manual de induccion de laboratorio.doc

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1. FLUIDO DE PERFORACIÓN O LODO DE PERFORACIÓN

1.1 Definición:Fluido de base agua o base aceite cuyas propiedades han sido alteradas por sólidos, naturales o de producción industrial, disueltos y/o suspendidos. Se usa para hacer circular los recortes fuera del pozo, pero también posee muchas otras funciones en la perforación de un pozo.

1.2 Tipos:Existen muchos tipos de sistemas de fluido de perforación. Los sistemas básicos de fluido de perforación son generalmente convertidos en sistemas más complejos a medida que la profundidad y la temperatura y/o presión del pozo aumentan. Típicamente se usan varios tipos de sistemas de fluido de perforación en cada pozo. Varios factores claves afectan la selección del sistema o de los sistemas de fluido de perforación para un pozo específico. El fluido de perforación más rentable para un pozo o intervalo debería estar basado en los siguientes criterios:

Aplicación• Intervalo superficial.• Intervalo intermedio.• Intervalo productivo.• Método de completación.• Tipo de producción.

Geología• Tipo de lutita.• Tipo de arena.• Permeabilidad.• Otros tipos de formación.

Problemas potenciales• Problemas relacionados con la lutita.• Embolamiento de la Barrena/Conjunto de Fondo (BHA).• Tubería pegada.• Pérdida de circulación.• Arenas agotadas.}

Plataforma/ equipo de perforación• Locación remota.• Capacidad limitada en la superficie.• Capacidades de mezcla.• Bombas de fluido.• Equipo de control de sólidos.

Contaminación• Sólidos.• Cemento.• Sal.

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• Anhidrita/yeso.• Gases ácidos (CO2, H2S).

Datos de perforación• Profundidad de agua• Tamaño del pozo.• Ángulo del pozo.• Torque/arrastre.• Velocidad de perforación.• Peso del fluido.• Temperatura máxima.

Los fluidos de perforación base agua pueden generalmente clasificarse en una de las siguientes categorías:

• Sistemas base agua-arcilla no densificados.• Sistemas base agua-arcilla densificados y desfloculados.• Sistemas base agua-arcilla desfloculados, densificados y tratados con calcio.• Sistemas de agua salada.• Sistemas inhibidos a base de potasio.• Sistemas desfloculados de Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP).• Sistemas de polímeros ATAP.• Sistemas de polímeros encapsuladores.• Sistemas de polímeros catiónicos.• Sistemas base arcilla extendidos o floculados.• Sistemas mejorados con poliglicol.• Sistemas inhibidos a base de silicato.

• Sistemas base agua-arcilla no densificados.

Este sistema básico se compone esencialmente de bentonita y agua. Normalmente se usa este sistema para iniciar la perforación de un pozo. A medida que la perforación continúa, los sólidos de la formación se incorporan dentro del fluido de perforación. Los equipos de remoción de sólidos son usados para eliminar la mayor cantidad posible de sólidos de formación (sólidos perforados). Algunos de los sólidos nativos de la formación pueden ser de carácter bentonítico y aumentan la viscosidad del fluido de perforación. Por lo tanto, a este sistema se le atribuye frecuentemente el nombre de “fluido nativo”. Las ventajas de este sistema son un costo bajo y una Velocidad de Penetración (ROP) alta. Este sistema suele disminuir considerablemente su viscosidad con el esfuerzo de corte. Los sistemas base agua-arcilla no densificados son generalmente convertidos en otro sistema antes de alcanzar cualquier parte crítica del pozo. Por lo tanto, el contenido de sólidos debería ser mantenido a valores bajos para facilitar esta conversión. Como este sistema no está densificado, el efecto de flotabilidad que tiene sobre los recortes es bajo. Por lo tanto, la limpieza del pozo depende de la viscosidad y del caudal. La viscosidad plástica debería ser baja, si el contenido de sólidos del sistema es bajo, por lo tanto la capacidad de transporte debe ser lograda con puntos cedentes más altos. Los desfloculantes químicos reducen dramáticamente el punto cedente y la viscosidad. Esto puede causar una limpieza inadecuada del pozo. Por lo tanto, el uso de desfloculantes

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químicos en este sistema debería estar estrictamente limitado. Si se requiere un filtrado bajo, éste debería ser controlado con adiciones de bentonita (prehidratada si se usa en agua salada) y un Aditivo de Control de Filtrado apropiado.

PROPIEDADES TÍPICAS

Densidad (lb/gal) 8,5 - 10Viscosidad embudo (seg/qt) 36 - 55Viscosidad plástica (cP)** 5 - 9Punto cedente (lb/100 pies2)* 12 - 25Esfuerzo de gel inicial (lb/110 pies2) 5 - 10Esfuerzo de gel a 10 min. (lb/100 pies2) 10 - 20pH 8,5 - 10,5Pm (cm3 0,02N H2SO4) 0,1 - 1,5Pf (cm3 0,.02N H2SO4) 0,1- 1,0Calcio (mg/l) 40 - 240Cloruros (mg/l) (agua dulce) 0 - 5.000Filtrado (cm3/30 min) Según se requieraSólidos de baja gravedad específica (%) 3 - 10MBT (lb/bbl) Ver la Figura 1

Figura 1. Rangos de viscosidad plástica, punto cedente y MBT para los fluidos base agua.

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• Sistemas base agua-arcilla densificados y desfloculados

Conocidos con el término “Sistemas lignosulfonato”. Es uno de los sistemas de fluido de perforación más usados en la industria. El aditivo desfloculante principal contenido en el sistema es el lignosulfonato Los lignosulfonatos son ácidos orgánicos que le proporcionan aniones (iones negativos) al fluido. Estos aniones reducen el punto cedente y los esfuerzos de gel al neutralizar los cationes (iones positivos) en las partículas de arcilla, desfloculando con ello la lechada de arcilla y haciendo que las partículas de arcilla se repelen. Como son acídicos, requieren de un ambiente alcalino donde puedan solubilizarse. Por lo tanto se agregan iones hidroxilo, generalmente en la forma de potasa o soda cáustica (hidróxido de potasio y sodio, respectivamente) y cal (hidróxido de calcio) para aumentar el pH. Este sistema puede ser tratado para lograr un alto grado de tolerancia a la contaminación con sólidos y a la contaminación química, simplemente aumentando la concentración de lignosulfonato y lignito (ácido orgánico que también le proporciona aniones al fluido, lo cual hace que las partículas se repelen o repelan). Estos productos son desfloculantes, pero también son considerados como dispersantes y diluyentes, ya que permiten la dispersión de las partículas y reducen el punto cedente y el esfuerzo de gel del fluido de perforación. En muchos casos, una relación de dos partes de lignosulfonato a una parte de lignito constituye una combinación muy eficaz para los tratamientos, pero esta relación puede ser modificada. Los sistemas dispersos son generalmente convertidos a partir de suspensiones de agua-arcilla no densificadas o “fluidos de perforación inicial”.

La comparación entre las propiedades del fluido de perforación en la línea de flujo y en los tanques indica el grado en que los contaminantes del pozo están afectando las propiedades del fluido de perforación. Esto también refleja la estabilidad del sistema. En muchos casos, una diferencia importante de las propiedades entre la línea de flujo y los tanques indica que el fluido es inestable. El mantenimiento de este sistema (y otros sistemas de fluido de perforación) durante la perforación significa mantener las propiedades a valores predeterminados casi constantes. Estos valores son controlados por la concentración de materiales en el fluido de perforación. Cuando se añade agua al fluido de perforación para mantener una concentración aceptable de sólidos perforados, se requiere añadir productos para mantener la concentración deseada de aditivos. Por lo tanto, se debe medir o estimar el volumen de agua de dilución de manera que este volumen pueda ser usado como base para las adiciones de productos. La cantidad de dilución requerida depende del tamaño del pozo, la velocidad de penetración, el tipo de formación, el equipo de control de sólidos y la concentración óptima de sólidos perforados en el fluido de perforación. El límite de temperatura de este sistema es aproximadamente 320 ºF (160 ºC), ya que la degradación térmica del lignosulfonato es más rápida por encima de esta temperatura. El límite de temperatura de este sistema puede ser aumentado considerablemente si se aumenta la concentración de lignito y se reduce la concentración de lignosulfonato. El lignito tiene un límite de temperatura de aproximadamente 450 ºF (232 ºC).

OBSERVACIÓN: Existen lignosulfonatos que contienen cromo y puede que su uso no sea autorizado por algunos reglamentos ambientales.

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PROPIEDADES TÍPICAS

Densidad (lb/gal) 10 - 18Viscosidad embudo (seg/qt) ± (3,5 x peso del fluido)Viscosidad plástica (cP)** Ver la Figura 1Punto cedente (lb/100 pies2)* Ver la Figura 1Esfuerzo de gel inicial (lb/110 pies2) 2 - 8Esfuerzo de gel a 10 min. (lb/100 pies2) 2 - 14pH 9,5 – 11,5Pm (cm3 0,02N H2SO4) 2,0 – 5,0Pf (cm3 0,.02N H2SO4) 0,5 – 1,5Calcio (mg/l) 40 - 240Cloruros (mg/l) (agua dulce) 0 – 20.000Filtrado (cm3/30 min) Según se requieraSólidos de baja gravedad específica (%) 5 - 7MBT (lb/bbl) Ver la Figura 1

Figura 2. Rango de sólidos para los fluidos base agua densificados con barita.

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• Sistemas base agua-arcilla desfloculados, densificados y tratados con calcio.

Cuando se agrega calcio a un fluido de arcilla-agua, se produce un intercambio de bases ya que el catión calcio (Ca2+), el cual tiene una energía de enlace más alta, reemplaza el catión sodio (Na+) en las arcillas, convirtiéndolas en arcillas a base de calcio. La cantidad de calcio adsorbida por la bentonita y las arcillas nativas. Este intercambio de bases causa la deshidratación parcial de las partículas de arcilla hidratadas, reduciendo el tamaño de la capa de agua alrededor de las partículas de arcilla. La reducción del tamaño de la capa de agua permite que las partículas de arcilla hagan contacto las unas con las otras, resultando en la floculación. La floculación causa un aumento del punto cedente y de los esfuerzos de gel. Si no se usa ningún desfloculante, el tamaño de los flóculos de arcilla aumentará con el tiempo y éstos pueden precipitarse, resultando en una reducción gradual de la viscosidad plástica. Si se usa un desfloculante, las arcillas aún tendrán una capa de agua reducida, pero los flóculos de arcilla se dispersarán. Este fenómeno se produce cuando ocurre la contaminación de calcio durante la perforación y es posteriormente tratada, o cuando se convierte un fluido (“se cambia el tipo de fluido”) en un fluido de perforación a base de calcio, tal como un sistema de lignosulfonato/yeso o lignosulfonato/cal.

ALCALINIDADES

Contenido bajo de calPf (cm3 0,02N H2SO4) 0.5 - 1Pm (cm3 0,02N H2SO4) 2,4 - 4,8Exceso de cal (lb/bbl) 0,5 - 1

Contenido medio de calPf (cm3 0,02N H2SO4) 1 - 4Pm (cm3 0,02N H2SO4) 4,8 - 19Exceso de cal (lb/bbl) 1 - 4

Contenido alto de calPf (cm3 0,02N H2SO4) 4 - 10Pm (cm3 0,02N H2SO4) 19 - 46Exceso de cal (lb/bbl) 4 - 9,4

1.3 Funciones básicas:

El orden de importancia de las funciones del fluido de perforación va a ser determinado por las condiciones del pozo y las operaciones en curso, algunas de éstas no son esenciales en cada pozo, otras si (como la remoción de los recortes y el control de las presiones de la formación). Las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes:

a) Suspender y transportar los recortes de perforación hasta la superficie: la limpieza del hoyo está relacionada con la viscosidad, densidad, velocidad anular, y rotación de la columna de perforación. Las propiedades reológicas (viscosidad) de los fluidos de perforación tienen un efecto importante sobre la limpieza del pozo. Los recortes se sedimentan rápidamente en fluidos de baja viscosidad (agua, por ejemplo), en general, los fluidos de mayor viscosidad mejoran el transporte de los recortes. La mayoría de los fluidos de perforación son tixotrópicos, es decir que se gelifican bajo

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condiciones estáticas, esta propiedad permite suspender los recortes mientras que se efectúan las conexiones de tuberías y otras situaciones durante las cuales el fluido debe permanecer en condiciones estáticas. Los fluidos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen altas viscosidades a bajas velocidades anulares han demostrado ser mejores para una limpieza eficaz del pozo. 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.

Además, los fluidos de alta densidad facilitan la limpieza del pozo aumentando las fuerzas de flotación que actúan sobre los recortes, lo cual contribuye a su remoción del pozo. En comparación con los fluidos de menor densidad, estos pueden limpiar el agujero de manera adecuada, aun con velocidades anulares más bajas y propiedades reológicas inferiores. Sin embargo, el peso del fluido en exceso del que se requiere para equilibrar las presiones de la formación tiene un impacto negativo sobre la operación de perforación; por lo tanto, este peso nunca debe ser aumentado a efectos de limpieza del agujero.

Por otro lado, la remoción de los recortes es mejorada por las altas velocidades anulares. Sin embargo, con los fluidos de perforación más diluidos, las altas velocidades pueden causar un flujo turbulento que ayuda a limpiar el agujero, pero puede producir otros problemas. Si la velocidad anular del fluido de perforación es mayor que la velocidad de caída del recorte, el recorte será transportado hasta la superficie. La velocidad neta a la cual un recorte sube por el espacio anular se llama velocidad de transporte. En un pozo vertical:

Velocidad de transporte = Velocidad anular - velocidad de caída

El transporte de recortes en los pozos de alto ángulo y horizontales es más difícil que en los pozos verticales. La velocidad de transporte, tal como fue definida para los pozos verticales, no es aplicable en el caso de pozos desviados, ya que los recortes se sedimentan en la parte baja del pozo, en sentido perpendicular a la trayectoria de flujo del fluido, y no en sentido contrario al flujo de fluido de perforación. En los pozos horizontales, los recortes se acumulan a lo largo de la parte inferior del pozo, formando camas de recortes que restringen el flujo, aumentan el torque, y son difíciles de eliminar. Esta situación se presenta en agujeros de gran tamaño, cuando la bomba es de baja capacidad, si hay una integridad insuficiente de la formación y se usan herramientas de fondo que limitan el caudal.

El otro factor determinante en la limpieza de pozos es la rotación de la columna de perforación. Las altas velocidades de rotación también facilitan la limpieza del pozo introduciendo un componente circular en la trayectoria del flujo anular. Este flujo helicoidal (en forma de espiral o sacacorchos) alrededor de la columna de perforación hace que los recortes de perforación ubicados cerca de la pared del pozo, donde existen condiciones de limpieza del pozo deficientes, regresen hacia las regiones del espacio anular que tienen mejores características de transporte. Cuando es posible, la rotación de la columna de perforación constituye uno de los mejores métodos para retirar camas de recortes en pozos de alto ángulo y pozos horizontales.

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b) Controlar las presiones de la formación: 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 altitud, ubicación, y varios procesos e historias geológicas crean condiciones donde las presiones de la formación se desvían considerablemente de los 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, fluido aireado o fluidos especiales de densidad muy baja (generalmente a base de petróleo). Frecuentemente, 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 de la densidad (peso del fluido) 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. El control de pozo (o control de presión) significa que no hay ningún flujo incontrolable de fluidos de la formación dentro del pozo. El peso de fluido usado para perforar un pozo está limitado por el peso mínimo necesario para controlar las presiones de la formación y el peso máximo del fluido que no fracturará la formación. En la práctica, conviene limitar el peso del fluido al mínimo necesario para asegurar el control del pozo y su estabilidad.

c) Obturar las formaciones permeables: la 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 fluido 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 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 revoque grueso 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 fluido entero puede invadir la formación, según el tamaño de los sólidos del fluido. Para estas situaciones, será necesario usar agentes puenteantes para bloquear las aberturas grandes, de manera que los sólidos del fluido 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 pérdida 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.

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d) Mantener la estabilidad del agujero: la estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos. La composición química del fluido y sus propiedades deben combinarse para proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento. La inestabilidad del pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación, causando condiciones de agujero reducido, esto requiere generalmente el ensanchamiento del pozo hasta la profundidad original. 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. Interacciones entre el fluido y la lutita. Los sistemas con altos niveles de calcio, potasio u otros inhibidores químicos son mejores para perforar en formaciones sensibles al agua. Sales, polímeros, materiales asfálticos, glicoles, aceites, agentes tensoactivos y otros inhibidores de lutita pueden ser usados en los fluidos de perforación a base de agua para inhibir el hinchamiento de la lutita e impedir el derrumbe. La lutita está caracterizada por composiciones y sensibilidades tan variadas que no se puede aplicar universalmente ningún aditivo en particular. Los fluidos de perforación a base de petróleo o sintéticos se usan frecuentemente para perforar las lutitas más sensibles al agua, en áreas donde las condiciones de perforación son difíciles. Estos fluidos proporcionan una mejor inhibición de lutita que los fluidos de perforación a base de agua. Las arcillas y lutitas no se hidratan ni se hinchan en la fase continua, y la inhibición adicional es proporcionada por la fase de salmuera emulsionada (generalmente cloruro de calcio) de estos fluidos. La salmuera emulsionada reduce la actividad del agua y crea fuerzas osmóticas que impiden la adsorción del agua por las lutitas

e) Minimizar los daños al yacimiento: la protección del yacimiento contra daños que pudieran perjudicar la producción es de vital importancia. 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 fluido o los sólidos de perforación, o de las interacciones químicas (fluido) 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). El tipo de procedimiento y método de completación determinará el nivel de protección requerido para la formación. Por ejemplo, cuando un pozo está entubado, cementado y perforado, la profundidad de perforación permite generalmente una producción eficaz, a pesar de los daños que puedan existir cerca del agujero. En cambio, cuando se termina un pozo horizontal usando uno de los métodos de “completación en pozo abierto”, se requiere usar un fluido de “perforación del yacimiento” (fluido Dril In) – diseñado especialmente para minimizar los daños. Aunque los daños causados por el fluido de perforación no sean casi nunca tan importantes que no se pueda producir el petróleo y/o gas, sería prudente tener en cuenta los posibles daños a la formación al seleccionar un fluido para perforar los intervalos productivos potenciales. Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación son los siguientes: a) Invasión de la matriz de la formación por el fluido o los

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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 fluido con otros fluidos, tales como las salmueras o los ácidos, durante los procedimientos 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.

f) Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación: las 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 temperaturas 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 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 fluidos proporcionan una lubricación más eficaz que otros. Por ejemplo, los fluidos base de aceite y sintético lubrican mejor que la mayoría de los fluidos base agua, pero éstos pueden ser mejorados mediante la adición de lubricantes. En cambio, los fluidos base agua proporcionan una mayor lubricidad y capacidad refrigerante que el aire o el gas. El coeficiente de lubricación proporcionado por un fluido de perforación varía ampliamente y depende del tipo y de la cantidad de sólidos de perforación y materiales densificantes, además de la composición química del sistema – pH, salinidad y dureza. La modificación de la lubricidad del fluido no es una ciencia exacta. Aun cuando se ha realizado una evaluación exhaustiva, teniendo en cuenta todos los factores pertinentes, es posible que la aplicación de un lubricante no produzca la reducción anticipada del torque y del arrastre. Altos valores de torque y arrastre, un desgaste anormal, y el agrietamiento por calor de los componentes de la columna de perforación constituyen indicios de una lubricación deficiente. Sin embargo, se debe tener en cuenta que estos problemas también pueden ser causados por grandes patas de perro y problemas de desviación, embolamiento de la barrena, asentamiento ojo de llave, falta de limpieza del agujero y diseño incorrecto del conjunto de fondo. Aunque un lubricante pueda reducir los síntomas de estos problemas, la causa propiamente dicha debe ser corregida para solucionar el problema. El fluido de perforación ayuda a soportar una porción del peso de la columna de perforación o tubería de revestimiento mediante la flotabilidad. Cuando una columna de perforación, una tubería de revestimiento corta o una tubería de revestimiento está suspendida en el fluido de perforación, una fuerza igual al peso del fluido desplazado la mantiene a flote, reduciendo la carga del gancho en la torre de perforación. La flotabilidad está directamente relacionada con el peso del fluido; por lo

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tanto, un fluido de 18-lb/gal proporcionará el doble de la flotabilidad proporcionada por un fluido de 9-lb/gal. El peso que una torre de perforación puede sostener está limitado por su capacidad mecánica, un factor que se hace cada vez más importante con el aumento de la profundidad, a medida que el peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento se hace enorme. Aunque la mayoría de los equipos de perforación tengan suficiente capacidad para manejar el peso de la columna de perforación sin flotabilidad, éste es un factor importante que se debe tener en cuenta al evaluar el punto neutro (cuando la columna de perforación no está sometida a ningún esfuerzo de tensión o compresión). Sin embargo, cuando se introducen largas y pesadas tuberías de revestimiento, se puede usar la flotabilidad para proporcionar una ventaja importante. Cuando se usa la flotabilidad, es posible introducir tuberías de revestimiento cuyo peso excede la capacidad de carga del gancho de un equipo de perforación. Si la tubería de revestimiento no está completamente llena de fluido al ser introducida dentro del agujero, el volumen vacío dentro de la tubería de revestimiento aumenta la flotabilidad, reduciendo considerablemente la carga del gancho a utilizar. Este proceso se llama “introducción por flotación” (“floating in”) de la tubería de revestimiento.

g) Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la mecha: 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 fluido 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 fluido 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, 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 esfuerzo 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 fluido.

h) Asegurar una evaluación adecuada de la formación: La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación, especialmente

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durante la perforación exploratoria. Las propiedades químicas y físicas del fluido 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 fluido (Mud Loggers) controlan la circulación del fluido 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 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. Todos estos métodos de evaluación de la formación son afectados por el fluido de perforación. Por ejemplo, si los recortes se dispersan en el fluido, el geólogo no tendrá nada que evaluar en la superficie. O si el transporte de los recortes no es bueno, será difícil para el geólogo determinar la profundidad a la cual los recortes se originaron. Los fluidos a base de petróleo, lubricantes, asfaltos y otros aditivos ocultarán los indicios y otros aditivos ocultarán los indicios de hidrocarburos en los recortes. Ciertos registros eléctricos son eficaces en fluidos conductores, mientras que otros lo son en fluidos no conductores. Las propiedades del fluido de perforación afectarán la medición de las propiedades de la roca por las herramientas eléctricas de cable. El filtrado excesivo puede expulsar el petróleo y el gas de la zona próxima al agujero, perjudicando los registros y las muestras obtenidas por las pruebas FT o DST. Los fluidos que contienen altas concentraciones iónicas de potasio perjudican el registro de la radioactividad natural de la formación. La salinidad alta o variable del filtrado puede dificultar o impedir la interpretación de los registros eléctricos. superficie hasta el fondo, y las propiedades de la roca se miden a medida que las herramientas son retiradas del pozo. Para un registro con cable óptimo, el fluido no debe ser demasiado denso y debe mantener la estabilidad del pozo y suspender cualesquier recortes o derrumbes. Además, el pozo debe mantener el mismo calibre desde la superficie hasta el fondo, visto que el ensanchamiento excesivo del diámetro interior y/o los revoques gruesos pueden producir diferentes respuestas al registro y aumentar la posibilidad de bloqueo de la herramienta de registro. La selección del fluido 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 fluido no es importante. Si el núcleo será usado para estudios de inyección de agua y/o humectabilidad, será necesario usar un fluido “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 fluido suave a base de aceite con una cantidad mínima de agentes

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tensoactivos y sin agua o sal. Muchas operaciones de extracción de núcleos especifican un fluido suave con una cantidad mínima de aditivos.

i) Controlar la corrosión: Los 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 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 fluido, 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 corrosión 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.

j) Facilitar la cementación y la completación: El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación. La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y la completación exitosa del pozo. Durante la introducción de la tubería de revestimiento, el fluido 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 fluido debería tener un revoque fino y liso. Para que se pueda cementar correctamente la tubería de revestimiento, todo el fluido debe ser desplazado por los espaciadores, los fluidos de limpieza y el cemento. El desplazamiento eficaz del fluido requiere que el pozo tenga un calibre casi uniforme y que el fluido 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 fluido.

k) Minimizar el impacto al ambiente: Con 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

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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 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.

1.4. Aditivos:

PRODUCTO FUNCIÓN TIPO DE FLUIDO

Bentonita Viscosificante Base aguaGoma xántica Viscosificante Base aguaAlmidón Reductor de filtrado Base aguaPAC-LV/ HV Reductor de filtrado Base aguaGlicol Inhibidor de arcilla Base aguaAmina Inhibidor de arcilla Base aguaAcetato de potasio Inhibidor de arcilla Base aguaLignito natural/ Potásico Reductor de filtrado Base aguaLignosulfonato/ sin cromo Dispersante Base agua

Acido cítricoTratamiento para contaminación con cemento

Base agua

Bicarbonato de SodioTratamiento para contaminación con cemento

Base agua

Carbonato de calcio Densificante Base agua/ Base aceiteBarita Densificante Base agua/ Base aceite

Potasa/ Soda CáusticaAlcalinizante/ Aumento de pH

Base agua

CalAlcalinizante/ Aumento de pH

Base agua/ Base aceite

Liberador de tubería Despegar tubería Base agua/ Base aceite

DetergenteAntiembolamiento de la mecha

Base agua

Antiespumante Control de aire entrampado Base agua

Bactericida Control de bacterias Base agua

KCl Salmueras Base agua

NaCl Salmueras Base agua

Lubricante químico/ mecánico

Reducir fricción, torque y arrastre

Base agua/ Base aceite

Vassa Fluido base, fase continua Base aceiteGasoil Fluido base, lubricante Base aceite/ Base aguaArcilla organofílica Viscosificante Base aceite

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Lignito Organofílico Reductor de filtrado Base aceite

EmulsificanteFormar y mantener la emulsión

Base aceite/ Invertido

Humectante Humectación de sólidos Base aceite

Modificador reológicoAumentar lecturas a baja tasa de corte

Base aceite

Glicerina Activador polar Base aceiteCloruro de Calcio Salinidad Base aceite/ InvertidoGilsonita Reductor de filtrado Base aceiteAsfalto Estabilizador de lutitas Base aceite/ Base aguaGrafito Estabilizador de lutitas Base aceite/ Base agua

1.5. Balance de masa:

Una de las leyes básicas de la física es la ley de la conservación de la masa. Esta ley, expresa en forma simple, que la masa no puede crearse ni destruirse (excluyendo las reacciones nucleares o atómicas). Por consiguiente, la masa (o el peso) total de todos los materiales que intervienen en el proceso debe ser igual a la de todos los materiales que salen del mismo. A este tipo de sistema se le llama proceso en estado estacionario.

Entradas = Salidas

El concepto de balance de materiales o balance de masa está basado en la ley de conservación de la masa. La capacidad de realizar un balance de materiales constituye un elemento esencial de la ingeniería de fluidos de perforación. Los análisis de sólidos, las diluciones, las ecuaciones de densidad creciente y las mezclas están basados en los balances de materiales. El concepto de que la suma de los componentes debe ser igual a la suma de los productos es válido para la masa y los átomos, pero no es siempre válido para las soluciones y los compuestos, debido a las solubilidades y las reacciones químicas. Matemáticamente, el concepto de balance de materiales está dividido en dos partes:

1) El volumen total es igual a la suma de los volúmenes de los componentes individuales.

V Total = V1 + V2 + V3 + V4 + … + Vn

2) La masa total es igual a la suma de las masas de los componentes individuales.

V Total x ρ Total = V1 x ρ1 + V2 x ρ2 + V3 x ρ3 + V4 x ρ4 + … + Vn x ρDonde:

V = Volumenρ = Densidad

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Nota: El balance de masa debe realizarse en unidades consistentes para todos los cálculos.

Para resolver un balance de masas se recomienda seguir los siguientes pasos:

1) Dibujar un diagrama.2) Determinar los componentes y productos, señalar los volúmenes y las densidades

como valores conocidos o incógnitas.3) Desarrollar el balance de masas y volúmenes.4) Sustituir una incógnita en el balance de masa y resolver la ecuación.5) Determinar la segunda incógnita y calcular el consumo de materiales.

EJEMPLO 1: PREPARACIÓN DE FLUIDO DENSIFICADO.

Determinar las cantidades de materiales para preparar 1000 bbl de fluido de 10,0 lb/gal con 20 lb/bbl de Bentonita, usando Barita como agente densificante.

1) Dibujar un diagrama.

2) Determinar los componentes y productos, señalar los volúmenes y las densidades como valores conocidos o incógnitas

Componentes Densidad (lpg) Volumen (bls)

Agua 8.34 ?Bentonita 21.7 22 ver cálculo abajo

Barita 35.0 ?Fluido 10.0 1000

V Bentonita= masa de bentonita densidad de bentonita

V Bentonita= 20 lbs / bbl x 1000 bbl = 22 bbl 21,7 lbs/gal x 42 gal/bbl

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Agua

Bentonita

Barita

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ρ fluido: 10 lpgV fluido: 1000 bbl

ρ agua: 8.34 lpgV agua: ?

ρ bentonita: 21.7 lpgV bentonita: 22 bls

ρ barita: 35.0 lpgV barita: ?


3) Desarrollar el balance de masas y volúmenes.

Ecuación 1: V Fluido = V Agua + V Bent + V Barita

Ecuación 2: V Fluido x ρ Fluido = V Agua x ρ Agua + V Bent x ρ Bent + V Barita x ρ Barita

Resolver el balance de volúmenes (Ecuación 1) para una incógnita y luego sustituirla en el balance de masas (Ecuación 2).

Ecuación 1: 1.000 bbl = V Agua + 22 bbl + V Bar

V Bar (bbl) = (1.000 – 22) – V Agua = 978 – V Agua

4) Sustituir una incógnita en el balance de masa y resolver la ecuación.

Ecuación 2: V Fluido x ρ Fluido = V Agua x ρ Agua + V Bent x ρ Bent + V Barita x ρ Barita

1.000 x 10 = V Agua x 8,34 + 22 x 21,7 + (978 – V Agua) x 35

10.000 = V Agua x 8,34 + 477,40 + 34.230 – V Agua x 35

V Agua (35 – 8,34) = 477,40 + 34.230 – 10.000

V Agua (26.67) = 24.707,40

V Agua = 24.707,40/26,67

V Agua= 926,41 bbl

Entonces: VBarita = 978 – 926,41= 51,59 bbl

Sabemos que en un barril equivale a 42 galones, la densidad de la barita es 35 lpg y

ρ=m/V

Despejamos: m= ρ x V y sustituimos

m Barita = 51,59 bbl x 42 gal/bbl x 35 lbs/gal = 75837,3 lbs

Sabemos que 1 saco de barita pesa 100 lbs, entonces:

N° de sacos = 75837,3 lbs x 1 saco

100 lbs

N° de sacos = 785,37 sacos

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Figura 1. Balanza de Fluido

2. PRUEBAS FISICAS

Los procedimientos utilizados para la realizar las pruebas a los fluidos de perforación, están basados en los métodos estándar recomendados por el Instituto Americano del Petróleo (API)

2.1 Densidad del fluido (peso del fluido)

El equipo requerido para la realización de esta prueba es la balanza de fluido que consiste en una base de soporte, un recipiente con cubierta, un brazo graduado con caballete móvil, y un punto de apoyo con una burbuja de nivel.

Procedimiento:

a. Disponer de balanza de lodo y termómetro.

b. Colocar el estuche que contiene la balanza en una superficie plana y a nivel. Abrir el estuche y asegurarse que la balanza esté limpia y seca. c. Tomar una muestra de fluido y retirar la mayor cantidad posible de aire entrampado (burbujas). Tomar la temperatura de la muestra de fluido.

d. Llenar el recipiente o vaso de la balanza hasta el tope con la muestra de fluido.

e. Colocar la tapa (al hacer esto parte del fluido debe ser expulsado a través del orificio lo que indicará que el recipiente está lleno). Asegurarse de eliminar las burbujas de aire presentes en la superficie del líquido antes de tapar el recipiente.

f. Limpiar el fluido que se encuentra en la parte exterior del recipiente y del brazo de la balanza.

g. Colocar la balanza sobre el soporte. El punto de apoyo en forma de cuchilla debe encajar en la ranura de la base, mientras que el caballete móvil se utilizará para equilibrar el brazo.

h. Correr el caballete hasta que la burbuja de la balanza esté en el centro del nivel. La densidad del Fluido se lee en cualquiera de las escalas impresas en el brazo de la balanza.

i. Descartar el fluido de prueba para limpiar y secar debidamente la balanza.

2.2 Viscosidad de Embudo

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Figura 3. Viscosímetro FFANN

Figura 4. Viscosímetro OFITE

Figura 2. Embudo de Marsh

El equipo necesario para la realización de esta prueba consta de un viscosímetro de embudo Marsh, una jarra graduada de 1 cuarto de galón (946cm3), un termómetro y un cronometro digital.

Procedimiento:

a. Recoger en la jarra graduada una muestra de fluido, mantener el embudo en posición vertical, tapar el orificio de salida con un dedo.

b. Verter la muestra de fluido recién obtenida a través de la malla dentro de un embudo limpio hasta que el nivel del fluido llegue a la parte inferior de la malla (1.500 ml).

c. Retirar inmediatamente el dedo del orificio de salida del embudo y simultáneamente medir el tiempo requerido para que el fluido llene el ¼ del galón de la jarra graduada (hasta el nivel de 1-qt indicado).

e. Ajustar el resultado al segundo entero más próximo como indicación de viscosidad Marsh.

f. Registrar la temperatura del fluido en grados Fahrenheit o Celsius.

2.3 Reología (viscosidad aparente, viscosidad plástica, punto cedente y geles)

Para la determinación de la reología de un fluido se requiere un viscosímetro rotacional de lectura directa, una taza térmica y un termómetro.

Procedimiento:

a. Recoger una muestra de fluido.

b. Colocar la muestra recién agitada dentro de la taza de calentamiento y ajustar la superficie del fluido al nivel de la línea trazada en la manga del rotor.

c. Calentar o enfriar la muestra hasta120ºF (49ºC) para fluidos Base Agua o 150°F para fluidos Base Aceite. Se rota la perilla de velocidades para agitar lentamente mientras se ajusta la temperatura.

d. Se deberá girar la perilla del viscosímetro a 600 rpm hasta obtener un valor constante, registrar la lectura del dial como L600.

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Figura 5. Retorta de fluido 10ml

e. Ajustar la perilla a la velocidad de 300 rpm. Esperar hasta una lectura estable, y registrar el valor indicado como L300.

f. Realizar el mismo procedimiento para las lecturas de 200, 100, 6 y 3 rpm.

f. Para tomar las lecturas de los geles se debe girar la perilla del viscosímetro a 600 rpm durante 15 segundos aproximadamente, parar 10 segundos, luego girar la perilla a 3 rpm y registrar la máxima lectura del dial la cual equivale a la resistencia de gel a los 10 segundos.

g. Girar nuevamente a perilla a 600 rpm durante 10 a 15 segundos, parar y dejar reposar la muestra por 10 minutos y volver a girar la perilla a 3 rpm, tomar la máxima lectura obtenida en el dial y registrarla como los geles a los 10 minutos.

h. Para los geles a 30 minutos se procede de la misma manera pero la muestra se deja reposar por 30 minutos.

I. Para realizar los cálculos concernientes a esta prueba se utilizan las siguientes ecuaciones:

Viscosidad Aparente (Va) en cps. Va=L600/2

Viscosidad Plástica (Vp) en cps. Vp=L600-L300

Punto Cedente (Pc) en lbs/100pie2 Pc= L300 -Vp

2.4 Contenido Agua, aceite y sólidos.

Se usa una retorta de fluido con capacidad de calefacción en el “horno” para determinar la cantidad de líquidos y sólidos contenidos en un fluido de perforación además de espátula, lana de acero fina, grasa o lubricante para altas temperaturas, cilindro graduado de 10ml y un perforador natural.

Básicamente la muestra es calentada hasta que los componentes líquidos se vaporicen. Los vapores pasan a través de un condensador y se recogen en un cilindro graduado en porcentajes. El volumen de líquido, aceite y agua se mide directamente en porcentajes. Los sólidos suspendidos y disueltos son determinados restando de 100% o leyendo el espacio vacío en la parte superior del cilindro.

Procedimiento

a. Asegurarse primeramente que el equipo esté totalmente limpio.

b. Recoger una muestra de fluido.

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Figura 6. Filtro Prensa API

c. Llenar la cámara de expansión superior con lana de acero (previene la ebullición sobre los sólidos dentro del vaso de muestra y evitar la pérdida de vapores durante el filtrado) y lubricar la rosca de la tapa superior de la muestra y condensador con una pequeña porción de lubricante HT (facilita el desarmado del equipo).

d. Llenar el vaso de muestra con el fluido a probar casi hasta el nivel máximo. Se debe golpear suavemente los costados de la taza para expulsar cualquier cantidad de aire presente en el fluido.

e. Colocar la tapa del vaso de muestra girando firmemente y escurriendo el exceso de fluido para obtener el volumen exacto. Limpiar el fluido derramado sobre la tapa y las roscas.

f. Ajustar la taza de la muestra en la cámara superior de la retorta, colocar la retorta en el bloque aislador y el cilindro graduado debajo del drenaje del condensador.

g. Conectar la retorta y calentar la muestra hasta que deje de pasar liquido a través del tubo de drenaje o hasta que apague la luz piloto de las unidades controladas termostáticamente.

h. Leer el porcentaje de agua, aceite y sólidos directamente en el cilindro graduado. (Una o dos gotas de solución ayudará a definir el contacto aceite-agua, después de leer el porcentaje de sólidos.). Al final de la prueba, enfriar completamente, limpiar y secar el montaje de retorta.

2.5 Filtrado API (Fluidos Base Agua)

La propiedad de filtración o formación de paredes de un fluido es determinada con un filtro prensa. La prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se fuerza un fluido a través del papel filtro bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión especificadas, después de la prueba se mide el espesor del revoque sólido que se ha asentado y la cantidad de filtrado recolectado.

La prueba de filtrado API es realizada a temperatura ambiente y a presión de 100 psi, los resultados se registran como volumen en mililitros perdidos en 30 minutos.

Procedimiento

a. Disponer del equipo requerido para la realización de esta prueba: Equipo filtro prensa (celda de paredes cilíndricas, soporte inferior con tubo de drenaje, malla, empacaduras, regulador de presión con bombona, papel filtro, bombonas de presión), soporte para colocar celda, cronómetro, cilindro graduado.

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Figura 7. Filtro AP-AT

b. Antes de agregar el fluido, asegurarse que cada parte de la celda, especialmente la malla, se encuentre limpia y seca.

c. Armar la celda con el papel filtro.

d. Llenar la celda con lodo hasta una pulgada del borde superior.

e. Colocar la celda sobre el soporte, ajustar la tapa y ubicar el cilindro graduado debajo del tubo de drenaje.

f. Cerrar la válvula de alivio y ajustar el regulador para que sea aplicada una presión de 100 ± 5 psi. Dar inicio a la prueba poniendo a correr el cronómetro.

g. Mantener la presión durante el tiempo de duración de la prueba (30 minutos). Al terminar la prueba, cerrar el flujo de presión desde la bombona con el regulador y abrir con cuidado la válvula de alivio para purgar la presión dentro de la celda.

h. Registrar el volumen de filtrado recolectado en el cilindro graduado.

i. Desarmar la celda y descartar el Fluido.

j. Dejar el revoque del fluido sobre el papel y lavar ligeramente con el fluido base para quitar el exceso de fluido. Medir el espesor del revoque del fluido.

2.6 Filtrado Alta Presión – Alta Temperatura (fluidos base aceite)

La prueba estándar de filtrado ATAP o HPHT se realiza a una temperatura de 300ºF (148ºC) y una presión diferencial de 500 psi.

Procedimiento

a. Disponer de: Camisa de calentamiento HP/HT, celda con sus tornillos y orings, dos válvulas con orings, dos pasadores de seguridad, papel filtro de 2 ½” , termómetro hasta 500 °F min, llave allen 5/32”, llave ajustable de 6” o fija de ¼”, regulador de alta presión (1500 psi), regulador de baja presión (200 psi), bombonas de CO2, mezclador de alta velocidad, cronómetro y cilindro graduado.

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PRECAUCIÓN: Los cartuchos de óxido nitroso (N2O) no se deben utilizar como fuentes de presión para la filtración a alta temperatura y alta presión. Bajo estas condiciones, este gas puede detonar en presencia de grasa, aceite o materiales carbonáceos. Use mascarilla, guantes, lentes, braga o bata y botines de seguridad.

b. Coloque el termómetro en el receptáculo de la camisa y precaliente hasta 10 °F por encima de la temperatura deseada (300 °F).

c. Agite la muestra de lodo durante 10 minutos en la mezcladora de alta velocidad. Vierta la muestra de lodo en la celda correspondiente, procurando no llenar hasta más de ½ pulgada (13 milímetros) de la parte superior, para permitir la expansión. Instale el papel de filtro.

d. Complete el ensamble de la celda y, con las válvulas superior e inferior cerradas, coloque este ensamblaje en la camisa de calentamiento. Lleve ahora el termómetro al receptáculo en la celda de lodo.

e. Conecte el regulador de baja presión con la celda colectora a la válvula inferior y ajuste bien en su lugar usando el pasador de seguridad.

f. Conecte el regulador de alta presión a la válvula superior y ajuste bien en su lugar usando el pasador de seguridad.

g. Manteniendo las válvulas cerradas, ajuste los reguladores superior e inferior en 100 libras por pulgada cuadrada. Abra la válvula superior aplicando los 100 psi al fluido. Mantenga esta presión hasta que se estabilice la temperatura deseada. El tiempo de calentamiento de la muestra en la celda de filtración nunca deberá exceder una hora.

h. Cuando la muestra llegue a la temperatura deseada, aumente hasta 600 psi en la unidad de presión superior y abra la válvula inferior para iniciar la filtración. Recoja el filtrado durante 30 min, manteniendo la temperatura en 300 +/- 5 °F. Si la contrapresión aumenta por encima de 100 libras por pulgada cuadrada (psi) durante la prueba, reduzca cuidadosamente la presión sacando una porción del filtrado. Registre el volumen total de filtrado y duplique el valor.

i. Al final de la prueba, cierre la válvula inferior y luego la superior en la celda de lodos. Purgue la presión de los reguladores y retire extrayendo los pasadores de seguridad.

j. Retire cuidadosamente la celda de la camisa de calentamiento. Deje enfriar la celda y purgue la presión abriendo la válvula superior lentamente. Asegúrese de haber liberado toda la presión en la celda y proceda a desarmar y limpiar el equipo.a.

k. Recoger una muestra del fluido. Pre-calentar la camisa de calentamiento a una temperatura de 300 +/- °F.

2.7 Contenido de arena.

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Figura 8. Kit de Contenido de Arena

Figura 9. Cintas para Medir pH

El contenido de arena de un fluido se calcula usando una malla de arena. La prueba de filtrado es de uso extendido en el campo, debido a lo sencillo de la operación. El equipo de determinación del contenido de arena se compone de una malla de 2 ½ pulgadas de diámetro, de malla 200 (75 micrones), un embudo de tamaño que se ajusta a la malla y un tubo medidor de vidrio, marcado para señalar el volumen de fluido a ser añadido para leer el porcentaje de arena directamente en la parte inferior del tubo, el cual está graduado de 0 a 20%.

Procedimiento

a. Llenar de fluido el tubo medidor de vidrio hasta la marca señalada. Añadir agua hasta la siguiente marca. Tapar la boca del tubo con el pulgar y agitar enérgicamente.

b. Verter la mezcla sobre la malla, añadir más agua al tubo, agitar y verter de nuevo sobre la malla. Repetir hasta que el agua de lavado esté clara. Lavar la arena retenida por la malla.

c. Colocar el embudo en la parte superior de la malla. Introducir la extremidad del embudo dentro del orificio del tubo de vidrio. Usando un chorro fino de agua pulverizada, enjuagar la malla para arrastrar la arena dentro del tubo.

d. Esperar que la arena se asiente y usando las graduaciones del tubo, leer el porcentaje de volumen de arena.

2.8 Medición de pH

La Se usan dos métodos para medir el pH del fluido de perforación base agua dulce: un método colorimétrico modificado, usando tiras de prueba con refuerzo de plástico (palillos); y el método potenciométrico, usando el medidor electrónico de pH con electrodo de vidrio. El método de tira de plástico se usa frecuentemente para medir el pH en el campo, pero no constituye el método preferido. Este método sólo es fiable para los fluidos base agua que tienen una composición muy simple. Los sólidos del fluido, las sales y los productos químicos disueltos, y los fluidos de color oscuro causan errores en los valores indicados por las tiras de plástico indicadoras de pH

2.8.1 Papel pH (palillos indicadores)

Los palillos indicadores de pH “colorpHast” están revestidos con indicadores cuyo color depende del pH del fluido donde se introducen los palillos. Se proporcionan tablas de colores estándar para fines de comparación con el palillo de prueba, lo cual permite estimar el pH con una precisión de ± 0,5 sobre todo el rango de pH.

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Figura 10. pHmetro Digital

Figura 11. Medidor de Estabilidad Electrica

Procedimientoa. Colocar un palillo indicador de pH en el fluido y dejarlo hasta que el color se estabilice, lo cual requiere generalmente menos de un minuto. Enjuagar el palillo con agua desionizada, sin secar con un trapo.

b. Comparar los colores del palillo con el patrón de color proporcionado y estimar el pH del fluido.

c. Ajustar el pH del fluido a la unidad de pH 0,5 más próxima.

2.8.2 Medidor de pH

Para medir el pH del fluido de perforación, se recomienda el método que emplea el medidor electrónico de pH con electrodo de vidrio. Este medidor es preciso y proporciona valores de pH confiables, visto que está esencialmente libre de interferencias. Las medidas se pueden tomar rápida y fácilmente, ajustando automáticamente la pendiente y la compensación termostática.

Procedimiento:a. Recoger una muestra del fluido.

b. Limpiar los electrodos – lavarlos con agua destilada y secar.

c. Sumergir el electrodo en la muestra de fluido agitando cuidadosamente. Esperar entre 60 y 90 seg mientras que la lectura del aparato se estabiliza. Registrar la lectura con un decimal de precisión, junto a la temperatura a la cual fue tomada la medición.

2.9 Estabilidad Eléctrica

Se usa un medidor de estabilidad eléctrica para medir la estabilidad relativa de una emulsión de agua en aceite. Esta medición es realizada mediante el uso de un par de electrodos de placa separados precisa y permanentemente, sumergidos en una muestra de fluido. Se usa una fuente de alimentación de corriente continua (CC) para proporcionar un voltaje de corriente alterna (CA) que es aplicado al electrodo según un régimen constante de aumento del voltaje. El voltaje al cual la emulsión se vuelve conductora es indicado por el flujo de corriente entre los electrodos de placa; al completar el circuito, indicación numérica se estabilizará cuando se usa un medidor de lectura directa.

Procedimiento:

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a. Verter la muestra de fluido a través de la malla del Embudo Marsh. Omitir este paso para la formulación de lodos de laboratorio.

b. Colocar la muestra de fluido en la termocopa manteniéndola a 50ºC +/- 2ºC (120ºF +/- 5ºF).

c. Limpiar el electrodo de prueba con una toalla de papel limpia. Sumergir el electrodo de prueba en el aceite base usado para formular el fluido de perforación. Limpiar y secar nuevamente el electrodo con una toalla de papel.

d. Sumergir el electrodo en el lodo que se encuentra en la termocopa, moviéndolo con la mano por unos 40 seg, de modo que la temperatura y composición del lodo sean uniformes. Colocar el electrodo sin tocar las paredes o el fondo de la termocopa.

e. Pulsar el botón del medidor de estabilidad eléctrica y registrar el voltaje cuando los valores se estabilicen. Dicha lectura será registrada como la estabilidad eléctrica del fluido.

f. Repetir el procedimiento anterior con la misma muestra de fluido. Las dos lecturas de estabilidad eléctrica no deberían diferir más de un 5%. Caso contrario se debe chequear el medidor.

3. Pruebas Químicas

3.1 Fluido Base Agua

3.1.1. Alcalinidad del fluido (Pm)

Disponer del equipo requerido para la realización de esta prueba: taza de titulación, jeringa, pipeta, varilla agitadora, cilindro graduado, pHmetro (de ser necesario) acido sulfúrico 0.02N (N/50) solución indicadora de fenolftaleína y agua destilada.

Procedimiento:a. Recoger una muestra del fluido y colocar 1 ml en la taza de titulación utilizando la jeringa.

b. Diluir el lodo con un volumen entre 25 – 50 ml de agua destilada y comenzar a agitar observando el color de la mezcla.

c. Si Agregar de 4 a 5 gotas de fenolftaleína en la taza de titulación y agitar.

d. Si no aparece el color rosado el Pm es igual a cero.

e. Si aparece color rosado o rojo, titular la muestra con solución de acido sulfúrico 0,02 N hasta que el color rosa desaparezca y la muestra retorne a su color original. Si la

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muestra está oscurecida de manera tal que el cambio de color no es evidente, el punto final se tomará cuando el valor de pH llegue a 8.3 (medido con el pH metro).

f. Registrar la cantidad de acido sulfúrico usada (en ml) por cada ml de lodo como Pm.

3.1.2. Alcalinidad del Filtrado (Pf y Mf)

Disponer del equipo para la realización de esta prueba, el cual consta de: muestra de filtrado de fluido base agua, recipiente de titulación, pipetas, solución de H2SO4 0.02 N, solución indicadora de fenolftaleína al 1%, solución de anaranjado de metilo al 0.1%, agitador de vidrio o agitador magnético, pHmetro.

3.1.2.1 Pf

Procedimiento:a. Recoger una muestra de filtrado y colocar 1 ml (o una cantidad mayor de muestra) en el recipiente de titulación.

b. Agregar 2 ó más gotas de fenolftaleína y agitar la mezcla. Si no se observa cambio de color Pf=0. Si la muestra cambia a rosado comenzar a agregar H2SO4 0.02 N gota a gota agitando continuamente hasta que el color rosa desaparezca y el filtrado adquiera su color original. Si la muestra de filtrado presenta una coloración tan fuerte que es difícil observar el cambio de color a simple vista, se considerará que se ha alcanzado el punto final al obtener un valor de pH de 8,3.

c. Registrar el Pf como el número de mL de H2SO4 gastados para llegar al punto final.

3.1.2.2. Mf

Procedimiento:a. A la muestra que ha sido titulada al punto final del Pf agregar de 2 a 3 gotas de anaranjado de metilo.

b. Agregar H2SO4 0,02 N gota a gota con agitación hasta que el color de la muestra cambie de amarillo naranja a rosado. Si la muestra de filtrado presenta una coloración tan fuerte que es difícil observar el cambio de color a simple vista, se considerará que se ha alcanzado el punto final al obtener un valor de pH de 4,3.

c. El total de H2SO4 0,02N gastado se reporta como Mf, es decir, la cantidad de H2SO4

gastado en la prueba de Pf + el gastado en Mf.

A través de la siguiente tabla se pueden calcular la concentración de los iones de hidroxilo (OH-), carbonato (CO3

-2) y bicarbonato (HCO3-).

CONCENTRACION, mg/l

CRITERIOS OH- CO3-2 HCO3

-

Pf = 0 0 0 1220 Mf

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2 Pf < Mf 0 1200 Pf 1200 (Mf - 2Pf )

2 Pf = Mf 0 1200 Pf 0

2 Pf > Mf 340 (2 Pf - Mf ) 1200 (Mf - Pf ) 0

Pf = Mf 340 Mf 0 0 Tabla 1. Cálculos de concentración de los iones hidroxilo, carbonato y bicarbonato para fluidos de perforación base agua.Nota: Si se utiliza H2SO4 0,1N (N/10), la cantidad de acido gastado se multiplica por 5

3.1.3. Cloruros (Cl-)

La prueba de sal, o cloruro, es muy importante en las áreas donde la sal puede contaminar el fluido de perforación. La sal puede provenir del agua de preparación, sacos, capas discontinuas, estratos o corrientes de agua salada. Disponer del equipo necesario para realizar la prueba: un recipiente de titulación, varilla de agitación, pipetas, agua destilada, soluciones indicadoras de cromato de potasio, fenolftaleína, acido sulfúrico N/50, nitrato de plata 0.0282N ó 0.282N.

Procedimientoa. Agregar 1ml de filtrado dentro de la taza de titulación y observar el color del filtrado. Agregar de 2 a 3 gotas de fenolftaleína. Si el filtrado se torna rosado, titular con acido sulfúrico 0,02 N hasta que el color rosa desaparezca.

b. Agregar a la muestra anterior de 25 a 50 ml de agua destilada y 5-10 gotas de Cromato de Potasio.

c. Agitar continuamente mientras se titula con solución estándar de nitrato de plata hasta que el color cambie de amarillo a anaranjado y persista por 30 segundos.

d. Registrar el volumen de nitrato de plata requerido para el punto final. Si el volumen de nitrato de plata usado excede los 10 ml, repetir el procedimiento usando un volumen de filtrado menor.

e. Reportar la concentración del ión cloruro de la siguiente forma:

Si usa 0.0282N: ppm de cloruro= (ml de nitrato de plata usados*1000/ ml de filtrado)

Si usa 0.282N: ppm de cloruro= (ml de nitrato de plata usados*10000/ml de filtrado)

Ppm de NaCl= ppm de cloruros * 1.65

3.1.4. Dureza Total (calcio)

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Disponer del material requerido para la realización de esta prueba: solución de versenato buffer (EDTA), solución amortiguadora de calcio buffer, indicador de dureza, recipiente de titulación, tiras de pH, pipetas graduadas, beaker, agua destilada y agitador.

Procedimientoa. Agregar 50 ml de agua destilada al recipiente de titulación. Agregar 20-40 gotas de solución buffer y 10-15 gotas de indicador al recipiente de titulación.

b. Si se desarrolla un color rojo vinoso a púrpura, el agua desionizada usada contiene dureza. Si existe el cambio de color, agregar solución titulante de dureza total, gota a gota, mientras se agita, hasta que el agua torne a un color azul brillante.

c. Usando la pipeta, agregar 1 ml de filtrado dentro del recipiente de titulación y agitar. Si el calcio y/o el magnesio están presentes en el filtrado, se volverá a desarrollar un color rojo vino a púrpura.

d. Agregar la solución de titulación de dureza total, agitar continuamente, hasta que la muestra nuevamente cambie al color azul brillante.

e. Registrar el volumen de EDTA requerido para titular el filtrado hasta el punto final

f. Calcular la dureza total como iones Ca+2 y Mg+2 de la siguiente forma:

Dureza (mg/l) = (VEDTA / Vf)*400 (Para solución EDTA de 20 EPM)

Dureza (mg/l) = (VEDTA / Vf)*400 (Para solución EDTA de 2 EPM)

Donde:VEDTA: ml de EDTA usados en la titulación. Vf: ml de filtrado.

3.1.4. Capacidad de Azul de Metileno (MBT)

La capacidad de Azul de Metileno de un fluido de perforación es una indicación de la cantidad de arcillas reactivas (bentonita o sólidos de perforación) presentes, además da un estimado de la capacidad total de intercambio catiónico (CIC) de los sólidos en el fluido de perforación.

Disponer de todo el equipo requerido para la realización del ensayo con azul de metileno (MBT): Frasco erlenmeyer, pipetas, cilindro graduado, varilla de agitación, jeringa, calentador u hornilla eléctrica, agua destilada, acido sulfúrico 5N, solución de peróxido de hidrogeno al 3 %, solución de azul de metileno y papel de filtro API.

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Procedimientoa. Recoger una muestra del fluido.

b. Agregar 10 ml de agua destilada en el frasco erlenmeyer. Posteriormente, con ayuda de la jeringa añadir 1 ml (o un volumen mayor) de la muestra de fluido. Agitar con el agitador magnético para dispersar la muestra.

c. Añadir 15 ml de solución de peróxido de hidrogeno al 3%.

d. Añadir 0.5 ml de solución de H2 SO4 5N.

e. Registrar Colocar el frasco erlenmeyer sobre el calentador y hervir por 10 minutos a fuego lento.

f. Retirar el frasco erlenmeyer de la hornilla eléctrica, diluir con agua destilada hasta completar 50 ml y dejar enfriar la muestra.

g. Añadir 0.5 ml de solución de azul de metileno al frasco erlenmeyer.

h. Agitar la mezcla aproximadamente por 20 segundos y trasferir una gota con la varilla agitadora al papel de filtro. Sí se forma una aureola azul alrededor de la gota, agitar la mezcla aproximadamente 2 minutos y transferir otra gota al papel de filtro. Sí se forma la aureola azul nuevamente se ha llegado al punto final de la prueba y se debe registrar el volumen de solución de azul de metileno utilizado hasta llegar a este punto.

i. Si no se forma la aureola azul, seguir añadiendo solución de azul de metileno en incrementos de 0,5 ml hasta que aparezca la aureola azul alrededor de la gota sobre el papel de filtro.

j. Fórmulas asociadas:

CIC= ml de solución de azul de metileno/ ml de muestra del fluido.MBT= CIC*5

Donde:CIC= Capacidad de Intercambio Catatónico

OBSERVACIÓN: Además de la bentonita, los fluidos de perforación suelen contener otras substancias que absorben el azul de metileno. El tratamiento con peróxido de hidrógeno tiene por objeto eliminar el efecto de las materias orgánicas tales como CMC (carboximetilcelulosa), poliacrilatos, lignosulfonatos y lignitos.

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3.2. Fluido Base Aceite

3.2.1. Alcalinidad y Salinidad

Procedimientoa. Añadir en el erlenmeyer 100 ml de mezcla alcohol / xileno. Agregar al erlenmeyer 2 ml de lodo usando la jeringa. Agitar la mezcla hasta que se vuelva homogénea.

b. Añadir a la mezcla anterior 200 ml de agua destilada y 15 gotas de fenolftaleína.

c. Mientras se agita con un agitador magnético, titular con acido sulfúrico0,1 N hasta que el color rosa desaparezca.

d. Seguir agitando por 5 minutos. Si el color rosa no reaparece el punto final ha sido alcanzado. Si el color rosa reaparece volver al paso anterior. Repetir hasta que el color rosa desaparezca por completo.

e. Registrar el volumen de acido sulfúrico 0,1 N usado en las titulaciones entre ml de muestra como la alcalinidad del fluido.

f. Alcalinidad del fluido: Vol (ml) de ácido sulfúrico 0.1 N usado en la titulación/ ml de muestra.

El exceso de cal se expresará como:

Exc = Alcalinidad del fluido (ml)*1,295 lbs/bbls

g. Luego de determinado el punto final se agrega un (1) cc de H2DO4 (0.1 N) en exceso sin meterlo en el valor final.

h. Añadir a la misma muestra de 10 a 15 gotas de indicador de Cromato de Potasio, se observa un color amarillo verdoso, como el aceite.

i. Mientras se agita la muestra, titular lentamente con el reactivo de nitrato de plata de 10000 ppm (0.282) hasta obtener el primer cambio de color. (Anaranjado claro).

j. Use el volumen de reactivo de nitrato de plata utilizado para obtener el punto final en el paso (10) y calcule la salinidad de acuerdo con la siguiente ecuación:

Cloro del Lodo = [cc AgNO3 / cc de lodo]*10000 (mg / lts)

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%W/Wt (CaCl2) = 1.565*( cc AgNO3 / cc de lodo )__________ *100

(1.565* (cc AgNO3 / cc de lodo) + % de agua de la retorta)

CaCl2 (Lbs/ Bls) = [5.48* cc AgNO3 / cc de lodo]

CaCl2 (ppm) = ______ 1.565*( cc AgNO3 / cc de lodo )__________ *1*106

(1.565* (cc AgNO3 / cc de lodo) + % de agua de la retorta)

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4. Riesgos asociados al laboratorio

4.1 Equipos de protección personal en el laboratorio

El uso de los equipos de protección personal en el laboratorio, con el fin de que la medida de protección sea lo más acertada posible, se deben analizar una serie de aspectos como la necesidad de su uso, la elección del equipo adecuado, la adquisición, la normalización interna de uso, la distribución y la supervisión.

4.2 Necesidad de uso

La necesidad de utilizar equipos de protección personal en el laboratorio deriva, por un lado, de la imposibilidad técnica o económica de instalar una protección colectiva eficaz y, por otro, de la existencia de riesgos residuales. Para ello hay que llevar a cabo la evaluación de los riesgos en el conjunto del laboratorio, estudiando específicamente los productos químicos utilizados, su manipulación, el instrumental utilizado, la tecnología aplicada y todas aquellas actividades que se llevan a cabo, valorando todos los aspectos de las mismas que puedan constituir factores de riesgo. A continuación se describe algunas de las operaciones y actividades más frecuentes que se realizan en un laboratorio se.

Actividades más frecuentes y riesgos asociados

Operaciones/actividades Riesgos EPP utilizables

Manipulación de: Solventes y

productos volátiles Equipos a

temperaturas elevadas

Equipos a presiones elevadas

Jeringas y material de vidrio

Botellas a presión

Extracciones en frío y en caliente

Inhalación de vapores orgánicos

Irritación de la piel y vías respiratorias

Salpicaduras y proyecciones

Quemaduras Incendios Cortes y

pinchazos

Lentes Guantes Mascarillas

Pantallas faciales

Manipulación de:

• Productos Químicos

• Fluidos

Inhalación de vapores, polvos

Contacto dérmico

Guantes Mascarillas

Pantallas faciales

Manipulación de productos con

Exposición a cancerígenos,

Lentes Guantes

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riesgos específicos mutágenos y tóxicos para la reproducción

impermeables Guantes resistentes

a cortes y punciones

Mascarillas

Almacén y trasvases Incendios Vertidos

Salpicaduras

Lentes Guantes Delantal

Mascarilla

a. El estudio de los riesgos asociados a las diferentes operaciones y manipulación de productos que se realizan en el laboratorio permite la elección de los equipos de protección personal necesarios, su utilización, distribución y mantenimiento.

b. En este caso no debe confundirse la protección del material, normalmente por cuestiones de esterilidad, de la del trabajador.

c. Deben estar sujetos a los requerimientos normativos específicos.

d. Puede considerarse su uso de manera general en el laboratorio para situaciones de emergencia o autosalvamento.

4.3 Lo que se puede hacer y no se puede hacer en un laboratorio

a. SIEMPRE use lentes de protección, con sus protecciones laterales, cuando esté en el laboratorio.

b. Se recomienda que se utilice braga o delantal protector.

c. los guantes de goma desechables disponible, si desea utilizarlos.

d. Está terminantemente prohibido fumar y comer en el laboratorio.

e. ¡NO DERRAME NINGUN TIPO DE FLUIDO EN EL LAVADERO!. USE el balde de reciclado para todos los desechos de fluidos.

f. Notifique y entregue cualquier equipamiento y material que se encuentre roto, fuera de calibración o que no funciones correctamente.

g. Use propipetas para titular, NO opere las pipetas con la boca.h. USE la pipeta apropiada para titular, lo que evitará la contaminación cruzada de los reactivos o las pipetas.

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i. USE una jeringa de vidrio para el LODO! (no use las pipetas).

j. NO lave los envases ni equipos sucios de fluidos base aceite con agua.

k. SEQUE todos los equipos a fondo antes de guardarlo.

l. LIMPIE EL LABORATORIO A FONDO ANTES DE SALIR.

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Bibliografía

ESVENCA.: Procedimiento y Prácticas Operativas de Laboratorio. Laboratorio ESVENCA, Costo Arriba vía Caripito, Maturín, Edo Monagas, Venezuela, Julio 2009.

MI SWACO.: Manual de Laboratorio. Escuela Básicas de Lodos: M-I SWACO World Headquarters: 5950 North Course Drive, Houston, TX 77072, Enero 2005.

MI SWACO.: Manual de Ingenieria de Fluidos. Escuela Básicas de Lodos: M-I SWACO World Headquarters: 5950 North Course Drive, Houston, TX 77072, Enero 2001.

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