Saman. Fluidos de Perforacion
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Ubicación del Campo Lagocinco
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Fluidos de Perforación
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Ubicación del Campo Lagocinco
EDADES DE LAS FORMACIONES
Formación El Milagro (Pleistoceno): Conformada por areniscas friables de
color gris claro a gris verdoso y arcilitas gris clara y amarilla propia de un
ambiente fluvio-deltaico y lacustre. Formación Onia (Plioceno): Conformada
de base a tope por areniscas y limolitas abigarradas, gris verdoso, de grano
grueso a medio, arcillosas, micáceas de color gris claro y amarilla,
predominante de un ambiente fluvio-deltaico y lacustre. Formación La Puerta
(Mioceno Superior): Conformada principalmente por arcilitas abigarradas de
color azul, rojo, amarillo y verdes, arcillas rojas y areniscas grises. Presenta
algunos fósiles indicativos de aguas salobres.
Formación Lagunillas (Mioceno Medio): En términos generales, la
formación consiste en areniscas poco consolidadas, arcillas, lutitas y algunos
lignitos. Las características individuales de los Miembros reflejan el cambio
de ambiente marino somero a fluvio-deltaíco. El Miembro Lagunillas inferior,
está compuesto por areniscas friables, de grano fino, color variable de
marrón a gris claro y blanco, intercaladas con lutitas de color gris claro, gris
verdoso o gris oscuro.
El Miembro Laguna, está conformado principalmente por lutitas grises
fosilíferas y además, por areniscas de color gris o marrón localmente
glauconíticas y arcillas arenosas moteadas. El Miembro Bachaquero está
conformado por areniscas altamente arcillosas, de color gris o marrón con
arcillas grises, marrón o moteadas, lutitas grises a gris azulado y lignitos. El
ambiente depositacional de la parte inferior de la Formación Lagunillas se
considera marino somero regresivo oscilante con condiciones salobres
dominantes.
Formación La Rosa (Mioceno Inferior): Está representada por sedimentos
de origen marino, se divide en dos intervalos, el superior es lutítico conocido
como las Lutitas de La Rosa y el intervalo inferior en su parte basal se
conoce como Arenisca de Santa Bárbara. La Formación está conformada por
lutitas verdosas fosilíferas, intercalaciones de lutitas y areniscas gris oscuro a
claro. Constituye una zona de presiones anormales. El Miembro Santa
Bárbara, es una unidad arenosa pobremente consolidada y en parte
arcillosa.
Formación Misoa (Eoceno): A grandes rasgos, está constituida por
areniscas, limolitas y lutitas intercaladas. Las areniscas presentan tamaño de
grano variado, mayormente de grano fino y grada a limolitas; duras,
micáceas y carbonáceas. Representa un ambiente de sedimentación tipo
Fluvio-deltaíca. Esta Formación ha sido dividida en dos Miembros informales,
llamados B y C. En la sección Superior de la Formación Misoa se encuentran
las arenas “B” clasificadas en B- Inferior. Ver Figura 2.
Sistema de fluidos
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán 2.010) un sistema de
fluidos es el que se prepara, almacena, bombea, inyecta y circula
permanentemente, un lodo de perforación que cumple varios objetivos:
lubrica la mecha, sostiene las paredes del pozo y transporta a la superficie el
material sólido que se va perforando para así obtener mejores resultados en
la perforación.
Fluidos de Perforación
Es un fluido en circulación que se utiliza en la perforación rotatoria para
cumplir cualquiera o todas las funciones requeridas en las operaciones de
perforación. Este liquido o gas es la fase continua del lodo de perforación
mientras que las partículas de sólidos, burbujas de gas y glóbulos de fluidos
forman la fase descontinúa. (Baroid, manual de fluido de perforación 2010).
El Ing. Ali Prieto (2006). Nos dice que el fluido de perforación debe de
poseer características físicas y apropiadas que pueden ser aire o gas, agua,
petróleo, aceite y combinaciones de agua y aceite con diferentes contenidos
de sólidos. No debe de ser toxico, corrosivos ni inflamable pero si inerte a
las contaminaciones de sales solubles o minerales, y además, estables a las
temperaturas. Debe de mantener las propiedades según las exigencias de
las operaciones y debe de ser inmune al desarrollo de bacterias
El fluido de perforación tiene un propósito fundamental, que es hacer
rápida y segura la perforación y cumplir con ciertas funciones. Sus
propiedades se deben determinar con distintos ensayos, y es
responsabilidad en el especialista en lodo comparar las propiedades que
tiene el fluido al entrar y salir del hoyo para realizar los ajustes que sean
necesarios, si el lodo falla en satisfacer una u otra funciones, se pueden
cambiar sus composiciones o mejorar agregándole agua si son para fluido
base agua o aceite, si son para fluidos base aceite, arcillas comerciales,
material densificarte o alguna producto químico.
Funciones del fluido de Perforación
Igualmente el (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010.) describe
las funciones de los fluidos de perforación como las tareas que el fluido de
perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de estas no sean
esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes y el control de las
presiones de la formación son sumamente importantes. Aunque el orden de
importancia sea determinada por las condiciones del pozo y las operaciones
en curso. Entre las funciones de perforación más comunes son las
siguientes:
Retirar los Recortes del Pozo.
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 de agujero) depende del tamaño, forma y densidad de los
recortes, unidos de 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.
Al mismo tiempo (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010.)
establece viscosidad: las propiedades geológicas 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) y son difíciles de circular fuera del pozo. 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 en
condiciones estáticas.
Esta característica puede suspender los recortes mientras que se efectúan
las conexiones de tubería y otras situaciones durante las cuales no se hace
circular el lodo. Los fluidos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de
corte y que tienen altas viscosidades a altas velocidades han demostrado ser
mejores para una limpieza eficaz del pozo.
Según el (Manual de Fluidos de Perforación Samán (2.010), Velocidad: La
remoción de los recortes es manejado por las altas velocidades anulares. Sin
embargo con los fluidos de perforación mas diluidos, las altas velocidades
pueden causar un fluido turbulento que ayuda a limpiar el agujero. La
velocidad a la cual un recorte se sedimenta en un fluido se llama velocidad
de caída. 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.
Vt = Va - Vc (1)
Donde,
Vt = Velocidad de Transporte.
Va = Velocidad Anular.
Vc = Velocidad de Caída.
En los pozos horizontales y de alto ángulo se utilizan otros métodos:
a) El uso de fluidos tixotrópicos que disminuyen su viscosidad con el
esfuerzo de corte y que tiene una alta viscosidad a muy baja velocidad de
corte (LSRV) y condiciones de flujo laminar.
Ejemplo de estos tipos de fluido incluyen los sistemas de biopolímeros, y
las lechadas de bentonita floculadas tal como sistemas a base de Hidróxido
de Metales Mezclados (MMH). Dichos fluidos proporcionan una alta
viscosidad con un perfil de velocidad anular relativamente plano, limpiando
una mayor porción de la sección transversal del pozo.
b) El uso de un alto caudal y de un fluido de perforación disperso para
obtener un flujo turbulento.
El flujo turbulento proporciona una buena limpieza del pozo e impedirá que
los recortes se sedimenten durante la circulación, pero estos se
sedimentaran rápidamente cuando se interrumpa la circulación. Este método
funciona manteniendo los recortes suspendido bajo el efecto de la
turbulencia y de la alta velocidad anular.
Igualmente (Manual de Fluidos de Perforación Samán 2.010) define la
Densidad: Los fluidos de alta densidad facilitan la limpieza del pozo
aumentando las fuerzas de flotación que actúan sobre los recortes, lo cual
constituye su remoción del pozo. En comparación de menos densidad, los
fluidos de alta densidad, pueden limpiar el agujero de manera adecuada, aun
con velocidades anulares más bajos y propiedades reológicas inferiores. Sin
embargo la densidad del fluido de perforación mayor a la requerida para
equilibrar las presiones de la formación tienen un impacto negativo sobre la
operación de perforación; por lo tanto esta densidad nunca debe ser
aumentado a efectos de limpiar el agujero.
Controlar las Presiones de la Formación
Las presiones de las formaciones se deben controlar para una operación
de perforación segura. A medida que la presión de la formación aumenta, se
aumenta la densidad del fluido de perforación agregando material
densificante 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 una arremetida o la presión
ejercida por la columna de fluido de perforación mientras están estática (no
circulando) se llama presión hidrostática y depende de la densidad de la
profundidad Vertical (PV) 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.
La presión hidrostática también controla los esfuerzos adyacentes al pozo
no ejercidos por los fluidos de la formación. En las regiones geológicamente
activas, las fuerzas tectónicas imponen esfuerzo sobre las formaciones y
pueden causar la inestabilidad de los pozos, aunque la presión del fluido de
la formación este equilibrada. Los pozos que se encuentran ubicados en
determinadas formaciones que generalmente son sometidas a muchos
esfuerzos tectónicos pueden ser estabilizados equilibrando esto esfuerzos
con la presión hidrostática. Igualmente, la orientación del pozo en los
intervalos de alto ángulo puede reducir la estabilidad del pozo, lo cual
también se puede controlar con la presión hidrostática con mucho más éxito.
Las presiones normales de formación varían de un gradiente de presión
de 0,433 lpc (equivalentes a 8,33 lb. /Sal de agua dulce) en las áreas
ubicadas tierra adentro, a 0,465 lpc/pie (equivalente a 8,95 lb. /Sal) en las
cuencas marinas. La elevación, ubicación, y varios procesos e historia
geológicas crean condiciones donde 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
lpc/pie) hasta más de 20,0 lb. /gal (1,04 lpc/pie)
Las deformaciones con presiones por debajo de lo normal se perforan
frecuentemente con el aire, gas, nieblas, espumas rígidas, lodos aireados o
fluidos especiales de densidad ultra baja (generalmente a base de petróleo).
La densidad del fluido de perforación usada para perforar un pozo está
limitada por la densidad mínima necesaria para controlar las presiones de la
formación y la densidad máxima del fluido de perforación que no fracturara la
formación. En la práctica, conviene limitar la densidad del fluido al mínimo
necesario para asegurar el control del pozo y la estabilidad del pozo.
Suspender y Recargar los Recortes
Los fluidos de perforación deben suspender los recortes de perforación,
los materiales densificantes y los aditivos bajos 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 asientan
durante condiciones estáticas pueden causar puentes y rellenos, los cuales,
por su parte, pueden producir el atascamiento de la tubería o una pérdida de
circulación. El asentamiento ocurre con mayor frecuencia bajo condiciones
dinámicas en el pozo de alto ángulo donde el fluido está circulando a bajas
velocidades anulares.
Las altas concentraciones de sólidos de perforaciones son perjudiciales
para prácticamente cada aspecto de la operación de perforación,
principalmente la eficacia de la perforación y la velocidad de penetración
(VDP). Estas concentraciones aumentan la densidad y la viscosidad,
produciendo mayores costos de mantenimientos y una mayor necesidad de
dilución. También aumenta 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 fluido de alta viscosidad que disminuye 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 disminuye su viscosidad con el esfuerzo de
corte, los cuales tienen alto contenido de sólidos y 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.
Figura: 3 Transporte de ripios de perforación. Tomado de (Manual de
Fluidos de Perforación Samán, (2.010)
Obturar la Formación Permeable
La permeabilidad se refiere a la capacidad de una formación porosas que
permite moverse a través de 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 formación el filtrado invade la
formación y un revoque se deposita en las paredes del pozo. Los sistemas
de fluidos de perforación deben estar diseñados para depositar sobre la
formación un delgado revoque de baja permeabilidad con el fin de limitar la
invasión del filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita numerosos
problemas durante la perforación y producción del pozo. En las formaciones
muy permeables con grandes gargantas de poros del fluido entero puede
invadir la formación según el tamaño de los sólidos. Para esta situación será
necesario tener agentes pontiantes para bloquear las aberturas grandes de
manera que los sólidos de los fluidos de perforación que puedan formar un
sello.
Mantenimiento de la Estabilidad del Agujero
El pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos tales
como (presión y esfuerzo). La composición química y las propiedades de los
lodos 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 intervalo necesario para equilibrar las fuerzas
mecánicas que actúan sobre el pozo (presión de formación, esfuerzo pozo
relacionado con la orientación y la tectónica). La inestabilidad del pozo
suelen ser indicada por derrumbe o reducción del tamaño del hoyo,
causando condiciones de agujero, puentes y relleno durante la maniobra.
Esto requiere generalmente la calibración del hoyo hasta la profundidad
original.
La estabilidad del pozo se obtiene cuando este 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 costo de la cementación y cementación
defectuosa.
El ensanchamiento del pozo a través de la formación de arena y arenisca
se debe principalmente a las acciones mecánicas, siendo la erosión causada
generalmente por las fuerzas hidráulicas y las velocidades excesivas a través
de las toberas de la barrena. Se puede reducir el ensanchamiento
considerablemente a través de las secciones de arena adoptando un
programa de hidráulica más prudente, especialmente a lo que se refiere a la
fuerza de impacto y a la velocidad de las toberas.
En las lutitas si la densidad del fluido de perforación es suficiente para
equilibrar el esfuerzo de formación, los pozos son generalmente estables.
Los fluidos de perforación a base agua las diferencias químicas causan
interacciones entre los fluidos de perforación y las lutitas, las cuales pueden
producir con el tiempo hinchamiento o su dispersión en el fluido. Esto causa
otro problema tales como el asentamiento y condiciones de agujero reducido,
las lutitas secas, quebradiza, altamente fracturada con altos ángulos de
buzamiento pueden ser extremadamente inestables cuando son perforadas.
Minimizar los Daños al Yacimiento
La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la
producción es muy importante. La reducción de la porosidad o permeabilidad
natural de una formación productora es considerada como daño a la
formación. Estos daños pueden producirse como resultado de la obturación
causada por los fluidos de perforación o los sólidos de perforación, o de las
interacciones químicas y mecánica (conjunto de perforación) con la
formación. Algunos de los mecanismos causantes de los daños a la
formación son los siguientes:
a) Invasión de la matriz de la formación por los fluidos de perforación
o los sólidos de la formación obturando los pozos.
b) Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del yacimiento,
reduciendo la permeabilidad.
c) Precipitación de sólidos como resultado de la incompatibilidad
entre el filtrado y los fluidos de la formación.
d) Precipitación de sólidos del filtrado del fluido de otros fluidos, tales
como las salmueras y 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 magnitud de daño a la formación se puede determinar a partir de los
datos de pozos en referencia y del análisis de los núcleos de la formación.
Enfriar, Lubricar y Flotabilidad del Conjunto de Perforación
Las fuerzas mecánicas e hidráulica en las zonas donde la columna de
perforación rotatoria roza contra la tubería de revestimiento y el pozo
generan una cantidad considerable de calor por fricción. La circulación del
fluido de perforación enfría la barrena y el conjunto de perforación, disipando
este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo. Además de enfriar,
los fluidos de perforación lubrican la columna de perforación, reduciendo aun
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 el efecto refrigerante y
lubricantes del fluido de perforación y la lubricidad en un fluido en particular
es medida por su coeficiente de fricción y algunos fluidos de perforación
proporcionan una lubricación más eficaz que otra.
El coeficiente de lubricación proporcionado por el fluido de perforación
varia ampliamente y depende del tipo y la cantidad de solidó de perforación y
materiales densificantes, además de la composición química del sistema -
PH salinidad y dureza, la modificación de la lubricación del fluido de
perforación no es una ciencia exacta. Aun cuando se haya 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 torque y arrastre, un desgaste normal y el agrietamiento por
calor de las 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 problemas de desviación,
de las barrenas, asentamiento, ojos de llave, limpieza del agujero y diseño
incorrecto del conjunto de fondo. Aunque un lubricante pueda reducir los
síntomas de estos problemas, la causa propiamente dicha puede ser
corregida para solucionar el problema.
El fluido de perforación ayuda a soportar una porción de la densidad de la
columna de perforación o columna 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 a la densidad del fluido desplazado la mantiene a flote
reduciendo la carga del gancho en la torre de perforación. La flotabilidad está
directamente relacionada con la densidad del fluido; por lo tanto un de 18
lb. /gal proporcionara el doble de la flotabilidad proporcionada por un fluido
de 9 lb. /gal.
Transmitir la Energía Hidráulica a las Herramientas y a las Barrenas
La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de
penetración (VDP) mejorando la remoción de recortes en la barrena. Esta
energía también alimentan los motores de fondo que hacen girar las
barrenas y las herramientas de medición mientras se perfora (MWD) y
registros mientras se perfora (LWD). Los programas de hidráulica se basan
en el dimensionamiento correcto de las toberas de las barrenas para utilizar
la potencia disponible (presión o energía) de la bomba de fluido de
perforación 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 tamaños de las toberas se seleccionan con el fin de aprovechar la
presión disponible en la barrena para maximizar el efecto de impacto del lodo
en el fondo del pozo. Esto facilita la remoción de los revoques debajo de la
barrena y ayuda a mantener limpia la estructura de corte. Las pérdidas de
presión en las columnas de perforación son mayores cuando se usan fluidos
con densidades, viscosidad plástica y contenidos de sólidos más altos. El
uso de tuberías de perforación o juntas de tubería de perforación de
pequeños diámetros interior (DI), motores de fondo y herramientas de
MWD/LWD reduce la cantidad de presión disponible en la barrena.
Figura 4 Fuerza hidráulica en las boquillas de la mecha. Tomado de
(Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010)
Asegurar la Evaluación Adecuada de la Formación
La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la
operación de perforación, especialmente en las perforaciones exploratorias.
Las propiedades físicas y químicas de los fluidos afectan la evaluación de la
formación. Durante la perforación, técnicos llamados registradores de
densidad (Mud Loggers) registran información de fluidos de perforación de
los recortes referidos para detectar indicios de petróleo y gas. Estos técnicos
examinan los recortes para detectar la composición mineral, la paleontología
y detectar los indicios visuales de hidrocarburos. Esta información se
documenta en los registros geológicos que indican la litología, la velocidad
de penetración, la detección de gas y las características de los cortes,
además de otros parámetros geológicos y de perforación importante.
Los registros eléctricos con cable son realizados para evaluar las
formaciones 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.
Las 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. 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 lodo, el geólogo no tendrá nada que evaluar en la
superficie. 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 de perforación a base de petróleo, lubricantes, asfaltos 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 de perforación 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
en este caso.
Las herramientas de registro con cable deben ser introducidas desde la
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 de perforación 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, puesto 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 de perforación 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. En caso que sea tomado para estudios de inyección de agua
y/o humectabilidad, será necesario usar un fluido “suave” a base de agua,
de pH neutro, sin agentes tensioactivos o diluyentes. Si la utilidad fuese para
medir la saturación de agua del yacimiento, se suele recomendar un fluido
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
fluido limpio con una cantidad mínima de aditivos.
Control de 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 de
prevenir la corrosión. 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.
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.
Facilitar la Cementación y la Producción
El fluido de perforación debe somerar un hoyo de tal calibre que la tubería
de revestimiento pueda 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 de perforación debe
permanecer bombeable y minimizar el suaveo 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 de perforación debe proveer 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.
Minimizar el Impacto Sobre el Medio 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 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 que existen por
todo el mundo – la ubicación y densidad de las poblaciones, la situación
geográfica local (costa afuera o 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.
Tipos de Fluidos de Perforación
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán C.A) Los Fluidos de
Perforación líquidos por lo general son preparados en:
Fluidos base agua
En las operaciones de perforación, se usan muchos tipos diferentes de
sistemas de fluidos de perforación base agua. Estos lodos de perforación
generalmente son convertidos en sistemas más complejos a medida que la
profundidad y la temperatura y/o presión del pozo aumentan. Ellos se pueden
clasificar 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 ATAP.
Sistemas de polímeros encapsuladores.
Sistemas de polímeros catiónicos.
Sistemas mejorados con poliglicol.
Sistemas inhibidos a base de silicato.
Fluidos base aceite
Los lodos base aceite deberían ser usados cuando las condiciones
justifican su aplicación. Los asuntos de aceptabilidad ambiental, eliminación,
costo de preparación inicial, costo de mantenimiento diario, problemas
anticipados del pozo, evaluación de la formación y daños a la formación
deberían ser considerados.
Los lodos base aceite ofrecen ciertas ventajas económicas cuando se
usan para:
Lutitas problemáticas.
Zonas de sal, anhidrita, carnalita y potasa.
Pozos profundos y calientes.
Perforación y extracción de núcleos en zonas productivas sensibles.
Proyectos de perforación de alcance extendido.
Pozos direccionales difíciles.
Perforación de pozos de diámetro reducido.
Control de corrosión.
Formaciones que contienen sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de
carbono (CO2).
Fluidos de perforación y completación.
Obturador de la tubería de revestimiento o fluidos de empaque.
Fluidos de rehabilitación.
Colocación de fluidos para soltar la tubería pegada.
Los lodos base aceite se pueden clasificar en:
Emulsiones inversas
Sistemas 100% aceite
Fluidos base sintéticos
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) A principios de la
década de los ochenta, se hicieron esfuerzos para reducir el impacto sobre el
medio ambiente de los lodos base aceite, mediante la sustitución del aceite
diesel por productos petroleros más refinados, llamados aceites minerales,
como fluido base en los lodos base aceite de emulsión inversa. Los lodos
preparados con estos aceites más refinados eran menos tóxicos que los
lodos preparados con aceite diesel, pero muchos aún contenían suficientes
compuestos aromáticos para ser inaceptables desde el punto de vista
ambiental y no se degradaban rápidamente.
En marzo de 1990, en el sector noruego del Mar del Norte, se usó un lodo
preparado con un fluido base sintético (SBM) (un éster), el cual constituía el
primer producto de sustitución de estos fluidos de perforación a base de
aceite mineral que era aceptable desde el punto de vista ambiental. Otros
lodos base sintético aparecieron poco tiempo después.
Un lodo base sintético a base de éter fue usado costa afuera de Noruega,
más tarde en 1990. La primera polialfaolefina (PAO) fue usada en mayo de
1991. Otros fluidos base sintético fueron introducidos en la industria en el
siguiente orden: alquilbenceno lineal (LAB), acetal, alfaolefinas lineales
(LAO), olefinas Internas (IO) y parafinas lineales (LP).
Debido a la evolución constante del mercado, se considera que la industria
ya ha pasado a usar como mínimo la segunda generación de fluidos base
sintético. El límite que separa los SBM de primera generación de los SBM de
segunda generación está generalmente definido por el costo y la viscosidad
cinemática del líquido base sintético. Típicamente, los lodos base sintético de
segunda generación son menos costosos y menos viscosos que los de la
primera generación.
Componentes de los Fluidos de Perforación
Sobre la base de (Manual de Fluidos de Perforación Samán 2.010)
establece que la composición de los fluidos dependerá de las exigencias de
cada operación de perforación en particular. La perforación debe hacerse
atravesando diferentes tipos de formaciones, que a la vez, pueden requerir
diferentes tipos de fluidos. Por consiguiente, es lógico esperar que varias
mejoras sean necesarias efectuarle al fluido para enfrentar las distintas
condiciones que se encuentran a medida que la perforación se hace cada
vez más profunda en búsqueda de petróleo.
En algunas áreas se puede iniciar la perforación con agua y arcilla de
formación, creando así un lodo razonablemente bueno. En otras áreas
pueden encontrarse formaciones como calizas, arenas o gravas que no
forman lodo. Bajo tales casos será necesario agregar arcillas comerciales
para suspender el densificante, aumentar la capacidad de acarreo y controlar
la pérdida de agua.
En su gran mayoría los lodos de perforación son de base acuosa, donde la
fase continua es el agua. Sin embargo, en términos generales, los lodos de
perforación se componen de dos fases: liquida y sólida.
Fase liquida
Agua Dulce
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010), El agua es un
fluido newtoniano ideal para perforar zonas de bajas presiones. Es
económica, abundante, no requiere tratamiento químico, provee el mejor
líquido en el uso de los métodos de evaluación de formaciones y resulta
mejor dispersante químico para controlar sólidos por dilución.
Cuando contienen calcio y/o magnesio se le conoce con el nombre de
agua dura. Estos iones disminuyen el rendimiento de las arcillas y alteran el
comportamiento reológico del lodo. Por tal razón, es conveniente determinar
la dureza del agua antes de iniciar la preparación del lodo y proceder, en
caso necesario, a pretratarla con soda ash para precipitar estos
contaminantes.
Agua Salada
Así mismo (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) resalta que
generalmente se usan lodos parcialmente saturados de sal cuando se
perfora costa afuera debido a la abundancia de agua salada. El agua de mar
contiene aproximadamente 19000 mg/L de Cl, 400 mg/L de Ca y 1300 mg/L
de Mg (Magnesio).
El agua que contenga cualquier concentración de sal, puede ser saturada
agregándole más sal. El agua saturada contiene alrededor de 300.000
mg/L de cloruro de sodio (NaCl) y pesa aproximadamente 10 lbm/gal. Se
requiere aproximadamente 109 lbm/bl de sal para saturar el agua dulce.
Es aconsejable el uso de lodo saturado de sal cuando se estén
penetrando secciones salinas o cuando se requiere mantener el
ensanchamiento del hoyo al mínimo.
Aceite
Al mismo tiempo (Manual de Fluidos de Perforación Samán, (2.010) afirma
que el aceite se puede usar en fase continua para:
Mejorar la estabilidad del hoyo al mantener las arcillas reactivas inertes.
Minimizar el atascamiento de la tubería al dar mayor lubricidad.
Perforar zonas de altas temperaturas.
Es reutilizable.
En la fase dispersa se usa para:
FunciónAditivo químico
fluido base agua
Aditivo químico
Fluido base aceite
Densificante:
Incrementar la
densidad del fluido
Barita, sales,
carbonato de calcio:
Dolomita, Calcita
Barita, sales,
carbonato de calcio:
Dolomita, Calcita
Viscosificante:
Mejorar la habilidad
de los fluidos para
remover los cortes
del hoyo y mantener
en suspensión los
sólidos
Bentonita, Goma
XanticaArcilla organofílica
Control de filtrado:
Reducir el volumen
de filtrado que el
fluido pierde a la
formación, debido al
efecto de la presión
diferencial y a la
permeabilidad de las
formaciones
Controladores
mecánicos:
Asfalto
Arcillas
Bentonita
Polímeros:
Almidones
Adelgazantes
Lignito Organofílico:
Controlador
mecánico
Material alcalino y
control de pH:
Mantener un rango
apropiado de pH para
asegurar el buen
funcionamiento de
los otros aditivos
Soda cáustica
Cal
Potasa cáustica
Óxido de magnesio
Cal
Agentes surfactantes:
Modificar la tensión
interfacial entre
sólido/agua,
aceite/agua,
agua/aire y otras
Emulsificantes
(aceite/agua)
Espumantes
(agua/aire)
Lubricantes
(acero/agua)
Anticorrosivos
(acero/agua)
Dispersantes
(arcilla/agua)
Humectante
Humectante
(aceite/arcilla)
Cuadro 1.
Aditivos para los fluidos de perforación
Del mismo modo (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) define los
Sólidos Reactivos como sólidos arcillosos que poseen cargas eléctricas. Se pueden
agregar al lodo o ser incorporados de la formación. Entre los agregados están los
comerciales (Bentonita) y entre los incorporados las arcillas de formación
tipo gumbo. Los sólidos arcillosos son coloides que pueden ser removidos del lodo
mediante la utilización de una centrífuga de alta velocidad.
A continuación la empresa Samán C.A. Muestra algunos de sus aditivos:
Propiedades de los Fluidos de Perforación
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) establece que las
propiedades de los fluidos son valores preestablecidos que se ajustan en el campo de
acuerdo al comportamiento de la perforación. Es responsabilidad del especialista tomar
muestras del fluido a la entrada y salida del pozo para comparar valores y proceder a
efectuar los ajustes necesarios si la situación lo amerita. Las propiedades están en
función al tipo de fluido y pueden ser físicas o químicas.
Propiedades Físicas
Las propiedades físicas de un fluido de perforación según (Manual de Schlumberger
Dowel Michael J 2.005), la densidad y las propiedades reológicas son monitoreadas
para facilitar la optimización del proceso de perforación. Estas propiedades físicas
contribuyen a varios aspectos importantes para la perforación exitosa de un pozo.
Peso o densidad: La densidad se expresa por lo general en libras por galón ( lbs/gal),
libras por pies cubico, gravedad especifica, kilogramos por litro o en libras por pulgada
cuadrada por 1000 pies de profundidad, siendo uno de los dos factores de los cuales
depende la presión hidrostática. Durante la construcción de un pozo se trata de
mantener una presión hidrostática ligeramente mayor a la presión de la formación. La
densidad del lodo depende del tipo de líquido usado y del material que se le adicione.
La Reología: se define como la ciencia que trata de la deformación y del flujo de la
materia. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la manera en que
dicho fluido fluirá bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura, la presión y la
velocidad de corte, clasificando los fluidos en:
Fluidos newtonianos los que tienen un comportamiento normal, como por ejemplo el
agua, tiene muy poca viscosidad y esta no varía con ninguna fuerza que le sea
aplicada, si le damos un golpe a la superficie del agua en una piscina esta se deforma
como es lógico.
Sin embargo los fluidos no-newtoniano Cuando un fluido contiene arcillas o partículas
coloidales, estas partículas tienden a “chocar” entre sí, aumentando el esfuerzo de corte
o la fuerza requerida para mantener una velocidad de corte determinada. Si estas
partículas son largas en comparación con su espesor, la interferencia causada por las
partículas será importante cuando estén orientadas al azar en el flujo. Sin embargo, a
medida que se aumenta la velocidad de corte, las partículas se “alinearán” en el flujo y
el efecto de la interacción de las partículas disminuye. Esto hace que el perfil de
velocidad dentro de una tubería sea diferente al perfil del agua. En el centro de la
tubería, donde la velocidad de corte es baja, la interferencia causada por las partículas
es grande y el fluido tiende a fluir más como una masa sólida. Además Michael J.,
defines los siguientes términos:
Viscosidad de Embudo API: es la viscosidad determinada con el Embudo Marsh, el cual
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 suspender el ripio de formación en el espacio
anular cuando el flujo es laminar.
Viscosidad Plástica: la viscosidad que resulta de la fricción mecánica entre: Sólidos y
Sólidos con líquidos. Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de
los sólidos presentes en el lodo, y se controla con equipos mecánicos de Control de
Sólidos.
Punto Cedente: es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo
Condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener El fluido una vez
que entra en movimiento. El punto cedente está relacionado con la capacidad de
limpieza del lodo en condiciones dinámicas.
Esfuerzo de corte y velocidad de corte es el primer término se define como la fuerza
por unidad de superficie requerida para mover un fluido a una velocidad de corte
determinada. El segundo término lo definimos como la velocidad de rotación a la cual
es sometido el fluido de perforación durante el proceso operacional de perforación.
Es conocida igual que el esfuerzo de corte por medio de un viscosímetro estándar de
campo petrolero.
Viscosidad Efectiva: es la viscosidad de un fluido bajo condiciones especificas, dichas
condiciones incluyen la velocidad de corte, la presión y temperatura.
Viscosidad Aparente: también llamada como viscosidad efectiva, y se calcula por la
indicación o lectura del viscosímetro a 300 (RPM).
Resistencia o Fuerza de Gel: esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la
atracción física y electroquímica bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la
capacidad de suspensión del lodo y se controla en la misma forma como se controla
el punto cedente, puesto que la origina el mismo tipo de sólido (reactivo). Esta fuerza
debe ser lo suficientemente baja para: Permitir el asentamiento de los sólidos en la
trampa de arena, permitir una adecuada Velocidad de circulación, minimizar el efecto
de suabeo, permitir el desprendimiento del gas incorporado al lodo.
Propiedades químicas
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010.) define que la dureza es
causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua y/o en el
filtrado del lodo. El calcio por lo general es un contaminante de los lodos base agua.
Cloruros: es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta
concentración de cloruros causa efectos adversos en un lodo base agua.
Alcalinidad: la alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de
iones solubles en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la
prueba de alcalinidad se pueden estimar la concentración de iones OH– CO3= y HCO3
–
presentes en el lodo.
MBT (Methylene Blue Test): Es una medida de la concentración total de sólidos
arcillosos que contiene el lodo. Es la capacidad de intercambio catiónico.
Sin embargo estas propiedades se logran conseguir con ciertos aditivos que se
emplean para obtener ciertas características del fluido de perforación y poder así
cumplir con las funciones respectivas, existen diferentes productos o aditivos usados en
la industria de los lodos, algunos de los cuales cumplen múltiples funciones:
Los agentes densificantes: Se utilizan materiales inertes, con gravedad específica
media ó alta y sirven para controlar las presiones de la formación, sostener las paredes
del pozo y para facilitar la salida de la tubería seca, cuando se saca la misma, Barita,
Hematita, Carbonato de calcio, Óxidos de hierro.
Viscosificantes: Productos usados para mejorar las propiedades reológicas de los
fluidos, arcillas, polímeros y agentes emulsificantes: hacen que los lodos se espesen
aumentando así su capacidad para transportar y suspender recortes y los materiales
sólidos densificantes, por otro lado se puede utilizar dispersantes para que los lodos se
hagan más fluidos, reduciendo de esa manera presiones de succión, los efectos de
pistón y los problemas de circulación.
Controladores de Filtrado: Arcillas, almidones, Celulosa polianonica,asfalto, lignitos:
utilizados para reducir la filtración del lodo a través de la pared del pozo; reduciendo el
daño a las formaciones subterráneas de la pared, los problemas de aprisionamiento
diferencial y los problemas en la interpretación de perfiles de cables.
Sales, protegen ciertas formaciones subterráneas o para reducir la susceptibilidad
del lodo a una contaminación futura, así como para aumentar la densidad.
Lubricantes, inhibidores de corrosión, sustancias químicas que ligan a los iones de
calcio contaminantes y floculantes: utilizados para ayudar en la remoción de recortes al
llegar el lodo a la superficie.
Alcalinizantes: Cal Hidratada y Soda Cáustica se añade a menudo a los lodos para
aumentar su pH.
Preservativos, bactericidas, emulsionantes y ampliadores de temperatura: su función
principal es mejorar el rendimiento o desempeño de los productos adicionados.
Otros aditivos o productos se beben de mantener en el taladro para prevenir
cualquier contingencia que pudiera ocurrir durante el proceso de perforación tales
como: Perdidas de circulación, contaminación con cemento, y pegas de tuberías, los
mismos son utilizados cuando se presenta el problema mencionado y así poder
controlar la situación.
Análisis físicos de los fluidos de perforación
Densidad del Fluido (Peso del Lodo)
Según (Manual de Schlumberger Dowel Michael J, 2.005) una de las funciones
principales del fluido de perforación es controlar las presiones de formación. Esta
función la ejerce el fluido de perforación haciendo uso de su densidad o peso el cual es
transformado en presión hidrostática en base a la longitud vertical de su columna
dentro del pozo, compensando de esta manera la presión ejercida por la formación. Y
se determina así:
Equipos
a) Se puede utilizar cualquier instrumento con una precisión de ± 0,1 lbm/gal o ± 0,5
lbm/pie3, (± 0,01 g/mL), como el indicado en la Fig. 5.
b) Termómetro: 32 – 220 °F (0 – 105 °C)
Figura 5. Balanza de lodo Tomado Laboratorio Samán, (2.012).
Viscosidad de Embudo
Así mismo manual de Schlumberger Dowel Michael J. establece q la viscosidad se
mide con el viscosímetro de Marsh y se usa para detectar cambios relativos de la
condición del fluido. Ningún valor en particular de la viscosidad de embudo puede ser
adoptado como valor representativo de todos los fluidos. Sin embargo, en fluidos a base
de arcilla su valor se controla como máximo a cuatro veces la densidad del fluido de
perforación, expresada en libras por galón.
Equipos
a) El viscosímetro de Marsh (ver la Fig. 3) tiene un diámetro de 6 pulgadas en la
parte superior y una longitud de 12 pulgadas en la parte inferior. Un tubo de orificio liso
de 2 pulgadas de largo, con un diámetro interior de 3/16 de pulgada, está acoplado de
tal manera que no hay ninguna constricción en la unión. Una malla de tela metálica con
orificios de 1/16 de pulgada, cubriendo la mitad del embudo, está fijada a 3/4 de
pulgada debajo de la parte superior del embudo.-
b) Tasa graduada: un cuarto de galón
c) Cronometro
d) Termómetro: 32 – 220 °F (0 – 105 °C)
Figura. 6 Embudo y Taza de lodo Tomado de Laboratorio Samán 2.012.
Viscosidad con viscosímetro rotacional
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010.) define Viscosidad es la
resistencia al flujo de una sustancia y se expresa como el cociente entre el esfuerzo de
corte y la velocidad de corte. En el área de fluidos de perforación se mide con los
viscosímetros rotacionales
Equipos
a) Los viscosímetros de indicación directa son instrumentos de tipo rotativo
accionados por un motor eléctrico o una manivela. El fluido de perforación está
contenido dentro del espacio anular entre dos cilindros concéntricos.
El cilindro exterior o forro del rotor es accionado a una velocidad rotacional (rpm –
revoluciones por minuto) constante. La rotación del forro del rotor en el fluido impone
un torque sobre el cilindro interior. Un resorte de torsión limita el movimiento del
cilindro interior y su desplazamiento es indicado por un cuadrante acoplado a este.
Las constantes del instrumento han sido ajustadas de manera que se pueda obtener
la viscosidad plástica y el punto cedente usando las indicaciones derivadas de las
velocidades del forro del rotor de 600 y 300 revoluciones por minuto.
b) Cronometro
c) Tasa adecuada, como por ejemplo la suministrada con el equipo
d) Termómetro: 32 – 220 °F (0 – 105 °C)
Figura 7, Viscosímetro rotativo de 6 velocidades. Tomado de Laboratorio Samán
(2.012)
Filtración
De igual forma (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) establece que
durante las operaciones de perforación y/o reparación de pozos, cuando se circula el
fluido o se mantiene en condiciones estáticas. Por efecto del diferencial de presión a
favor de la formación y la permeabilidad de esta, se pierde fluido hacia dentro de la
formación permeable, formándose un revoque en la cara de la formación, por la
filtración de las partículas sólidas contenidas en el fluido.
La filtración ocurre bajo condiciones tanto estáticas como dinámicas, durante las
operaciones de perforación. Las mediciones de filtración y revoque de baja presión,
baja temperatura y Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP) del Instituto Americano del
Petróleo (API) realizadas por el ingeniero de lodos son pruebas estáticas. Estas
pruebas son muy eficaces para evaluar las tendencias globales de filtración del lodo, y
en cierto modo proporcionan una indicación de las características de la filtración
dinámica de flujo laminar. Pruebas más complejas y laboriosas, realizadas con
instrumentos de laboratorio, están disponibles para medir la filtración dinámica, pero no
son prácticas para realizarlas como pruebas de rutina.
Filtración
Prueba de Baja Temperatura / Baja Presión, (Prueba API) Consiste en medir el
fluido filtrado, en mililitros, a través de un papel de filtro whatman 50, o equivalente, de
(7,1 + 0,1) plg2 de diámetro, durante 30 minutos manteniendo un diferencial de presión
de 100 psi.
Equipos
a) Se emplea un filtro prensa API estándar, el cual normalmente es una celda
cilíndrica con diámetro interior de 3 pulgadas y una altura de, por lo menos 2,5
pulgadas.
Presurizar hasta un diferencial de 100 psi.
La presión se puede aplicar con un medio fluido no peligroso, bien sea gas o líquido.
Para obtener resultados correlativos, se empleará el mismo espesor de un papel de
filtro apropiado, de 9 cm de diámetro, Whatman No. 50, S & S No. 576, u otro
equivalente, con un área de filtración de (7,1 + 0,1) pulgadas cuadradas.
Se recomienda que las empacaduras de los filtros prensa sean calibradas con un
medidor cónico con un diámetro máximo de 76,86 mm y diámetro mínimo de 75,86 mm.
b) Cronometro
c) Cilindro graduado: 10 mL o 25 mL
Figura 8, Filtro prensa API, Tomado de Laboratorio Samán, (2.012)
Filtración: Prueba de alta temperatura/alta presión
Igualmente (Manual de Fluidos de Perforación Samán C.A.) define que consiste en
medir el fluido filtrado, en mililitros, a través de un papel de filtro whatman 50, o
equivalente o en su defecto Dynallo X-5, o disco poroso equivalente, calculando el área
a (7,1 + 0,1) plg2 de diámetro, durante 30 minutos manteniendo un diferencial de
presión de 500 psi a una temperatura mayor que la ambiental.
Equipos
a) El instrumento se compone de una envuelta exterior calefactora con termostato,
un conjunto de platillo para la celda, el conjunto primario de presión y el receptor de
contrapresión. La capacidad de la celda de lodo es de 160 ml con una superficie de
filtro de 3,5 plg.2. El recibidor de filtrado tiene una capacidad de 15 mL, y se puede
usar un tubo de vidrio para una contrapresión de hasta 100 psi. Si se usa una
contrapresión mayor, el tubo de vidrio debe ser reemplazado por un tubo de acero
inoxidable.
b) Medio filtrante:
1. Papel de filtro whatman N° 50, o papel de filtro equivalente, para temperaturas
menores o igual a 400 °F (204 °C).
2. Dynallo X-5, o disco poroso equivalente, para temperaturas mayores a 400 °F
(204 °C). Se debe usar un disco nuevo para cada prueba.
c) Cronometro
d) Cilindro graduado: 10 mL o 25 mL
e) Termómetro hasta 500 °F (260 °C)
f) Mezclador de alta velocidad
Figura 9, Filtro prensa APAT, Tomado de Laboratorio Samán, (2.012)
Contenido de Arena
Al mismo tiempo (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) establece que el
contenido de arena de un lodo es el porcentaje en volumen de partículas mayores de
74 micrones y se mide con los equipos que se describen a continuación.
Equipos
Está formado por: una malla de 74 micrones de apertura con un diámetro de 2 1/2
pulgadas, un embudo de tamaño que se ajusta a la malla y un tubo medidor de vidrio,
marcado para señalar el volumen de lodo a ser añadido para leer el porcentaje de
arena directamente en la parte inferior del tubo, el cual está graduado de 0 a 20%.
Figura 10 Equipo de determinación de arena Tomado Manual de fluidos Samán,
(2.010)
Contenido de Líquidos y Sólidos
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) La retorta, es usada para
determinar el contenido de líquidos y sólidos en el fluido de perforación. Los
instrumentos de retorta recomendados son unidades con una capacidad de 10, 20 o 50
mL, con camisas externas de calentamiento. El fluido se coloca en un contenedor de
acero y se calienta hasta que se evaporen los componentes líquidos. Los vapores
pasan a través de un condensador y se recogen en un cilindro graduado. El volumen
del líquido se mide, mientras que el contenido de sólidos, suspendidos y disueltos, se
determina por diferencia
Equipos
Retorta con las siguientes especificaciones:
Tasa de la muestra: con un volumen de (10,00 + 0,05) mL, ( 20,0 + 0,1) mL o
( 50,0 + 0,1) mL
Condensador de liquido: con suficiente masa para enfriar los vapores de aceite y
agua por debajo de su temperatura de vaporización antes de dejar el condensador
Elemento de calentamiento: con suficiente potencia para subir la temperatura de la
muestra por encima del punto de vaporización de los componentes líquidos en
menos de 15 minutos sin producir la vaporización de los sólidos.
Controlador de temperatura: (opcional) capaz de limitar la temperatura de la retorta a
(930 + 70) °F (500 + 40 °C)
Recibidor liquido: cilindro graduado de (10,0 + 0,1) mL , (20,0 + 0,1) mL o (50,0 +
0,1)
Lana de acero fina
Grasa de silicona de alta temperatura
Tubo limpiador
Espátula
Antiespumante
Figura 11, Retorta, Tomado Laboratorio Samán, (2.012)
Análisis Químicos y Físicos Químicos
Capacidad de Azul de Metileno (Intercambio Catiónico)
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010), Es una indicación de la
cantidad de arcillas reactivas (bentonita y/o sólidos de perforación) presentes. La
capacidad de azul de metileno da un estimado de la capacidad de intercambio
cationico (CEC) de los sólidos del fluido de perforación.
Se agrega solución de azul de metileno a una muestra de fluido de perforación (la
cual ha sido tratada con peróxido de hidrógeno y acidificada) hasta que se satura,
formándose una mancha azul alrededor de una gota de sólidos suspendidos colocados
en un papel de filtro.
El fluido de perforación frecuentemente contiene sustancias, además de las arcillas
reactivas, que adsorben azul de metileno. Un pretratamiento con peróxido de hidrógeno
se usa para eliminar los efectos de materiales orgánicos tales como lignosulfonatos,
lignitos, poliacrilatos, polímetros celulósicos, etc.
Equipos y reactivos
1. Solución de azul de metileno: que contenga 3,20 g de azul de metileno grado
reactivo (C16H18N3SCl) por litro.
2. Peróxido de hidrógeno: solución al 3% v/v
3. Jeringa: 2,5 o 3 mililitros
4. Bureta: 10 mililitros
5. Ácido sulfúrico diluido: aproximadamente 5N
6. Matraz Erlenmeyer: 250 mL
7. Plancha de calentamiento
8. Varilla de agitación
9. Papel de filtro whatman Nº 1 de 11 centímetros de diámetro, u otro equivalente
Figura 12 Ensayos por gotas, titulación con azul de metileno Tomado Manual Samán
(2.010)
Concentración Iónica de Hidrógeno (pH)
Según (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) define el valor de pH
descrito anteriormente se puede determinar por los siguientes métodos:
Método Cintas de pH, las cintas de pH pueden ser de intervalo ancho, para
permitir una estimación del pH con una precisión de 0,5, o más de intervalo estrecho,
para una estimación del pH con una precisión de 0,2.
Método pHmetro, donde se emplea un electrodo de vidrio. Este medidor de pH
consiste en un sistema de electrodo de vidrio, un amplificador electrónico y un medidor
calibrado en unidades de pH.
Figura 13, Cintas de pH, Tomado Manual de fluídos Samán, (2.010)
Figura 14, Cintas de pH, Tomado Manual de tecnología de los Fluidos, (2.007)
Figura 15, pH metro portátil, Tomado Laboratorio Samán (2.012)
Alcalinidad (Pf, Mf, Pm y Contenido de Cal)
Así mismo (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) define la alcalinidad se
puede considerar como el poder neutralizante de ácidos de una sustancia. En los
análisis de los fluidos de perforación las medidas de alcalinidad pueden ser hechas
tanto al lodo completo (indicado con el subíndice m) como al filtrado (indicado con el
subíndice f). La información obtenida del análisis de alcalinidad también sirve para
calcular las concentraciones de iones oxidrilos (OH-) bicarbonatos (HCO3-) y carbonatos
(CO3=) en el fluido de perforación.
Equipos y reactivos
1. Solución ácida valorada 0,02N (N/50): ácido sulfúrico o nítrico.
2. Solución indicadora de fenolftaleína: 1 g/100 mL de alcohol al 50%.
3. Solución indicadora de anaranjado de metilo: 0,1 g por cada 100 mL de agua.
4. Recipiente de titulación: 100 a 150 mL, preferiblemente blanco
5. Pipetas graduadas: 1 mL y 10 mL.
6. Pipeta volumétrica: 1 mL
7. Jeringa de 1 mL
8. Varilla de agitación
9. Medidor de pH de electrodo de vidrio (opcional)
Alcalinidad del lodo
Del mismo modo (Manual de Fluidos de Perforación Samán, 2.010) expresa que
mediante este procedimiento determinamos:
Pm, definido como los mililitros, de ácido 0,02 N, requeridos para titular 1 mililitro de
fluido de perforación al cambio de la fenolftaleína o pH 8,3:
1. Lleve 1 ml de lodo al recipiente de titulación. Diluya la muestra de fluido con 25 a
50 ml de agua destilada. Agregue 4 o 5 gotas de indicador de fenolftaleína y, mientras
agita, titule rápidamente con ácido 0,02N (N/50), hasta que desaparezca el color
rosado. Si se enmascara el color de la muestra, el punto final se toma cuando el pH
caiga hasta 8,3, según lo que se mide con el electrodo de vidrio Si se sospecha de
contaminación con cemento, se debe hacer la titilación lo más rápido posible y el
punto final es la primera desaparición del color rosado
2. Registre Pm como el número de mL de ácido 0,02 N (N/50) requeridos por mL de
fluido.
Estimado del contenido de Cal
1. Determine la alcalinidad de fenolftaleína del filtrado y el fluido, Pf y Pm.
2. Determine la fracción de volumen del agua en el fluido (Fw), dividiendo entre 100 el
% en volumen de agua obtenido con el ensayo de la retorta
3. Registre el contenido de cal del fluido:
Cálculos
Cal, lbm/bl = 0.26 (Pm – Fw Pf)
Cal, kg/m3 = 0.742 (Pm – Fw Pf )
Donde:
Fw = fracción de agua
Pm = alcalinidad a la fenolftaleína del fluido de perforación
Pf = alcalinidad a la fenolftaleína del filtrado
Las concentraciones de bicarbonato, carbonatos e hidróxido en solución en el fluido
de perforación pueden estimarse usando la Tabla
Cuadro 2
Cálculo de las concentraciones de hidróxido, carbonato y bicarbonato
CONCENTRACIONES DE
DIFERENTES IONES (mg/L)
Hidróxi
do
Carbon
ato
Bicarb
onato
Pf = 0 0 0 1220 Mf
2Pf <
Mf
0 1200Pf
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Tomado de Manual de fluidos Samán, (2.010)
Emulsiones
La emulsión es un sistema de dos fases que consta de dos líquidos parcialmente
miscibles, uno de los cuales es dispersado en el otro en forma de glóbulos. La fase
dispersa, discontinua o interna es el líquido desintegrado en glóbulos. El líquido
circundante es la fase continua o externa. La suspensión es un sistema de dos fases
muy semejante a la emulsión, cuya fase dispersa es un sólido. La espuma s un sistema
de dos fases similar a la emulsión, en el que la fase dispersa es un gas. El aerosol es lo
contrario de la espuma: el aire es la fase continua y el líquido la fase dispersa. Un
agente emulsivo es una sustancia que se suele agregar a una de las fases para facilitar
la formación de una dispersión estable.
A la industria le interesa más la emulsificación de aceite y agua. Las emulsiones de
aceite y agua (oleoacuosas) tienen el aceite como fase dispersa en el agua, que es la
fase continua. En las emulsiones hidrooleosas o de agua en aceite, el agua está
dispersa en aceite, que es la fase externa. Hay ocasiones en que no está claramente
definido el tipo de emulsión, pues la fase interna y externa, en lugar de ser homogénea,
contiene porciones de la fase contraria; una emulsión de esta clase se llama emulsión
dual.
Figura 16 Microestructura de una Emulsión directa de agua en petróleo: Tomado
de manual de fluidos Samán
Propiedades de las Emulsiones
Sus propiedades más importantes son su utilidad y el aspecto que ofrecen al
consumidor, ya sea éste el industrial o el consumidor final. Las propiedades que son
más evidentes y por lo general más importantes son: facilidad de dilución (de ordinario
con agua, aunque acaso sea con algún disolvente selectivo), viscosidad, color,
estabilidad y, si se forma la emulsión en el lugar donde se usa finalmente, su facilidad
de formación. Para un tipo dado de emulsificación, estas propiedades dependen de lo
siguiente:
1º) Las propiedades de la fase continua
2º) La relación entre la fase interna y la externa
3º) El tamaño de partícula de la emulsión
4º) La relación entre la fase continua y las partículas (incluso las cargas iónicas)
5º) Las propiedades de la fase discontinua.
En una emulsión determinada, las propiedades dependen del líquido que forme la
fase externa, o de si la emulsión es oleoacuosa o hidrooleosa. El tipo de emulsión que
resulte depende:
1º) Del tipo, cantidad y calidad del emulsivo
2º) De la razón entre ingredientes
3º) Del orden en que se añaden los ingredientes al mezclarlos.
La dispersabilidad (solubilidad) de una emulsión es determinada por la fase
continua; si la fase continua es hidrosoluble, la emulsión puede ser diluida con agua, si
la fase continua es oleosoluble, la emulsión se puede disolver en aceite. La facilidad
con que se puede disolver una emulsión se puede aumentar si se reduce la viscosidad
de la emulsión.
La viscosidad de una emulsión cuando hay exceso de fase continua es virtualmente
la viscosidad de dicha fase. Al aumentar la proporción de la fase interna aumenta la
viscosidad de la emulsión hasta un punto en que la emulsión deja de ser líquida.
Cuando el volumen de la fase interna sobrepasa el de la externa, se aglomeran las
partículas de la emulsión y la viscosidad aparente es parcialmente viscosidad
estructural.
Teóricamente, el volumen máximo, que puede ser ocupado por partículas esféricas
uniformes en la fase dispersa de una emulsión es 74% del volumen total. Se pueden
preparar emulsiones que tengan hasta 99% de la fase interna. En estos casos hay
considerable deformación en comparación con la forma ordinaria de partículas de la
fase dispersa.
Se puede regular la viscosidad de una emulsión de la siguiente manera:
a) Para reducir la viscosidad:
1º) Se aumenta la proporción de la fase continua.
2º) Se reduce la viscosidad de la fase continua.
3º) En las suspensiones, se agregan agentes de actividad superficial para aumentar la
lubricación.
b) Para aumentar la viscosidad:
1º)Se agregan espesadores, como geles de jabones, gomas y gel de alúmina a la fase
continua,
2º) Se aumenta la proporción de la fase interna,
3º) Se reduce el tamaño de partícula de la emulsión o se reduce la aglomeración de las
partículas existentes,
4º) Se incorpora aire en estado de división fina como tercera fase.
La regulación de la viscosidad de las emulsiones tiene aplicación a la preparación
de lociones cosméticas. El objeto es preparar una loción que parezca ser espesa; esto
significa que tenga alta viscosidad aparente , pero que se conserve líquida al
permanecer en reposo durante un largo tiempo.
Una dificultad más importante con que se tropieza en estas formulaciones es que
en las variables condiciones de almacenamiento varía la estructura del gel y con
frecuencia fragua el producto y se vuelve semi sólido de manera que no puede fluir.
La estabilidad de una emulsión depende de los siguientes factores: el tamaño de
partícula, la diferencia de densidad de ambas fases, la viscosidad de la fase continua y
de la emulsión acabada, las cargas de las partículas, la naturaleza, la eficacia y
cantidad del emulsivo, y las circunstancias de almacenamiento, o sea, las temperaturas
altas y bajas, la agitación y vibración, la dilución o evaporación durante el
almacenamiento o el uso.
Puesto que las partículas de una emulsión están suspendidas libremente en un
líquido, obedecen a la ley de Stokes si no están cargadas. Para muchos fines
industriales la definición de estabilidad incluye forzosamente la no coalescencia de las
partículas de la emulsión y la no sedimentación. La incorporación de aire en una
emulsión puede tener como consecuencia la reducción notable de la estabilidad.
El tamaño y la distribución de tamaños de las partículas de una emulsión son
gobernados por la cantidad y la eficacia del emulsivo, el orden de la mezcladura y la
clase de agitación que se haga. Si se reduce poco a poco el tamaño de las partículas
de la emulsión, varían el color y el aspecto de ésta.
Se presentan excepciones en lo tocante al aspecto y el color de las emulsiones
cuando se agregan colorantes y pigmentos y cuando ambas fases tienen índice de
refracción similares. En este último caso se forma una emulsión transparente sea cual
fuere el tamaño de la partícula.
Se puede disminuir el tamaño de partícula por los siguientes medios:
1º) Aumentando la cantidad de emulsivo
2º) Mejorando el equilibrio hidrófilo-lipófilo del emulsivo
3º) Preparando la emulsión mediante la inversión de fases para obtener una " fase
interna extendida "
4º) Mediante mejor agitación
La conductividad eléctrica de una emulsión depende de la conductividad de la
fase continua. La facilidad de formación es modificada en mayor grado por la eficiencia
y la cantidad del emulsivo y por las propiedades inherentes de ambas fases.
Revoque (Cake)
Es una parte del lodo, que impulsado por la bomba circula por el espacio anular
comprendido entre la pared del varillaje y la de la perforación, se filtra a través de ésta,
depositando en la misma partículas coloidales que forman una costra (cake). Esta
costra proporciona una cierta cohesión a las formaciones en contacto con la perforación
ayudando a sostener sus paredes al mismo tiempo que las impermeabiliza, dificultando
el paso del lodo hacia los acuíferos.
Por tanto, la costra debe ser resistente e impermeable. Resistente para que no sea
fácilmente erosionable por el roce de la sarta o columna de perforación, e impermeable
para que su espesor se mantenga dentro de estrechos límites, compatibles con el
mantenimiento del diámetro de la perforación. Esto no ocurriría si el agua libre del lodo
se filtrase continuamente a través de la costra. La capacidad de construir el "cake" de
un lodo depende del agua libre de éste, así como de la permeabilidad de las paredes
del sondeo. Para estimar estas capacidades se utiliza un filtro-prensa normalizado,
haciéndose pasar el lodo durante 30 minutos, con la prensa tarada a una presión
máxima de 7 kg/cm2. Un lodo de perforación de buenas características, no debe dejar
pasar más de 20 cm3 de filtrado, formando un cake de espesor comprendido entre 5 y 8
mm.
Ripios
Los ripios de perforación son cortes o residuos sólidos generados por una
perforación contenidos en el fluido que se deben retirar para controlar las propiedades
químicas y físicas del mismo, sumadas las partículas que se desprenden de la
formación desde la superficie interior del agujero, dichas partículas son creadas por la
acción de la fuerzas de compresión y rotatoria del taladro.
A estos ripios se los trata y de acuerdo a su disponibilidad final se llamaran de una
u otra manera, pues es así que a los ripios que pueden ser recuperados, reciclados,
reutilizados o eliminados se les denomina RESIDUOS DE PERFORACION y a los ripios
que no cumplen con las especificaciones y se les denomina DESECHOS DE
PERFORACION. Que pueden comprender cortes de perforación base petróleo.
Preflujos de cementación
Los preflujos de perforación están son espaciadores y lavadores químicos, cuya
principal función es lavar o limpiar todo el lodo que se encuentra adherido tanto por
dentro como por fuera de las paredes del revestidor que se va a cementar, así como
también remover en forma efectiva al lodo contenido en el espacio anular y al que se
encuentre adherido a las paredes del hoyo perforado, esos preflujos sirven para
acondicionar todo el hoyo y separan al fluido de perforación de las lechadas de
cemento, que se usan durante las respectivas cementaciones de los diferentes
revestidores que se corren durante todas las fases de perforación del hoyo.
Sistema de Variable
Variable: Fluido Base Aceite
Definición Conceptual
Según el tesista García (2011), Un lodo base aceite es un fluido que tiene como
base continua a un aceite y su filtrado es únicamente aceite. Se le denomina “lodo base
aceite” cuando su contenido de agua es de 1 al 15 % y “emulsión inversa” cuando el
contenido de agua es de 5 al 50 %. Los lodos de emulsión inversa se refieren a una
emulsión de agua en aceite en donde la fase continua es el aceite y la descontinúa es
el agua en forma de gotas. Para formar una película de aceite alrededor de las gotas de
agua se requiere el uso de emulsificantes, aditivos que mantendrán estable la emulsión.
Definición Operacional
El lodo de perforación base aceite es un fluido que contiene como base y filtrado
aceite y generalmente es usado cuando se tienen formaciones con presencia de lutitas
problemáticas, hoyos profundos, fluidos pesados, extracción de núcleos, evitar daños
en la formación y liberación de tuberías entre otros.
Definición de Términos Básicos
Esfuerzo de Corte: Es la fuerza requerida para mantener la velocidad de corte.
(Manual Samán 2.010)
Esfuerzo Gel: Capacidad o medida de la capacidad de un coloide para formar geles
(lb. /100pies2), constituye una medida de las mismas medidas entre partículas de un
fluido que las que son determinadas por el punto cedente, se mide en condiciones
estática. (Manual Samán 2.010)
Fluido de Perforación: Un fluido en circulación que se usa en la perforación rotatoria
para cumplir cualquiera o todas las funciones requeridas en las operaciones de
perforación. (Manual Samán 2.010)
Flujo de Fluido: El estado de la dinámica de los fluidos para un fluido en movimiento
es determinado por el tipo de fluido. (Manual Samán 2.010)
Flujo Laminar: Elementos del flujo que fluyen a lo largo de líneas de flujos paralelos a
las paredes del canal del flujo, se mueven en láminas o secciones con una velocidad
diferencial a través de frentes que varían de cero en la pared, a un valor máximo cerca
del centro del flujo. (Manual Samán 2.010)
Flujo Newtoniano: Son los más básicos desde el punto de vista de la viscosidad, en
los cuales el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte.
Estos fluidos comienzan a moverse inmediatamente cuando se aplica una presión o
fuerza mayor que cero. (Manual Samán, 2.010)
Flujo Turbulento: El flujo de fluido en el que la velocidad a un punto determinado
cambia constantemente de magnitud así como la dirección del flujo, constituye la última
etapa del flujo de fluido. (Manual Samán, 2.010)
Inhibidor: Sustancia generalmente considerada como contaminante del lodo de
perforación como la sal y el sulfato de calcio, son llamados a si cuando se agregan
deliberadamente al lodo para que el filtrado del fluido de perforación pueda prevenir o
retardar la hidratación de las arcillas y lutitas de la formación. (Manual Samán, 2.010)
Fluido: Un fluido de perforación base agua o aceite cuyas propiedades han sido
modificadas por sólidos-comerciales y/o nativo, disuelto y/o suspendido. (Manual
Samán, 2.010)
Fluido Base Aceite: Es un fluido base aceite sin agua añadida, que se utiliza como
fluido de perforación y toma de núcleos de estado natural. Se utiliza cuando es
necesario evitar la invasión potencial de agua o filtrado de aceite con surfactantes,
hacia los yacimientos productores o para el logro de estabilidad máxima del hoyo. Es
estable a alta temperatura, incluso después de su contaminación con agua. Si la
contaminación es severa, se puede convertir al sistema de emulsión inversa. (Manual
Samán, 2.010)
Fluido Base Agua: Fluido de perforación Convencionales comunes, el agua es el
medio de suspensión para los sólidos y constituye la fase continua independientemente
contenga aceita o no. (Manual Samán, 2.010)
Fluidos de agua Salada: Un fluido de perforación que contiene sal disuelta (salobre a
saturado). Estos fluidos pueden contener sólidos nativos, aceite y/o aditivos
comerciales como arcillas, almidón, entre otros. (Manual Samán, 2.010)
Fluido de Bajo Contenido de Sólidos: Una designación atribuida a cualquier tipo de
lodo en el cual aditivos de alto rendimiento, por ejemplo., CMC han sido agregados para
reemplazar parcial o totalmente las arcillas comerciales o naturales. (Manual Samán,
2.010)
Fluido de Emulsión de Aceite en Agua: Llamado lodo de emulsión, cualquier lodo
base agua convencional o especial al cual se ha agregado aceite. El aceite constituye la
fase dispersa y puede ser emulsionado en el lodo mecánica o químicamente. (Manual
Samán, 2.010)
Fluido de Emulsión Inversa en Aceite: Una emulsión inversa es una emulsión de
agua en aceite en la que el agua dulce o agua salada constituye la fase dispersa y el
aceite diesel, crudo, u otro aceite constituye la fase continua. El agua aumenta la
viscosidad y el aceite reduce la viscosidad. (Manual Samán, 2.010)
Fluido de Perforación Inicial: El fluido usado cuando la perforación comienza en la
superficie, generalmente una lechada de bentonita-cal. (Manual Samán, 2.010)
Fluido de PH Alto: Un fluido de perforación con PH superior a 10,5 un lodo de alta
alcalinidad. (Manual Samán, 2.010)
Fluido de Referencia: Un fluido de perforación que tiene propiedades para Fluido
Rojo: Un fluido de perforación base agua con arcilla que contiene suficientes
cantidades de soda cáustica y tantos para producir un aspecto rojo marcada.
Normalmente un lodo de PH alto. (Manual Samán, 2.010)
Fluidos de Silicato de Sodio: Clase especial de lodos químicos inhibidos que usan
silicato de sodio, sal, agua y arcilla como base. (Manual Samán, 2.010)
Fluido s Tratados con Cal: Comúnmente llamados lodos a base de cal, estos sistemas
de PH alto contienen la mayoría de los aditivos convencionales de agua dulce, a los
cuales se agrega cal apagada para conferir propiedades especiales. Las alcalinidades y
contenidos de sal varían de bajos a alto. (Manual Samán, 2.010)
Lutitas: Roca arcillosa de granos finos con un clivaje tipo pizarra, a veces contienen
unas sustancias orgánicas petrolíferas. (Manual Samán, 2.010)
Porosidad: Cantidad de espacio vacío en una roca de formación. (Manual Samán,
2.010)
Perdida de Circulación: El resultado de la fuga de fluido de perforación dentro de la
formación a través de fisuras, medios porosos, o dentro de fracturas. (Manual Samán,
2.010)
Perdida de Fluido (Filtrado): Medida de la cantidad relativa de pérdida de fluido
(filtrado) a través de formaciones o membranas permeables, cuando el fluido de
perforación está sometida a una perforación diferencial. (Manual Samán, 2.010)
Permeabilidad: Se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de formaciones
porosas. (Manual Samán, 2.010)
Presión Diferencial: la diferencia de presión entre la presión hidrostática de la columna
de fluido y la presión de la formación a cualquier profundidad determinada del pozo.
Puede ser positiva, nula o negativa. (Manual Samán, 2.010)
Presión Hidrostática: Es la presión ejercida por la columna de fluido de perforación
mientras esta estático (no circula) y depende de la densidad y la profundidad vertical
verdadera (TVD). (Manual Samán, 2.010)
Punto Cedente: Es el valor de cadencia. (Manual Samán, 2.010)
Reología: La ciencia que trata de la deformación y del flujo de agua. (Manual Samán,
2.010)
Romper la Circulación: Iniciar el movimiento del fluido de perforación después de que
ha permanecido estático en el pozo. (Manual Samán, 2.010)
Tanque de Lodo: Instalación de tierra o metálicos de almacenamiento del sistema de
lodo de superficie. (Manual Samán, 2.010)
Tixotropía: Es la propiedad demostrada por algunos fluidos que forman una estructura
de gel cuando están estático regresando luego al estado de fluido cuando se aplica un
esfuerzo de corte. (Manual Samán, 2.010)
Velocidad Critica: Se usa para describir la velocidad a la cual la transición del flujo
laminar al flujo turbulento ocurre. (Manual Samán, 2.010)
Viscosidad: La resistencia interna de un fluido al flujo. Este fenómeno puede atribuirse
a las atracciones entre las moléculas de un líquido, constituyendo una medida de los
efectos combinados de adhesión y cohesión a los efectos de las partículas suspendidas
y al ambiente liquido. (Manual Samán, 2.010)
Viscosidad Aparente: la viscosidad que influido parece tener en un instrumento
determinado, a la velocidad de corte especifico. Está en función de la viscosidad
plástica y el punto cedente. (Manual Samán, 2.010)
Viscosidad Plástica: Es una medida de la resistencia interna al flujo de fluido,
atribuible a la cantidad tipo y tamaño de los sólidos presente en un fluido determinado.
(Manual Samán, 2.010).
