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1 Fluidos de Perforación Contenido 1. Introducción: Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. La responsabilidad de la ejecución de estas funciones es asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo y las personas que dirigen la operación de perforación. El deber de las personas encargadas de perforar el agujero - incluyendo el representante de la compañía operadora, el contratista de perforación y la cuadrilla del equipo de perforación - es asegurar la aplicación de los procedimientos correctos de perforación. La obligación principal del ingeniero de lodo es asegurarse que las propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico. El ingeniero de lodo también debería recomendar modificaciones de las prácticas de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación. 2. Objetivos: 2.1. Objetivo general Realizar un estudio de los fluidos de perforación definiendo sus respectivos componentes y el circuito que realiza durante la perforación de un pozo, para determinar el uso apropiado del mismo mediante la revisión bibliográfica.

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Fluidos de Perforación

Contenido

1. Introducción:Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen

al logro de dicho objetivo. La responsabilidad de la ejecución de estas

funciones es asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo y las personas

que dirigen la operación de perforación. El deber de las personas encargadas

de perforar el agujero - incluyendo el representante de la compañía operadora,

el contratista de perforación y la cuadrilla del equipo de perforación - es

asegurar la aplicación de los procedimientos correctos de perforación. La

obligación principal del ingeniero de lodo es asegurarse que las propiedades

del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico. El

ingeniero de lodo también debería recomendar modificaciones de las prácticas

de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación.

2. Objetivos:2.1.Objetivo general

Realizar un estudio de los fluidos de perforación definiendo sus respectivos

componentes y el circuito que realiza durante la perforación de un pozo,

para determinar el uso apropiado del mismo mediante la revisión

bibliográfica.

2.2.Objetivo especificoa. Definir los conceptos básicos de los fluidos de perforación

b. Describir el circuito que realiza el fluido durante la perforación de un

pozo.

c. Conocer las funciones que tiene el fluido durante la perforación.

d. Investigar los diferentes tipos de fluidos de perforación.

e. Determinar las propiedades físicas – químicas del fluido de

perforación.

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Fluidos de Perforación

3. Revisión literaria3.1.Antecedentes de los fluidos de perforación

Los primeros pozos perforados por el método de rotación solo se usaban

agua como fluido que al mezclarse con los sólidos de formación formaban

el lodo. Si un pozo era demasiado espeso o pesado se le agregaba agua

para adelgazarlo, y si la viscosidad era insuficiente se agregaba otro lodo

de reserva para espesarlo. Cualquier problema en el lodo durante la

perforación era solucionado agregando agua o lodo de reserva.

En 1901 HAGGEN Y POLLARD sugirieron que en pozos de gas debe

llenarse el mismo cuando se saca la tubería a superficie para evitar un

posible reventón. Definieron el término lodo nativo como la mezcla de agua

con arcilla la cual permanece en suspensión por un tiempo considerable.

Las arcillas más usadas fueron de naturaleza GUMBO, despreciando a las

arenas y arcillas duras, recomendando un 20% en peso de arcilla en agua.

En 1916 LEWIS Y MC-MURRAY definieron al lodo nativo como: “Una

mezcla de agua con algún material arcilloso que pueda permanecer en

suspensión por tiempo considerable que tenga una densidad de 1.05 a 1.1

gcc y que además debe ser delgado como el agua para evitar efectos

negativos en algunas formaciones. Decían que un buen lodo debía ser

capaz de sellar arenas de formación, además de evitar su lavado y

contrarrestar las presiones del gas”

En 1921 STROUD fue encargado de encontrar un medio para aumentar la

densidad para prevenir el descontrol de pozos de gas. Así surgió el oxido

de hierro para preparar lechadas rápidas y bombeable de 15 a 18 lb/gal .

En 1922 experimento con BARITA O BARITINA, material que presentaba

ventajas sobre el oxido de hierro como ser alta gravedad específica, no es

abrasivo, no es toxico pero se uso en gran escala recién para el año 1929,

cuando se soluciono el problema de la viscosidad y Gel necesaria para

suspender el material.

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Fluidos de Perforación

La búsqueda de la solución al problema de gel y viscosidad dio lugar a

varios aditivos que cumplan con el objetivo. Primero se desarrollaron

compuestos de mezclas de aluminato de

sodio y soda cáustica para luego en 1929 descubrir la ARCILLAS

BENTONITICAS con ventajas superiores en dar viscosidad, gel y control

de filtrado en la formación.

LA BARITINA: Básicamente es un Sulfato de Bario ( ) 4 SO Ba de

gravedad específica 4.2 a 4.35 que es muy utilizado para dar densidad a

los lodos, es un material inerte e insoluble en agua y aceite que puede ser

usado en un amplio rango de concentración según sean las condiciones

exigidas.

Es de color blanco a gris oscuro, en EEUU produce el 25% del total. Su

uso puede llegar elevar sustancialmente el costo global de loso, y está

sujeto a ciertas especificaciones normadas por API en cuanto a molienda y

materiales que puedan contaminar.

LA BENTONITA: Es el material más usado en la preparación de lodos base

agua. Es una arcilla (sílico aluminato) que sirve para dar viscosidad y

control de filtrado a loso lodos base agua fresca, su gravedad específica

esta alrededor de 2.6. También las normas API rigen las especificaciones

en cuanto a su rendimiento, molienda y contaminante.

El agregado de cualquier material al lodo se lo hace según una

concentración dada, adecuada para obtener una determinada propiedad

en un valor de trabajo; por lo general las unidades de uso para el agregado

de material son libras de material por cada barril de líquido. Para conocer

la densidad obtenida luego de agregar bentonita, lo hacemos con la

siguiente expresión

3.1.1. Que es un fluidos de perforación?Durante la perforación de un pozo, es de vital importancia mantener la

calidad del fluido dentro de los valores deseables y preestablecidos

para evitar los problemas de inestabilidad del hoyo. Sin embargo, es

necesario recordar que las propiedades de un fluido no son valores

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Fluidos de Perforación

fijos, sino que pueden ser ajustados durante el proceso de la

perforación. En consecuencia, es responsabilidad del especialista

tomar muestra del lodo a la entrada y salida del pozo para comparar

valores y proceder a efectuar los ajustes necesarios.

El Fluido de Perforacion es un fluido de características químicas y

físicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y

combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No

debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable, pero sí inerte a las

contaminaciones de sales solubles o minerales y además, estable a

altas temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las

exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de

bacterias. El objetivo principal que se desea lograr con un fluido de

perforación, es garantizar la seguridad y rapidez del proceso de

perforación, mediante su tratamiento a medida que se profundizan las

formaciones de altas presiones, la circulación de dicho fluido se inicia

al comenzar la perforación y sólo debe interrumpirse al agregar cada

tubo, o durante el tiempo que dure el viaje que se genere por el cambio

de la mecha.

3.1.1.1. Definición de lodo:“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

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Fluidos de Perforación

fluidos y problemas presentados en los mismos en la perforación

de pozos.

3.1.2. Circuito del fluido de perforación:En la siguiente gráfica se puede visualizar el recorrido o ciclo del fluido

durante la perforación de un pozo.

(Trabajo de grado- fluido de perforación- La Universidad del Zulia

Venezuela noviembre 2012).

3.1.3. Funciones del fluido de perforación:Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de

perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean

esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y el control

de las presiones de la formación son funciones sumamente importantes.

Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones del

pozo y las operaciones en curso, las funciones más comunes del fluido de

perforación son las siguientes:

Retirar los recortes del pozo.

Controlar las presiones de la formación.

Suspender y descargar los recortes.

Obturar las formaciones permeables.

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Fluidos de Perforación

Mantener la estabilidad del agujero.

Minimizar los daños al yacimiento.

Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.

Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.

Asegurar una evaluación adecuada de la formación.

Controlar la corrosión.

Facilitar la cementación y la completación.

Minimizar el impacto al ambiente.

3.1.3.1. Retirar los recortes del pozo.Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida

que son generados por la barrena. A este fin, se hace circular un

fluido de perforación dentro de la columna de perforación y a

través de la barrena, el cual arrastra y transporta los recortes

hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remoción

de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño, forma

y densidad de los recortes, unidos a la

Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la columna de

perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del

fluido de perforación.

3.1.3.2. Controlar las presiones de la formación.Como se mencionó anteriormente, una función básica del fluido

de perforación es controlar las presiones de la formación para

garantizar una operación de perforación segura. Típicamente, a

medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta la

densidad del fluido de perforación agregando barita para equilibrar

las presiones y mantener la estabilidad del agujero. Esto impide

que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos

de formación presurizados causen un reventón. La presión

ejercida por la columna de fluido de perforación mientras está

estática (no circulando) se llama presión hidrostática y depende

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Fluidos de Perforación

de la densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical

Verdadera (TVD) del pozo. Si la presión hidrostática de la

columna de fluido de perforación es igual o superior a la presión

de la formación, los fluidos de la formación no fluirán dentro del

pozo. Mantener un pozo “bajo control” se describe frecuentemente

como un conjunto de condiciones bajo las cuales ningún fluido de

la formación fluye dentro del pozo. Pero esto también incluye

situaciones en las cuales se permite que los fluidos de la

formación fluyan dentro del pozo – bajo condiciones controladas.

Dichas condiciones varían – de los casos en que se toleran altos

niveles de gas de fondo durante la perforación, a situaciones en

que el pozo produce cantidades comerciales de petróleo y gas

mientras se está perforando. El control de pozo (o control de

presión) significa que no hay ningún flujo incontrolable de fluidos

de la formación dentro del pozo.

La presión hidrostática también controla los esfuerzos adyacentes

al pozo y que no son ejercidos por los fluidos de la formación. En

las regiones geológicamente activas, las fuerzas tectónicas

imponen esfuerzos sobre las formaciones y pueden causar la

inestabilidad de los pozos, aunque la presión del fluido de la

formación esté equilibrada. Los pozos ubicados en formaciones

sometidas a esfuerzos tectónicos pueden ser estabilizados

equilibrando estos esfuerzos con la presión hidrostática.

Igualmente, la orientación del pozo en los intervalos de alto ángulo

y horizontales puede reducir la estabilidad del pozo, lo cual

también se puede controlar con la presión hidrostática.

Las presiones normales de formación varían de un gradiente de

presión de 0,433 psi/pie (equivalente a 8,33 lb/gal de agua dulce)

en las áreas ubicadas tierra adentro, a 0,465 psi/pie (equivalente a

8,95 lb/gal) en las cuencas marinas. La elevación, ubicación, y

varios procesos e historias geológicas crean condiciones donde

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Fluidos de Perforación

las presiones de la formación se desvían considerablemente de

estos valores normales. La densidad del fluido de perforación

puede variar desde la densidad del aire (básicamente 0 psi/pie)

hasta más de 20,0 lb/gal (1,04 psi/pie).

Las formaciones con presiones por debajo de lo normal se

perforan frecuentemente con aire, gas, niebla, espuma rígida, lodo

aireado o fluidos especiales de densidad ultra baja (generalmente

a base de petróleo). El peso de lodo usado para perforar un pozo

está limitado por el peso mínimo necesario para controlar las

presiones de la formación y el peso máximo del lodo que no

fracturará la formación. En la práctica, conviene limitar el peso del

lodo al mínimo necesario para asegurar el control del pozo y la

estabilidad del pozo.

3.1.3.3. Suspender y descargar los recortesLos lodos de perforación deben suspender los recortes de

perforación, los materiales densificantes y los aditivos bajo una

amplia variedad de condiciones, sin embargo deben permitir la

remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos. Los

recortes de perforación que se sedimentan durante condiciones

estáticas pueden causar puentes y rellenos, los cuales, por su

parte, pueden producir el atascamiento de la tubería o la pérdida

de circulación. El material densificante que se sedimenta grandes

variaciones de la densidad del fluido del pozo. El asentamiento

ocurre con mayor frecuencia bajo condiciones dinámicas en los

pozos de alto ángulo donde el fluido está circulando a bajas

velocidades anulares.

Las altas concentraciones de sólidos de perforación son

perjudiciales para prácticamente cada aspecto de la operación de

perforación, principalmente la eficacia de la perforación y la

velocidad de penetración (ROP). Estas concentraciones aumentan

el peso y la viscosidad del lodo, produciendo mayores costos de

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Fluidos de Perforación

mantenimiento y una mayor necesidad de dilución. También

aumentan la potencia requerida para la circulación, el espesor del

revoque, el torque y el arrastre, y la probabilidad de pegadura por

presión diferencial. Se debe mantener un equilibrio entre las

propiedades del fluido de perforación que suspenden los recortes

y las propiedades que facilitan la remoción de los recortes por el

equipo de control de sólidos. La suspensión de los recortes

requiere fluidos de alta viscosidad que disminuyen su viscosidad

con el esfuerzo de corte con propiedades tixotrópicas, mientras

que el equipo de remoción de sólidos suele funcionar más

eficazmente con fluidos de viscosidad más baja. El equipo de

control de sólidos no es tan eficaz con los fluidos de perforación

que no disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, los

cuales tienen un alto contenido de sólidos y una alta viscosidad

plástica.

Para lograr un control de sólidos eficaz, los sólidos de perforación

deben ser extraídos del fluido de perforación durante la primera

circulación proveniente del pozo. Al ser circulados de nuevo, los

recortes se descomponen en partículas más pequeñas que son

más difíciles de retirar. Un simple método para confirmar la

remoción de los sólidos de perforación consiste en comparar el

porcentaje de arena en el lodo en la línea de flujo y en el tanque

de succión.

3.1.3.4. Obturar las formaciones permeablesLa permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a

través de formaciones porosas; las formaciones deben ser

permeables para que los hidrocarburos puedan ser producidos.

Cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la

presión de la formación, el filtrado invade la formación y un

revoque se deposita en la pared del pozo. Los sistemas de fluido

de perforación deberían estar diseñados para depositar sobre la

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Fluidos de Perforación

formación un delgado revoque de baja permeabilidad con el fin de

limitar la invasión de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y

evita numerosos problemas de perforación y producción. Los

posibles problemas relacionados con un grueso revoque y la

filtración excesiva incluyen las condiciones de pozo “reducido”,

registros de mala calidad, mayor torque y arrastre, tuberías

atascadas, pérdida de circulación, y daños a la formación. En las

formaciones muy permeables con grandes gargantas de poros, el

lodo entero puede invadir la formación, según el tamaño de los

sólidos del lodo.

Para estas situaciones, será necesario usar agentes puenteantes

para bloquear las aberturas grandes, de manera que los sólidos

del lodo puedan formar un sello. Para ser eficaces, los agentes

puenteantes deben tener un tamaño aproximadamente igual a la

mitad del tamaño de la abertura más grande. Los agentes

puenteantes incluyen el carbonato de calcio, la celulosa molida y

una gran variedad de materiales de por infiltración u otros

materiales finos de pérdida de circulación.

Según el sistema de fluido de perforación que se use, varios

aditivos pueden ser aplicados para mejorar el revoque, limitando

la filtración. Estos incluyen la bentonita, los polímeros naturales y

sintéticos, el asfalto y la gilsonita, y los aditivos desfloculantes

orgánicos.

3.1.3.5. Mantener la estabilidad del agujeroLa estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de

factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos. La

composición química y las propiedades del lodo deben

combinarse para proporcionar un pozo estable hasta que se

pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento.

Independientemente de la composición química del fluido y otros

factores, el peso del lodo debe estar comprendido dentro del

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Fluidos de Perforación

intervalo necesario para equilibrar las fuerzas mecánicas que

actúan sobre el pozo (presión de la formación, esfuerzos del pozo

relacionados con la orientación y la tectónica). La inestabilidad del

pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación,

causando condiciones de agujero reducido, puentes y relleno

durante las maniobras. Esto requiere generalmente el

ensanchamiento del pozo hasta la profundidad original. (Se debe

tener en cuenta que estos mismos síntomas también indican

problemas de limpieza del pozo en pozos de alto ángulo y pozos

difíciles de limpiar.) La mejor estabilidad del pozo se obtiene

cuando éste mantiene su tamaño y su forma cilíndrica original. Al

desgastarse o ensancharse de cualquier manera, el pozo se hace

más débil y es más difícil de estabilizar. El ensanchamiento del

pozo produce una multitud de problemas, incluyendo bajas

velocidades anulares, falta de limpieza del pozo, mayor carga de

sólidos, evaluación deficiente de la formación, mayores costos de

cementación y cementación inadecuada

3.1.3.6. Minimizar los daños al yacimientoLa protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar

la producción es muy importante. Cualquier reducción de la

porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es

considerada como daño a la formación. Estos daños pueden

producirse como resultado de la obturación causada por el lodo o

los sólidos de perforación, o de las interacciones químicas (lodo) y

mecánicas (conjunto de perforación) con la formación. El daño a

la formación es generalmente indicado por un valor de daño

superficial o por la caída de presión que ocurre mientras el pozo

está produciendo (diferencial de presión del yacimiento al pozo).

Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a

la formación son los siguientes:

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Fluidos de Perforación

a) Invasión de la matriz de la formación por el lodo o los sólidos de

perforación, obturando los poros.

b) Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del

yacimiento, reduciendo la permeabilidad.

c) Precipitación de los sólidos como resultado de la

incompatibilidad entre el filtrado y los fluidos de la formación.

d) Precipitación de los sólidos del filtrado del lodo con otros

fluidos, tales como las salmueras o los ácidos, durante los

procedimientos de completación o estimulación.

e) Formación de una emulsión entre el filtrado y los fluidos de la

formación, limitando la permeabilidad.

La posibilidad de daños a la formación puede ser determinada a

partir de los datos de pozos de referencia y del análisis de los

núcleos de la formación para determinar la permeabilidad de

retorno. Fluidos de perforación diseñados para minimizar un

problema en particular, fluidos de perforación del yacimiento

diseñados especialmente, o fluidos de rehabilitación y

completación pueden ser usados para minimizar los daños a la

formación.

3.1.3.7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforaciónLas fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad

considerable de calor por fricción en la barrena y en las zonas

donde la columna de perforación rotatoria roza contra la tubería

de revestimiento y el pozo. La circulación del fluido de perforación

enfría la barrena y el conjunto de perforación, alejando este calor

de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo. La circulación del

fluido de perforación enfría la columna de perforación hasta más

bajas que la temperatura de fondo. Además de enfriar, el fluido de

perforación lubrica la columna de perforación, reduciendo aún

más el calor generado por fricción. Las barrenas, los motores de

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Fluidos de Perforación

fondo y los componentes de la columna de perforación fallarían

más rápidamente si no fuera por los efectos refrigerantes y

lubricantes del fluido de perforación. La lubricidad de un fluido en

particular es medida por su Coeficiente de Fricción (COF), y

algunos lodos proporcionan una lubricación más eficaz que otros.

Por ejemplo, los lodos base de aceite y sintético lubrican mejor

que la mayoría de los lodos base agua, pero éstos pueden ser

mejoradas la adición de lubricantes. En cambio, los lodos base

agua proporcionan una mayor lubricidad y capacidad refrigerante

que el aire o el gas.

3.1.3.8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la

velocidad de penetración (ROP), mejorando la remoción de

recortes en la barrena. Esta energía también alimenta los motores

de fondo que hacen girar la barrena y las herramientas de

Medición al Perforar (MWD) y Registro al Perforar (LWD). Los

programas de hidráulica se basan en el dimensionamiento

correcto de las toberas de la barrena para utilizar la potencia

disponible (presión o energía) de la bomba de lodo a fin de

maximizar la caída de presión en la barrena u optimizar la fuerza

de impacto del chorro sobre el fondo del pozo. Los programas de

hidráulica están limitados por la potencia disponible de la bomba,

las pérdidas de presión dentro de la columna de perforación, la

presión superficial máxima permisible y el caudal óptimo. Los

tamaños de las toberas se seleccionan con el fin de aprovechar la

presión disponible en la barrena para maximizar el efecto del

impacto de lodo en el fondo del pozo. Esto facilita la remoción de

los recortes debajo de la barrena y ayuda a mantener limpia la

estructura de corte. Las pérdidas de presión en la columna de

perforación son mayores cuando se usan fluidos con densidades,

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Fluidos de Perforación

viscosidades plásticas y contenidos de sólidos más altos. El uso

de tuberías de perforación o juntas de tubería de perforación de

pequeño diámetro interior (DI), motores de fondo y herramientas

de MWD/LWD reduce la cantidad de presión disponible en la

barrena. Los fluidos de perforación que disminuyen su viscosidad

con el de corte, de bajo contenido de sólidos, o los fluidos que

tienen características reductoras de arrastre, son más eficaces

para transmitir la energía hidráulica a las herramientas de

perforación y a la barrena. En los pozos someros, la potencia

hidráulica disponible es generalmente suficiente para asegurar la

limpieza eficaz de la barrena. Como la presión disponible en la

columna de perforación disminuye a medida que se aumenta la

profundidad del pozo, se alcanzará una profundidad a la cual la

presión será insuficiente para asegurar la limpieza óptima de la

barrena. Se puede aumentar esta profundidad controlando

cuidadosamente las propiedades del lodo.

3.1.3.9. Asegurar una evaluación adecuada de la formaciónLa evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de

la operación de perforación, especialmente durante la perforación

exploratoria. Las propiedades químicas y físicas del lodo afectan

la evaluación de la formación. Las condiciones físicas y químicas

del agujero después de la perforación también afectan la

evaluación de la formación. Durante la perforación, técnicos

llamados registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la

circulación del lodo y de los recortes para detectar indicios de

petróleo y gas. Estos técnicos examinan los recortes para

determinar la composición mineral, la paleontología y detectar

cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta información se

registra en un registro geológico (mud log) que indica la litología,

la velocidad de penetración (ROP), la detección de gas y los

recortes impregnados de petróleo, además de otros parámetros

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Fluidos de Perforación

geológicos y de perforación importantes. Los registros eléctricos

con cable son realizados para evaluar la formación con el fin de

obtener información adicional. También se pueden obtener

núcleos de pared usando herramientas transportadas por cable de

alambre. Los registros con cable incluyen la medición de las

propiedades eléctricas, sónicas, nucleares y de resonancia

magnética de la formación, para identificar la litología y los fluidos

de la formación. Herramientas de LWD están disponibles para

obtener un registro continuo mientras se perfora el pozo. También

se perfora una sección cilíndrica de la roca (un núcleo) en las

zonas de producción para realizar la evaluación en el laboratorio

con el fin de obtener la información deseada. Las zonas

productivas potenciales son aisladas y evaluadas mediante la

realización de Pruebas de Intervalo (FT) o Pruebas de

Productividad Potencial de la Formación (DST) para obtener datos

de presión y muestras de fluido.

La selección del lodo requerido para perforar un núcleo está

basada en el tipo de evaluación a realizar. Si se extrae un núcleo

solamente para determinar la litología (análisis mineral), el tipo de

lodo no es importante. Si el núcleo será usado para estudios de

inyección de agua y/o humectabilidad, será necesario usar un lodo

“suave” a base de agua, de pH neutro, sin agentes tensoactivos o

diluyentes. Si el núcleo será usado para medir la saturación de

agua del yacimiento, se suele recomendar un lodo suave a base

de aceite con una cantidad mínima de agentes tensioactivos y sin

agua o sal. Muchas operaciones de extracción de núcleos

especifican un lodo suave con una cantidad mínima de aditivos.

3.1.3.10. Controlar la corrosiónLos componentes de la columna de perforación y tubería de

revestimiento que están constantemente en contacto con el fluido

de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los

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Fluidos de Perforación

gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y

sulfuro de hidrógeno pueden causar graves problemas de

corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del pozo. En

general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función

importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un

nivel aceptable. Además de proteger las superficies metálicas

contra la corrosión, el fluido de perforación no debería dañar los

componentes de caucho o elastómeros. Cuando los fluidos de la

formación y/o otras condiciones de fondo lo justifican, metales y

elastómeros especiales deberían ser usados. Muestras de

corrosión deberían ser obtenidas durante todas las operaciones

de perforación para controlar los tipos y las velocidades de

corrosión. La aireación del lodo, formación de espuma y otras

condiciones de oxígeno ocluido pueden causar graves daños por

corrosión en poco tiempo. Los inhibidores químicos y

secuestradores son usados cuando el riesgo de corrosión es

importante. Los inhibidores químicos deben ser aplicados

correctamente. Las muestras de corrosió deberían ser evaluadas

para determinar si se está usando el inhibidor químico correcto y

si la cantidad es suficiente. Esto mantendrá la velocidad de

corrosión a un nivel aceptable. El sulfuro de hidrógeno puede

causar una falla rápida y catastrófica de la columna de

perforación. Este producto también es mortal para los seres

humanos, incluso después de cortos periodos de exposición y en

bajas concentraciones. Cuando se perfora en ambientes de alto

contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de alto pH,

combinados con un producto químico secuestrador de sulfuro, tal

como el cinc.

3.1.3.11. Facilitar la cementación y la completaciónEl fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la

tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada

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Fluidos de Perforación

eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación.

La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y

la exitosa del pozo. Durante la introducción de la tubería de

revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el

suabeo y pistoneo, de manera que no se produzca ninguna

pérdida de circulación inducida por las fracturas. Resulta más fácil

introducir la tubería de revestimiento dentro de un pozo liso de

calibre uniforme, sin recortes, derrumbes o puentes. El lodo

debería tener un revoque fino y liso. Para que se pueda cementar

correctamente la tubería de revestimiento, todo el lodo debe ser

desplazado por los espaciadores, los fluidos de limpieza y el

cemento. El desplazamiento eficaz del lodo requiere que el pozo

tenga un calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja

viscosidad y bajas resistencias de gel no progresivas. Las

operaciones de completación tales como la perforación y la

colocación de filtros de grava también requieren que el pozo tenga

un calibre casi uniforme y pueden ser afectadas por las

características del lodo.

3.1.3.12. Minimizar el impacto al ambienteCon el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho

y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos

ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que

pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más

deseables. La mayoría de los países han establecido reglamentos

ambientales locales para los desechos de fluidos de perforación.

Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, anhidros y

sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales

y no existe ningún conjunto único de características ambientales

que sea aceptable para todas las ubicaciones. Esto se debe

principalmente a las condiciones complejas y cambiantes que

existen por todo el mundo – la ubicación y densidad de las

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Fluidos de Perforación

poblaciones humanas, la situación geográfica local (costa afuera o

en tierra), altos o bajos niveles de precipitación, la proximidad del

sitio de eliminación respecto a las fuentes de agua superficiales y

subterráneas, la fauna y flora local, y otras condiciones.

3.2.Diseño de fluido de perforaciónPara el diseño de un fluido, se debe contemplar si se trata de un pozo

exploratorio o de desarrollo a fin seleccionar los datos que faciliten la

obtención de parámetros óptimos en el fluido de perforación, de acuerdo a

las profundidades de cada contacto litológico. De esta forma, se

determinan sus densidades y se selecciona el fluido a utilizar y los aditivos

químicos para contingencias.

• Pozos Exploratorios: en los proyectos para estos pozos los datos

proporcionados por los registros sísmicos, y de geopresiones,

levantamientos geológicos, profundidades del pozo, número de cañerías

de revestimientos que se van a asentar y cálculos de densidades

requeridas son factores fundamentales.

Pozos de Desarrollo: en la determinación de estos programas se cuenta

con muchos datos disponibles tales como programas de fluidos de los

pozos aledaños, interpretación de registros eléctricos, pruebas de

laboratorio y de campo, asentamiento de cañerías de revestimiento en los

pozos vecinos, comportamiento del fluido en cada etapa perforada de

pozos correlacionados, etc.

Page 19: lodos de perforacion

19

Fluidos de Perforación

3.2.1. Tipos de Fluidos de PerforaciónUn fluido de perforación es fundamentalmente líquido, se denomina

también lodo de perforación. Se trata de una suspensión de sólidos,

líquidos o gases en un líquido. El líquido en el cual todos los aditivos

químicos están suspendidos se conoce como FASE CONTINUA del lodo

y las partículas sólidas o líquidas suspendidas constituyen la FASE DISCONTINUA. Cuando se conoce la constitución de la fase continua,

se obtiene el tipo de sistema de fluido conocido como base del lodo; por

ejemplo en la siguiente tabla observamos:

FASE CONTINUA

(Mayor Volumen de

Líquidos)

FASE DISCONTINUA

(Menor Volumen de

Sólidos o Líquidos)

TIPO DE FLUIDO

El agua integra el

60 al 90 % del

volumen, como

base en la

formulación de un

sistema (tipo) de

fluido.

Bentonita, Baritina,

Dispersantes y ciertos

polímeros integran del

7 al 27% de los sólidos

y el 3% de lubricantes

líquidos como

volumen.

La fórmula de estos

tipos de fluidos se

conoce como base

agua (WBM).

El aceite integra el

40 a 70% del

volumen, como

base en la

Las Salmueras de

diversas sales como

calcio o sodio ocupan

entre el 10 al 20%

La fórmula de estos

tipos de fluidos se

conoce como base

aceite (OBM).

Page 20: lodos de perforacion

20

Fluidos de Perforación

formulación de un

sistema (tipo) de

fluido.

como volumen, los

emulsificantes el 6% y

de un 15 a 30% de los

sólidos.

También se tienen

los fluidos base

aceite sintético

(SBM).

Fase continua y discontinua de los fluidos

3.2.2. Propiedades físicas – químicas de las arcillas

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.

3.2.2.1. Propiedades Físicas3.2.2.1.1. 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

Page 21: lodos de perforacion

21

Fluidos de Perforación

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.

3.2.2.1.2. La ReologíaEs 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

y 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.

3.2.2.1.3. Propiedades reologicas3.2.2.1.3.1. 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

Page 22: lodos de perforacion

22

Fluidos de Perforación

de corte más altas suelen causar una mayor fuerza

resistiva del esfuerzo de corte.

3.2.2.1.3.2. 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)

3.2.2.1.3.3. Viscosidad API o de EmbudoEs 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.

3.2.2.1.3.4. 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.

Page 23: lodos de perforacion

23

Fluidos de Perforación

3.2.2.1.3.5. 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.

3.2.2.1.3.6. 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:

a- Las propiedades de la superficie de los sólidos del

lodo.

b- La concentración de los sólidos en el volumen de

lodo.

Page 24: lodos de perforacion

24

Fluidos de Perforación

c- La concentración y tipos de iones en la fase líquida del

lodo.

Un fluido floculado exhibe altos valores de punto

cedente.

3.2.2.1.3.7. Esfuerzos de gelEsta 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.

3.2.2.1.3.8. PHEs 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.

3.2.2.1.3.9. FiltradoEl 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:

-Presió

-Dispersión

-Temperaturan

Page 25: lodos de perforacion

25

Fluidos de Perforación

-Tiempo

Existen dos tipos de pérdida de filtrado en el hueco.

3.2.2.1.3.10. EstáticaSe 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.

3.2.2.1.3.11. DinámicaEsta pérdida sucede cuando el lodo esta en circulación o

se está perforando, causando que el revoque sea

continuamentee 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.

3.2.2.1.3.12. Filtrado APISe 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.

3.2.2.1.3.13. Filtrado HTHPSe 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 pérdida a

condiciones de pozo mas reales en condiciones

estáticas.

Page 26: lodos de perforacion

26

Fluidos de Perforación

3.2.2.1.3.14. Filtrado HTHP DinámicoSe 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 perdida a

condiciones de pozo más reales y a condiciones

dinámicas (circulación).

3.2.2.1.3.15. % ArenaLa 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

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27

Fluidos de Perforación

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).

3.2.2.1.3.16. % Sólidos y líquidosEl 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.

Page 28: lodos de perforacion

28

Fluidos de Perforación

- 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.

3.2.2.1.4. Propiedades Químicas3.2.2.1.4.1. Dureza

Es causada por la cantidad de sales de calcio y

magnesio 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.

3.2.2.1.4.2. AlcalinidadLa 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.

Page 29: lodos de perforacion

29

Fluidos de Perforación

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.

3.2.2.1.4.3. 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.

Page 30: lodos de perforacion

30

Fluidos de Perforación

3.3.Contaminación y Tratamiento3.3.1. Introducción

Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas)

que tiene un efecto perjudicial sobre las características físicas o

químicas de un fluido de perforación. Lo que en un tipo de fluido de

perforación constituye un contaminante, en otro no será

necesariamente un contaminante. Sin embargo, este capítulo se

centrará principalmente en los siguientes contaminantes comunes de

los lodos base agua:

1. Anhidrita (CaSO4) o yeso (CaSO4•2H2O).

2. Cemento (silicato complejo de Ca(OH)2).

3. Carbonatos (gases como CO2).

4. Sal (sal de roca, agua de preparación, agua salada, magnesio,

calcio y cloruro de sodio, y agua irreducible).

5. Gases ácidos como sulfuro de hidrógeno (H2S).

6. Efecto de la temperatura.

7. Debido a lo sólidos generados durante la perforación.

Con excepción de los gases ácidos, estos contaminantes están

directamente relacionados a las reacciones de intercambio de iones

con las arcillas. Por lo tanto, la concentración de sólidos de tipo

arcilloso en un lodo base agua está directamente relacionada con la

severidad con la cual el contaminante químico afecta las propiedades

del lodo. Los lodos con niveles de MBC inferiores a 15 lb/bbl son

menos afectados por la contaminación química.

3.3.2. Contaminación de Anhidrita o YesoLa anhidrita y el yeso son sulfatos de calcio y tienen composiciones

químicas prácticamente idénticas. El yeso (CaSO4•2H2O), con su

agua fijada, es más soluble que la anhidrita (CaSO4). La severidad de

este contaminante depende principalmente de la cantidad perforada. Si

se encuentra solamente una pequeña cantidad de un contaminante,

Page 31: lodos de perforacion

31

Fluidos de Perforación

éste puede ser tolerado mediante la precipitación del ión calcio. Si se

encuentran grandes cantidades, el sistema de lodo debería ser

convertido en un sistema a base de calcio. Los sistemas a base de cal

y de yeso pueden tolerar la contaminación de anhidrita o yeso sin

afectar negativamente las propiedades del lodo. Como se muestra a

continuación, al solubilizarse en agua, el sulfato de calcio se ioniza en

iones calcio y sulfato.

3.3.2.1. Factores de DetecciónLa primera indicación de contaminación de anhidrita o yeso es el

aumento de las propiedades físicas, incluyendo la viscosidad

Marsh, el punto cedente y los esfuerzos de gel. Las principales

indicaciones de contaminación de yeso o anhidrita incluyen:

1. Aumento de la cantidad de calcio en el filtrado.

2. El pH disminuirá porque el pH del yeso (6 a 6,5) es muy bajo.

Esta reducción del pH resulta en un aumento de la cantidad de

calcio en el filtrado, ya que la solubilidad del calcio varía

inversamente proporcional al pH.

3. Debido a la solubilidad relativamente limitada de la anhidrita y

del yeso, los recortes pueden contener trazas del mineral.

4. La prueba cualitativa para el ión sulfato debería indicar un

aumento. Sin embargo, esta prueba también detecta el ión

sulfonato. La prueba carece de sentido si se usa lignosulfonato

como desfloculante principal.

3.3.2.2. TratamientoTratamiento del lodo para la contaminación de yeso/anhidrita:

1. Aumentar la concentración de desfloculante en el sistema. El

lignosulfonato y el lignito son desfloculantes eficaces en presencia

de calcio.

Page 32: lodos de perforacion

32

Fluidos de Perforación

2. El pH debe ser mantenido dentro del rango de 9,5 a 10,5 con

soda cáustica (NaOH) o potasa cáustica (KOH). Este rango de pH

limita la solubilidad del yeso y aumenta el rendimiento del

lignosulfonato.

3. Si hay demasiado calcio, será necesario usar carbonato de

sodio (Na2CO3) para precipitarlo. Debido al bajo pH de la

anhidrita/yeso (6 a 6,5), el carbonato de sodio es el carbonato

preferido porque tiene un pH más alto (11 a 11,4) que el

bicarbonato de sodio (8 a 8,5).

4. Si los iones calcio están presentes, éstos se precipitarán como

CaCO3 insoluble (caliza).

3.3.3. Contaminación de CementoEn cada pozo que se perfora existe la posibilidad de perforar a través

de cemento. Las únicas circunstancias bajo las cuales el cemento no

es un contaminante son cuando se usa agua clara, salmueras, lodos a

base de calcio o lodos base aceite, o cuando el cemento está

totalmente curado. El sistema de lodo más usado es el sistema de

bentonita de bajo pH. En este caso, el cemento puede tener efectos

muy perjudiciales sobre las propiedades del lodo.

3.3.3.1. Factores de DetecciónEl efecto inicial de la contaminación de cemento es la alta

viscosidad, altos esfuerzos de gel y la reducción del control de

filtrado. Esto resulta del aumento del pH y de la adsorción del ión

calcio en las partículas de arcilla, causando la floculación.

1. La indicación principal de la contaminación de cemento es un

aumento importante del pH, de Pm y del excedente de cal

calculado, tal como sea medido por Pm y Pf.

2. Si la cantidad de cemento perforado es relativamente

pequeña, el problema no es grave. El lodo contaminado puede ser

Page 33: lodos de perforacion

33

Fluidos de Perforación

eliminado en la zaranda o tratado con desfloculantes y

precipitantes.

3. El efecto del pH sobre la solubilidad del cemento dificulta el

tratamiento con precipitantes, a menos que se cuente con

suficiente tiempo para realizar la dilución y la reducción del pH.

Los iones hidroxilo producidos por el cemento aumentan el pH,

haciendo que el calcio (cemento) sea insoluble. Por lo tanto, un

lodo muy contaminado puede tener propiedades de flujo

típicamente bajas, debido a la reacción de intercambio de iones

calcio, al alto pH, alta alcalinidad, alto Pm, bajo calcio de filtrado y

al filtrado generalmente alto, según la concentración química del

lodo.

3.3.3.2. Tratamiento del fluido de perforación para la contaminación de cemento1. Aumentar la concentración de desfloculantes en el sistema. El

lignosulfonato y el lignito son eficaces en la presencia de calcio

dentro de un amplio rango de pH. Se puede lograr un mayor

control del filtrado, usando reductores de filtrado.

2. El cemento aumenta la alcalinidad al volverse soluble. Por lo

tanto, no es necesario añadir soda cáustica con los

desfloculantes. El bajo pH de los desfloculantes como el lignito y

el SAPP compensa algunos de los iones hidroxilo generados por

el cemento. Esto ayuda a reducir el pH y Pm, lo cual aumenta la

solubilidad del cemento (y calcio), permitiendo la precipitación.

3. El calcio de filtrado disponible puede ser precipitado por el

bicarbonato de sodio o el SAPP. El bicarbonato de sodio reduce el

pH y Pm de la misma manera que el SAPP.

4. Si el cemento es perforado con un sistema de polímeros, los

polímeros se hidrolizan por el alto pH y se precipitan por el calcio

Page 34: lodos de perforacion

34

Fluidos de Perforación

(Ca). Por lo tanto, es necesario reducir el pH y separar el calcio

(Ca2+) por precipitación.

5. En este caso, el ácido cítrico (H3C6H5O7) es el aditivo que se

debe usar. Éste precipita el cemento como citrato de calcio y

reduce el pH. Tratamiento con ácido cítrico:

6. La utilización de los equipos de eliminación de sólidos para

eliminar las partículas finas de cemento constituye otro método

para reducir la contaminación. De esta manera se retira el

cemento antes de que éste pueda disolverse a un pH más bajo.

7. El bicarbonato de sodio es un excelente agente de tratamiento

para la contaminación de cemento, porque precipita el calcio y

reduce el pH. Según el pH del fluido, el bicarbonato de sodio

forma iones carbonato (CO32) y bicarbonato (HCO3-), los cuales

precipitarán el calcio para formar carbonato de calcio (caliza), de

la manera indicada a continuación:

NaHCO3 + Ca(OH)2 → NaOH + H2O + CaCO3 ↓

Uno de los problemas que surge frecuentemente con este tipo de

tratamiento es el uso de una cantidad excesiva de carbonatos. Si

la cantidad de carbonatos presentes excede la cantidad requerida

para precipitar el calcio, los problemas del lodo relacionados con

los carbonatos pueden surgir.

OBSERVACIÓN: El carbonato de sodio no debe ser usado para

tratar la contaminación de cemento, debido a su alto pH.

Page 35: lodos de perforacion

35

Fluidos de Perforación

3.3.4. Efecto de la temperaturaLa temperatura aumenta la velocidad de reacción química de los

fluidos que están dentro del lodo. La temperatura puede romper o

degradar los polímeros del lodo y estos al degradarse pierden sus

propiedades específicas. El almidón se descompone dando iones OH-

y CO3. Los síntomas para saber que estamos sufriendo los efectos de

la temperatura son:

• Existe un incremento del filtrado.

• El PH tiende a bajar.

• El Pf baja.

• El Mf sube.

Entre los posibles tratamientos para remediar los efectos de la

temperatura tenemos:

1. Agregar al lodo polímeros que mantengan sus propiedades a altas

temperaturas.

2. Bajar el porcentaje de sólidos totales para minimizar el efecto de

floculación o bien agregar agua.

3. Agregar dispersantes.

4. Agregar material tenso activos a fin de evitar peligros de

solidificación del lodo.

5. En último caso si el lodo es base agua cambiar el lodo a base

aceite.

3.3.5. Contaminación por solidosLa contaminación por arcilla incrementa el contenido de sólidos y

disminución de la alcalinidad. Entre los tratamientos a realizarle al lodo

es usar al máximo el equipo de control de sólidos, diluir y agregar

barita si el peso disminuye, usar dispersante y soda cáustica.

Cuando la contaminación ocurre en un lodo base aceite se puede

observar un aumento constante de las propiedades reológicas,

disminución en el avance de la perforación e incremento de los sólidos

Page 36: lodos de perforacion

36

Fluidos de Perforación

de la formación en el fluido. Entre los tratamientos recomendados es

disminuir el tamaño de malla en la zaranda, observar que le equipo de

control de sólidos esté funcionando y aumentar la relación aceite/agua.

4. DiscusiónEn el siguiente trabajo elaborado podemos observar la importancia que tienen

los fluidos durante la perforación; de la misma forma los aditivos utilizados en

su diseño que le brindan propiedades características y específicas; además de

todo lo mencionado tenemos que tomar en cuenta que existen fluidos libres de

solidos como los Formiatos que bien son utilizados para la completacion de

pozos con muchas ventajas sobre los lodos convencionales (OBM o WBM)

siento menos contaminantes para con el medio ambiente. Pero una de sus

principales desventajas en cuanto al factor económico; ya que los lodos

convencionales con más económicos q los formiatos.

5. ConclusiónHemos logrado completar satisfactoriamente el estudio de los fluidos de

perforación definiendo sus respectivos componentes y el circuito que realiza

durante la perforación de un pozo.

Además conseguimos adquirir conocimientos más amplios sobre las diversas

funciones de lodo durante la perforación así como sus diferentes tipos (OMB o

WMB). Observando sus contaminaciones y tratamientos mas frecuentes.

Con el estudio aplicado logre comprender las diferentes propiedades físico-

químicas del fluido de perforación, adquiriendo cimientos concretos para mi

desempeño profesional.

5.1.RecomendaciónCon toda la información obtenida se recomienda tener cuidado al momento

de seleccionar el tipo de fluido durante la perforación, aumentando de esta

manera la eficiencia, diminución de costos de mantenimiento llegando a

optimizar el proceso de perforación. A esto no debemos olvidar la

consideración que presenta los diferentes tipos de formaciones que

pueden llegar disminuir la eficiencia de los fluidos de perforación.

Page 37: lodos de perforacion

37

Fluidos de Perforación

6. Referencia bibliográfica República Bolivariana de Venezuela, Ministerio del Poder Popular para

la Educación Superior, La Universidad del Zulia, Programa de

Ingeniería, Núcleo LUZ-C. O.L. Fluido de Perforación.

Manuel de MI - Chapter 02 SpanishFunc N° de Revisión: A-1 / Fecha de

Revisión: 14-02-01

Libro Origen del petróleo e Historia de la perforación en MEXICO tomo 3

fluidos de control

Manuel de PDVSA - CIED 2002, Centro Internacional de Educación y

Desarrollo (CIED). Fluidos de perforación.

Glossary of the Petroleum Industry, Third Edition – 1996. English –

Spanish and Spanish English. PennWell Books.

“Tecnología aplicada de Lodos” – Manual IMCO – Halliburton Company.

“Drilling Fluids Engineering Handbook” - Manual de MI – SWACO –

Edición 1999.

“Un Siglo de la Perforación en México” – Unidad de Perforación y

Mantenimiento de Pozos – PEMEX, México – 2000. Capitulo Lodos.