIDÓN 

El almidón de plátano está conformado por una fracción molecular lineal (amilosa) y por

una fracción molecular ramificada (amilopectina), componentes que a nivel práctico han

demostrado funcionalidad e interesantes características que contribuyen a la optimización

de los fluidos de perforación base agua, tales características permiten: aumentar la

viscosidad del fluido de perforación, controlar las pérdidas de filtrado del lodo y mejorar

las propiedades de la bentonita como agente potenciador de la viscosidad del lodo.

En este trabajo se evaluó la capacidad del almidón de plátano para aumentar la viscosidad

del fluido de perforación base agua, incrementar el rendimiento con respecto a otros

aditivos usados comúnmente en la industria como la bentonita y como controlador de

pérdidas de filtrado en lodos contaminados con cal, mediante la aplicación de pruebas

estándar a condiciones de laboratorio; estas pruebas son: rendimiento en agua dulce y en

salmuera, control de filtrado en gran variedad de escenarios de contaminación que se

presentan regularmente en la perforación de pozos y extensión de las propiedades de la

bentonita en agua dulce.

De acuerdo con los resultados de esta investigación, se comprobó que el almidón de

plátano puede ser utilizado como aditivo para lodos de perforación con un rendimiento

superior al de otros aditivos similares de amplio uso en la industria petrolera.

LODOS DE BASE PETRÓLEO 

El uso de un lodo a base de petróleo requerirá de aprobación específica y estará limitado a

los pozos, o porciones de los mismos, donde los requerimientos de perforación sean tales

que el uso de lodos a base de agua o a base de sintéticos no sea práctico.

Si se aprueba un lodo a base de petróleo, el contenido aromático del petróleo base deberá

ser de 5 % o menos y el petróleo no deberá ser acentuadamente tóxico de acuerdo a su

medición por medio de pruebas estándares de toxicidad.

Los lodos de perforación a base de petróleo, remanentes luego de un cambio de lodo de

perforación o de la completación de un programa de perforación, deben ser recuperados y

reciclados o transferidos a la costa de una manera apropiada, según la reglamentación

local.