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CAPÍTULO 1: FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

Las principales funciones de un fluido de perforación son las siguientes:

1º) Transportar los recortes desde el fondo del pozo hasta la superficie: Los ripios o

recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la

mecha. Para lograr este propósito se hace circular el fluido de perforación a través de la

sarta de perforación, mecha y espacio anular hasta llegar a la superficie. Los recortes tienen

una mayor densidad que el fluido de perforación. Por lo tanto, al mismo tiempo que el flujo

del lodo en el anular los empuja hacia arriba, están sometidos a la fuerza de gravedad que

tiende a hacerlos caer hacia el fondo del pozo. La velocidad con la que estas partículas caen

a través del lodo fluyendo depende de la densidad y viscosidad del fluido, así como también

del tamaño, forma y densidad de las partículas. Dado que el fluido en el espacio anular

circula hacia arriba, la velocidad a la que las partículas son elevadas es la diferencia entre la

velocidad anular y la velocidad de caída de los recortes.

Velocidad de Transporte = Velocidad Anular – Velocidad de Caída

2º) Controlar las presiones de la formación: El agua, el gas y el petróleo que se

encuentran en el subsuelo están bajo gran presión. Esta presión debe ser sobrebalanceada

para evitar un flujo incontrolado de esos fluidos en el interior del pozo. Es así como el control

se logra a través del mantenimiento de una presión hidrostática suficiente en el anular. La

presión hidrostática es directamente proporcional a la densidad del lodo y a la profundidad

vertical verdadera (TVD) del pozo. La presión hidrostática también controla los esfuerzos

adyacentes al pozo que no son ejercidos por los fluidos de formación. En las regiones

geológicamente activas, las fuerzas tectónicas imponen esfuerzos sobre las formaciones y

pueden causar la inestabilidad de los pozos aunque la presión de los fluidos de formación

esté equilibrada. Igualmente, la orientación del pozo en los intervalos de alto ángulo y

horizontales puede reducir la estabilidad del pozo, lo cual puede controlarse con la presión

hidrostática.

Presión hidrostática (psi) = Densidad del fluido de perforación (lpg)* TVD (ft) * 0.052

3º) Suspender los recortes de perforación y aditivos sólidos presentes en el fluido:

Cuando el lodo no está circulando, la velocidad anular (fuerza de elevación por flujo

ascendente) es eliminada. Los recortes caerán hacia el fondo del pozo a menos que el lodo

tenga la capacidad de formar una estructura de gel cuando no está fluyendo. El lodo debe,

por supuesto, recuperar su fluidez cuando se reinicia la circulación. Los recortes de

perforación que se sedimentan bajo condiciones estáticas pueden causar rellenos y por

consiguiente distintos problemas operacionales como pegas de tubería por ejemplo.

Respecto a los aditivos, el material densificante (el cual por tener mayor gravedad específica

sedimenta más fácilmente) que se sedimenta forma un asentamiento y causa grandes

variaciones en la densidad del fluido en el pozo. El asentamiento ocurre con mayor

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frecuencia bajo condiciones dinámicas en los pozos de alto ángulo donde el fluido circula a

bajas velocidades anulares.

4º) Mantener la estabilidad del hoyo: La estabilidad del pozo constituye un equilibrio

complejo de factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos. A medida que la mecha

penetra en una formación se elimina parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del

pozo. A menos que ese sostén sea reemplazado por el fluido de perforación hasta que el

revestidor hay sido asentado, la formación tenderá a derrumbarse. Sí la formación es muy

firme (el granito sería un ejemplo extremo) se necesitará poco sostén por parte del fluido. Sí

la formación es moderadamente firme y consolidada (lutitas por ejemplo) la densidad del

fluido puede brindar suficiente estabilidad. Sí la formación es débil y no consolidada (como

en el caso de la arena), el fluido debe ser lo suficientemente denso y tener la capacidad de

formar una capa delgada pero resistente de partículas sobre la superficie del pozo. De

cualquier forma, la densidad del lodo debe estar comprendida dentro del intervalo necesario

para equilibrar las fuerzas mecánicas que actúan sobre el pozo.

Por otro lado, la composición química y las propiedades del lodo deben combinarse

para proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de

revestimiento. En fluidos base agua, por ejemplo, las diferencias químicas causan

interacciones entre el fluido de de perforación y la lutita, las cuales pueden producir con el

tiempo el hinchamiento o el ablandamiento. En este caso, varios inhibidores o aditivos

químicos pueden ser agregados para facilitar el control de las interacciones lodo – lutita.

5º) Producir obturación en 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 mayor que la presión de la 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 de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo

y evita numerosos problemas de perforación y producción.

En las formaciones muy permeables con grandes gargantas de poros, el lodo

completo puede invadir la formación según el tamaño de los sólidos del lodo. Para estas

situaciones, es necesario usar agentes ponteantes para así bloquear las aberturas grandes

de manera que los sólidos del lodo puedan formar un sello.

6º) Enfriar y lubricar la mecha y sarta de perforación: A medida que la mecha entra en

contacto con el hoyo y la sarta de perforación rota se genera calor. El fluido de perforación

debe absorber ese calor y transportarlo hasta la superficie (cualquier fluido líquido

desempeñará esa función al circular).

El fluido de perforación también ejerce un efecto lubricante para la mecha, para la

sarta y la tubería de revestimiento durante el proceso de perforación. Algunas partículas

contenidas en el fluido no pueden ser consideradas propiamente como lubricantes; sin

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embargo, la facilidad con que se deslizan una al lado de la otra y su disposición sobre las

paredes del pozo disminuyen la fricción y la abrasión. A veces se añaden materiales

especiales al lodo para mejorar sus propiedades lubricantes. Entre los posibles beneficios se

encuentra una mayor vida útil para la mecha, menor torsión y arrastre, menor presión de

bombeo y menos desgaste por fricción de la sarta de perforación y el revestimiento.

7º) Transmitir energía hidráulica a la mecha y otras herramientas: Durante la circulación

el lodo es expulsado a través de las boquillas de la mecha a gran velocidad. Esta fuerza

hidráulica hace que la superficie por debejo de la mecha se encuentre libre de recortes. Si no

se remueven de allí los recortes, la mecha los seguirá triturando incrementándose así el

porcentaje de sólidos con la subsiguiente disminución de la tasa de penetración. La

remoción eficiente de los recortes que se forman en la superficie de la mecha depende de

las propiedades físicas del lodo y de su velocidad al salir por las boquillas.

En situaciones especiales la fuerza hidráulica del fluido se usa también para hacer

rotar la mecha. La mecha está conectada a un motor hidráulico en el fondo del pozo; el

conjunto está a su vez fijo al extremo inferior de la sarta. Este método se usa a menudo para

lograr una perforación direccional. La energía hidráulica también alimenta las herramientas

de medición al perforar (MWD) y de registros al perforar (LWD).

8º) Permitir la evaluación adecuada de la formación: Sí bien el fluido de perforación

modifica las características originales de la formación, su presencia es necesaria para

realizar muchos de los registros o perfiles con cable que se emplean para la evaluación de la

formación. La utilización de esos perfiles requiere que el fluido sea buen conductor de

electricidad y que presente propiedades eléctricas diferentes a las de los fluidos de la

formación. Una evaluación apropiada de la formación es difícil sí la fase líquida del lodo

penetra profundamente en la formación o si el lodo ha erosionado el pozo física o

químicamente.

9º) Suspender la sarta de perforación y la tubería de revestimiento: El peso de una

sarta de perforación o de una sarta de revestimiento puede exceder las 200 toneladas. Un

peso tal puede causar una gran tensión o esfuerzo sobre el equipo de superficie. Sin

embargo, esas tuberías están parcialmente sostenidas por el empuje ascendente del lodo

(Principio de Arquímedes), de la misma manera que el empuje flotante del mar mantiene

flotando a un barco de acero. La presión ascendente (sustentación hidráulica) depende de la

presión ejercida por el fluido y de la sección transversal sobre la que esta presión se ejerce.

10º) Minimizar los daños a la formación: La protección del yacimiento contra daños que

podrían perjudicar la producción es muy importante. Cualquier reducción de la porosidad o

permeabilidad natural de una formación productiva es considerada como daño a la

formación. Estos daños pueden producirse como resultado de la obturación causada por el

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

(conjunto de perforación) con la formación. El daño a la formación es generalmente indicado

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por un valor de daño superficial o por la caída de presión que ocurre mientras el pozo está

produciendo (diferencial de presión del yacimiento al pozo).

Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación son

los siguientes:

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

los poros.

b) Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del yacimiento, reduciendo la

permeabilidad.

c) Precipitación de los sólidos como resultado de la incompatibilidad entre el filtrado y los

fluidos de la formación.

d) Precipitación de los sólidos del filtrado del lodo con otros fluidos, tales como las salmueras

o los ácidos, durante los procedimientos de completación o estimulación.

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

permeabilidad.

La posibilidad de daños a la formación puede ser determinada a partir de los datos de pozos

de referencia y del análisis de los núcleos de la formación para determinar la permeabilidad

de retorno. Fluidos de perforación diseñados para minimizar un problema en particular,

fluidos de perforación del yacimiento diseñados especialmente, o fluidos de rehabilitación y

completación pueden ser usados para minimizar los daños a la formación.

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CAPÍTULO 2: GEOLOGÍA.

La geología es la ciencia que se ocupa de la historia y vida del Planeta Tierra,

especialmente la almacenada en las rocas. Debido a que el petróleo es una acumulación de

vida anterior tapiada debajo de miles de pies de rocas, los estudios geológicos juegan un

papel muy importante dentro del negocio de la industria del Petróleo y Gas.

2.1) Origen de la Tierra y del Sistema Solar.

Según los astrónomos el universo tuvo su origen hace trece billones de años si

asumimos que el universo fue creado al mismo tiempo de acuerdo a la teoría del “Big Bang”.

Diversos métodos para determinar de edades cronológicas indican que nuestro sistema solar

y la tierra fueron originados hace 4,7 billones de años mediante un génesis que aun no se

entiende ni se explica de una forma completa.

Se conoce de la abundancia de los diferentes elementos en el universo mediante el

análisis de la amplitud y la intensidad de las ondas emitidas por estrellas y diferentes

galaxias. De acuerdo a estos datos el hidrógeno y helio componen al 99% de todos los

elementos. Esto es válido también para la composición del sistema solar. Toda teoría que

trata de explicar el origen de la tierra también deberá explicar porqué la tierra posee una

proporción mucho más alta de elementos pesados que el resto del sistema solar y del

universo.

Una de las teorías que explica la génesis del Sistema Solar indica que el mismo fue

originado a partir de la agregación de materiales que formaban una nube gigantesca en el

espacio. Esta nube gigantesca poseía una fuerte tendencia rotacional. La aceleración

gradual de las partículas y de las presiones y una leve fuerza gravitacional concentraron las

nubes tal cual se indica en la Figura 1.

Figura 1. Ilustración artística de etapas primitivas de los procesos de formación de nuestro Sistema solar Planetario a partir de una nebulosa (a).Michael A. Seeds, en Horizons, "Exploring the Universe, 6th, edition, Ed. Brooks/Cole Pub.Co.2000

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Inicialmente las partículas probablemente estaban frías, pero la fuerza gravitacional y

la fricción de las colisiones entre las partículas generaron enormes cantidades de calor.

Cuando se alcanzaron magnitudes suficientes de calor y presión comenzaron a ocurrir

reacciones nucleares. Como consecuencia de las enormes fuerzas en acción se originó una

concentración de cuerpos celestes rotando en un plano elíptico. Posiblemente, meteoritos de

tamaño reducido y de composición diversa eran los constituyentes básicos de este sistema

solar primitivo. El intenso calor generado por el nuevo sistema y el sol se irradió de una

manera indicada en la Figura 2.

Figura 2.- Formación del sistema solar. El gas y polvo que rodea al Sol se va condensando en partículas

cada vez mayores que dan lugar a planetésimos y estos a planetas

Cerca del Sol la temperatura era tan alta que los elementos ligeros como el hidrógeno y

el helio fueron expulsados debido a la intensa radiación solar. Esta zona fue dominada por

elementos más pesados que se agruparon debido a la gravedad formando cuerpos grandes.

Con el tiempo se formaron así los planetas rocosos del interior del sistema solar.

En los planetésimos, la temperatura fue lo suficientemente alta como para provocar la

fusión química de los materiales sólidos y una importante diferenciación interna: hacia el

centro llegaron los elementos más densos, hacia la periferia salieron los menos densos. Esto

explica el porqué la Tierra y muchos otros cuerpos del sistema solar tienen un núcleo

metálico, en algunos casos en estado de fusión, y una corteza de silicatos rígida. En los

cuerpos menores, satélites y planetas más pequeños, las temperaturas de agregación fueron

modestas y la diversificación no se llevó a cabo.

2.2) Forma de La Tierra.

La tierra es una esfera ligeramente achatada en los polos. El diámetro ecuatorial es 27

millas más grande que el polar. La superficie del planeta es muy chata si se tiene en cuenta

su magnitud. La diferencia vertical entre la montaña más elevada (Everest de 29.000 pies) y

la parte más profunda del océano conocido por el hombre (fosa de Mindanao 36.560 pies) es

menos de 12 millas.

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El diámetro polar de la tierra es de 7.900 millas siendo la ecuatorial de 7.927. La

circunferencia ecuatorial es de 24,900 millas. La superficie de la tierra es de 197 millones de

millas cuadradas, de las cuales aproximadamente 71% se hallan cubiertas por los océanos.

El volumen de la tierra es de más de 250 billones de millas cubicas y su masa se ha

estimado en 6.000 quintillón de toneladas. (6.000.000.000.000.000.000.000 ton).

Los geólogos han construido modelos de la tierra mediante el estudio de la

transmisión de las ondas creadas por terremotos a través de la estructura de la tierra. De

acuerdo a estos estudios la tierra se compone de las siguientes capas.

2.2.1) Corteza.

La parte superficial de nuestra plantea fue denominado corteza hace más de cien

años, cuando se creía que se hallaba compuesta de un gran núcleo incandescente y fundido

cubierto por un caparazón o corteza muy delegada de rocas. Hoy basado en conocimientos

científicos más avanzados se sabe que esta parte de la tierra es solamente una porción

pequeña de una parte sólida más extensa conocido como litósfera. La misma se halla

compuesto de las mismas rocas que se observan en la superficie y se prolonga hasta una

profundidad de 20-30 millas hasta la Discontinuidad de Mohorowich (ver Figura 3). Las

observaciones directas que se pueden hacer de la corteza son muy limitadas ya que el túnel

minero más profundo es de solamente 10.000 pies y observaciones más directas como en el

Gran Cañón del Colorado se extienden solamente por una milla. Pero a consecuencia de

estudios sismológicos se sabe que la tierra se compone de:

1. Bloques continentales

2. Cuencas oceánicas

2.2.1.1) Continentes.

El granito es la roca dominante en la composición de los continentes. Esta zona

también se denomina, a consecuencia de su composición, como sial. Este nombre deriva de

su composición química de sílice y aluminio. Esta parte de la tierra es de aproximadamente

6-9 millas de espesor.

Esta zona se prolonga y se une a las zonas inferiores de la tierra de una manera

gradual. En las zonas más bajas de la corteza las ondas de propagación de los terremotos

se trasladan con mayor velocidad, indicando formaciones de mayor densidad. Debido a ello

la zona se denomina también como sima, por su composición de sílice y de magnesio. La

zona posee un espesor de 12 a 17 millas, pudiendo en algunos casos llegar hasta los 27

millas, por debajo de zonas montañosas.

2.2.1.2) Cuencas Oceánicas.

El tipo de material predominante en los continentes (granito), parece estar ausente en

la cuenca de los océanos. Por análisis de muestras submarinas y de las diversas islas

aflorando se determinó que la roca que predomina en las cuencas oceánicas es el basalto.

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Esta zona es de un espesor irregular y llega hasta la Discontinuidad de Mohorovich entre 6-8

millas.

2.2.2) Manto.

Entre la corteza de la tierra y el núcleo incandescente se halla ubicado el manto. Esta

parte de la tierra es de aproximadamente 1.800 millas de espesor. Se halla compuesto de

dos zonas bien diferenciadas compuestas de silicatos, sulfatos y óxidos. Los materiales que

lo componen se hallan bajo altas presiones, evitando las mismas que los componentes

mencionados se fundan bajo las altas temperaturas que dominan. El límite divisor entre el

manto y el núcleo se conoce como la Discontinuidad de Wiechert-Gutenberg. Su habilidad

para transmitir o las ondas causados por los terremotos indican una gravedad especifica

entre 3,6 y 4,5. La parte externa es presumiblemente de peridotita siendo la interna un

mineral más denso denominado palasita. La gravedad específica de esta parte es de 4,5 a

8,0.

2.2.3) Núcleo.

Esta parte de la tierra posee un diámetro de 4.300 millas (un poco más de la mitad del

volumen del planeta). Esta compuesta de metales pesados tanto en un estado sólido como

fundido. Algunas de la ondas producidas por terremotos que se transmiten solamente a

través de sólidos no atraviesan el núcleo. Otras ondas que atraviesan tanto a sólidos y

líquidos, disminuyen su velocidad al entrar en el núcleo pero aceleran después de haber

atravesado al mismo. Se deduce que la parte exterior del núcleo es una masa líquida e

incandescente de roca. La parte central sería sólida y estaría formado por materiales

diferentes.

Figura 3. Interior de la tierra

Fuente: www.portalplanetasedna.com.ar

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2.3) Geología del Petróleo.

Geología es la ciencia que estudia la tierra, su origen y desarrollo en el pasado, lo

mismo que su composición y procesos que actúan y actuaron sobre su superficie e interior y

el origen y desarrollo de la vida sobre su superficie. Como una ciencia la geología posee

técnicas propias para reconstruir a lo ocurrido en el pasado, apoyándose también en otras

ramas de la ciencia como química, biología y física para una interpretación más certera.

La geología posee las siguientes ramas:

Cristalografía.

Mineralogía.

Petrografía.

Geoquímica.

Geología Estructural.

Estratigrafía.

Sedimentología.

Paleontología.

Geomorfología.

Figura 4. Interior de la tierra Fuente: http://greco.fmc.cie.uva.es/mineralogia/contenido/intr_miner3_2_2.html

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En la geología del petróleo la principal preocupación es la sedimentología, estratigrafía y

geología estructural.

Sedimentología es la rama de la Geología que estudia el origen, transporte,

deposición y diagénesis de los sedimentos. Incluye la descripción clasificación e

interpretación de los mismos. Las rocas sedimentarias son el material fundamental de la

estratigrafía. El mismo estará estudiando el origen de los diferentes estratos de rocas, su

historia a través del estudio de los organismos fósiles que ellos encierran. La estratigrafía es

el estudio del fenómeno de la sedimentación a través de las edades geológicas. La ley

fundamental que rige la sedimentación es la ley de la superposición. El mismo afirma que en

una sucesión de rocas, las capas superiores fueron formadas luego de las capas inferiores.

Por lo tanto, la solución de problemas estratigráficos y estructurales comienza con la

observación sistemática de sedimentos expuestos en la superficie de la tierra o a través de

perforaciones. Es importante recordar que la actividad tectónica va influenciar de una

manera profunda la forma en que las capas de sedimentos se disponen y a su espesor.

Basado en toda la información obtenida se elabora una columna estratigráfica subdividida de

acuerdo a las edades geológicas. La estratigrafía es el estudio de la sucesión de las rocas y

la interpretación de estas sucesiones y la secuencia de los eventos geológicos en la historia

de la tierra.

2.3.1) Propiedades de las Rocas Sedimentarias.

La mayoría de las rocas de origen sedimentario cuentan con dos componentes

principales:

1. Fracción detrital: Acarreo al área de la deposición desde el área de origen.

2. Fracción química: Formado por acción química en el área de la deposición.

Al estudiar las propiedades de rocas sedimentarias lo siguiente deberá tenerse en

cuenta

Las rocas detríticas tienen una textura fragmentar mientras que las rocas de origen

químico poseen una textura cristalina. Hay cuatro componentes que definen la textura de

una roca. Ellos son:

Granos.

Cemento.

Matriz.

Poros.

El cemento se debe diferenciar de la matriz, siendo los cementos más comunes: sílice,

calcita, dolomita y siderita.

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Los granos de una roca se describen en función de las siguientes propiedades:

Color.

Tamaño.

Forma.

Esfericidad.

Orientación de cristales.

Textura de la superficie.

Composición mineralógica.

Las propiedades de las partículas describen tanto a los sedimentos clásticos como

químicos. Granos grandes de arena implican un transporte que requiere un alto nivel de

energía y la abundancia de calcita indicaría la existencia de un medio ambiente deposicional

muy particular.

El color es indicativo de las diferentes asociaciones químicas.

La forma de las partículas indica el grado de transporte sufrido por el sedimento.

2.3.2) Origen de las Rocas Sedimentarias.

Las rocas sedimentarias son la consecuencia de la degradación y transporte de

formaciones previamente existentes. La erosión degrada a las rocas fragmentándolas en

partículas pequeñas que son transportadas por diferentes agentes a veces a grandes

distancias. Cuando la energía del medio de transporte se agota se da la deposición del

nuevo sedimento. La erosión se produce a través de dos fenómenos distintos:

Físicos: Desintegración mecánica.

Químico: Oxidación y/o disolución selectiva.

El transporte de los sedimentos se hace mediante las siguientes acciones:

Gravitacional.

Acción glacial.

Acción del agua.

Acción del viento.

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Figura 5

Ciclo de la Roca

Fuente: es.encarta.msn.com/.../Ciclo_de_las_rocas.html

2.3.3) Clasificación de Rocas Sedimentarias.

Se reconocen cinco clases genéticas de rocas sedimentarias:

Orgánicas.

Químicas.

Residuales.

Volcanoclásticas.

Ferruginosas.

Los sedimentos orgánicos se componen de materiales orgánicos, tanto de origen

animal como de vegetal.

Los sedimentos químicos se forman por precipitación directa en un medio ambiente

acuático. Estas rocas denominadas también evaporitas son las calizas, tufas, etc.

Los sedimentos residuales son aquellos que han sido dejados en el lugar de origen

luego de la degradación de los sedimentos originales, es decir que no sufren transporte.

Los sedimentos ferruginosos se originan en tierra y son de composición silicoclásticas.

Los Sedimentos volcanoclásticos como lo indica su nombre son de origen volcánico.

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2.3.4) Porosidad y Permeabilidad.

Es de gran importancia, para entender los fundamentos de la Geología del Petróleo

conocer y entender los conceptos de permeabilidad y porosidad.

Porosidad Total: Es el volumen del espacio vació de la roca expresado como un

porcentaje total del volumen de la roca.

Porosidad =

Porosidad Efectiva: Es la cantidad de poros conectados expresada en porcentaje.

Permeabilidad: Es la medida de la habilidad de una roca de permitir un fluido fluir a

través de su estructura. Permeabilidad se calcula de acuerdo la siguiente ecuación:

K =

K = Permeabilidad (Darcy)

L = Longitud de la muestra de la roca (cm)

Q = Volumen del flujo (cm3/s)

M = Viscosidad del fluido (cP)

A = Área transversa de la muestra de roca (cm2)

P = Presión aplicada (atm)

En teoría la porosidad es independiente del tamaño de los granos de sedimentos.

Pero en la práctica la porosidad disminuye con un incremento en el tamaño de los granos.

También como una regla general la porosidad va a aumentar con un incremento en la

selección de los granos. A su vez la porosidad es inversamente proporcional a la esfericidad

de los granos. Cuantos más esféricos son los mismos, menor será la porosidad debido a la

tendencia de empacamiento más estrecho de los granos. Formaciones de alto contenido de

arcillas como las lutitas tienen una porosidad muy reducida debido a la compactación.

100 *(Volumen Total - Volumen de los Granos)

Volumen Total

Q x M x L

APxA

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Figura 6

Tipos de Porosidad

Fuente: industria-petrolera.blogspot.com/2007/11/un-p...

2.3.5) Fluidos del Yacimiento.

Los fluidos contenidos en un yacimiento son una combinación compleja de

hidrocarburos contenidos en el espacio poroso de la roca madre. Estos fluidos pueden

presentarse como vapor, líquido o sólidos o como cualquier combinación de los tres. El

estado en el cual el fluido se va presentar en el yacimiento es una función de la temperatura

y de la presión bajo las cuales se encuentra éste. La composición química del petróleo varía

mucho de un depósito a otro, pero sin embargo todos poseen un rasgo común; se hallan

compuestos de una manera predominante de:

Carbón, C

Hidrógeno, H

Azufre, S

Oxígeno, O

Nitrógeno, N

Como una regla general la mayoría de los depósitos de petróleo presentan la siguiente

composición química:

Interconectada: poros conectados por varios lados. Las corrientes de agua pueden desalojar el gas y el petróleo

Aislada: poros aislados. Los poros conectados e Interconectados constituyen la porosidad efectiva.

C = 84 - 87% H = 11 - 14% S, N, O = 01, - 2% combinado

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Figura 7

Esquema de los fluidos contenidos en un yacimiento

La productividad de un yacimiento de petróleo depende de las características físicas

de los fluidos contenidos en el mismo. Son de una importancia primordial la densidad,

viscosidad y la proporción en la cual se presentan en el yacimiento gases y líquidos.

Es también de gran importancia las variaciones volumétricas que los fluidos

presentarán bajo condiciones cambiantes de presión y temperatura.

Generalmente los fluidos de un yacimiento se pueden clasificar en cuatro categorías:

1. Crudos Normales: Estos son los hidrocarburos líquidos llamados generalmente como

"crudos". Poseen viscosidades de 1 cp hasta 1.000 cp. Las gravedades específicas pueden

variar de 0,825 a 1.075 y el color es de un negro verdoso a un color ámbar. Las

características volumétricas de los crudos se hallan ligadas a la presión del reservorio y

pueden ser demostrados con una celda de presión. La Figura 8 indica las características

volumétricas del crudo.

Si se tiene solamente presente la fase liquida (petróleo) la presión del yacimiento PA se

reduce durante la producción, al mismo tiempo que se incrementa el volumen específico del

petróleo. A una presión menor PB, aparecerá por primera vez una burbuja de gas libre. Esta

presión y este momento se denominan "punto burbuja".

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PA PB PC PD

Figura 8

Características Volumétricas de Crudo Contra Presión

Una reducción posterior de la presión del yacimiento a los niveles PC y PD van a

ocasionar un cambio. A medida que la presión baja, la cantidad de gas escapando del

petróleo incrementa de una manera proporcional. Al mismo tiempo el volumen especifico se

incrementa, aparejado de una reducción del volumen especifico del petróleo con la reducción

de la presiona por debajo de PB.

Cuando el gas se separa del petróleo componentes como metano y etano se

evaporan. Hay yacimientos con presiones entre las presiones PA y PD. Los mismos, se

hallan relacionados a las temperaturas y presiones existentes en ese yacimiento. Si las

presiones existentes se hallan por debajo de PB entonces la separación petróleo/gas se ha

producido y se hallará posicionado como se indica en la Figura 9.

Figura 9

Separación Petróleo – Gas

Petróleo

Gas Petróleo

Gas

Petróleo

Gas

Petróleo

Punto de Burbuja

PA > PB > PC > PD

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2. Crudos Volátiles: Estos son similares a los previamente discutidos pero son más livianos,

de menor viscosidad y presentan un cambio de volumen más grande con la reducción de la

presión. Esto se debe enteramente al aspecto volátil, es decir a la mayor cantidad de gases

en solución, por lo tanto una mayor compresibilidad bajo alta presión. La densidad

generalmente se halla entre 0,75 y 0,85. Los cambios volumétricos se producen igual que en

el caso anterior.

3. Gas condensado: Son líquidos con un gran volumen de gas mezclado. Los condensados

pueden existir como líquidos en una acumulación de gas. Realmente se trata de una fase

líquida que se desarrolla de la condensación de componentes más pesados a medida que la

presión es reducida a consecuencia de la producción. La Figura 13 ilustra la reducción de

presión PA a PD.

PA PB PC PD

Figura 10

Comportamiento de Gases Condensados

Bajo altas presiones de yacimiento el sistema se compone solamente de gas. Al

reducirse la presión del yacimiento como consecuencia de la producción se forma un

condensado, al principio en cantidades pequeñas. La presión a la cual esto se produce se

denomine el "punto de rocío" La cantidad de condensado incrementará si la presión del

yacimiento sigue disminuyendo. En condiciones por debajo de PC el yacimiento será de

condensado. La viscosidad de un condensado es entre 0,05 a 0,5 cp, con una gravedad

especifica entre 0,7 a 0,78.

4. Yacimiento de gas seco: Indica un reservorio donde solamente gas se halla presente

bajo todas las condiciones de presión de reservorio. Generalmente estos reservorios

consisten en 98% de metano puro.

Petróleo

Gas Petróleo

Gas

Petróleo

Gas

Petróleo

Punto de Rocío

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2.3.6) Propiedades Físicas de Fluidos de Yacimiento.

Los fluidos de reservorio poseen varias características de gran interés para la

producción del mismo. Estas propiedades son:

Densidad

Viscosidad

Compresibilidad

Gas en Solución

2.3.6.1) Densidad

Se define como la masa por unidad de volumen y se expresa a una temperatura y

presión en particular. Para eliminar la confusión y las diferentes unidades API determino que

la densidad del petróleo se debe expresar en Gravedad Especifica API. Esto se hizo con la

intención de unificar criterios para le expresión de la densidad del petróleo. La Gravedad API

de un tipo de petróleo se determina de la siguiente manera:

APIº =

Donde SG es la gravedad especifica del fluido.

Por lo tanto la Gravedad API del agua sería de 10. El petróleo con una gravedad

específica de más de 10 sería más liviano que el agua. Los diferentes fluidos de formación

poseen los siguientes rangos de gravedad API:

Tipo de Fluido SG API

Crudo 0,82 - 1,07 41,0 - 0,75

Crudo Volátil 0,78 - 0,85 50,0 - 36,0

Condensado 0,70 - 0,78 70,6 - 48,7

Agua Pura 1,0 1,0

La gravedad API indica el valor de mercado del fluido. Cuanto más elevada es la gravedad

API tanto más valioso es el fluido, ya que el petróleo contendrá mayores proporciones de

gasolina. Para determinar la gravedad API se debe determinar la gravedad específica (SG)

del fluido con un hidrómetro graduado.

141,5 -131.5

SG

RIF: J -30482511-0

2.3.6.2) Viscosidad.

Esta es la propiedad física del fluido que determinará su habilidad para fluir. El volumen

de flujo es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. La viscosidad al igual que la

densidad es una función de la composición del fluido y de la temperatura y presión del

yacimiento. La unidad para medir la viscosidad se denomina poise, aunque normalmente se

expresa en centipoise (cP).

2.3.6.3) Compresibilidad.

Es la medida que se emplea para expresar cambios en el volumen del líquido al pasar

en el yacimiento de una presión a otra. La compresibilidad se expresa como Bo o factor

volumétrico de formación. Tiene que ver con la cantidad de petróleo en el yacimiento y el

área de superficie.

2.3.7) Clasificación de Gases.

Típicamente un yacimiento de gas consiste entre 60-80% de metano y el resto

compuesto de gases más pesados como C2, C3, C4, C5 y otros. Excepcionalmente se han

encontrado yacimientos con un contenido de metano tan bajo como 7%.

Nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y helio se hallan presente en

pequeñas cantidades y se consideran como impurezas. N2 y al CO2 al hallarse presentes en

grandes cantidades pueden impedir la combustión del gas. El CO2 y H2S pueden causar

severa corrosión, además de que el H2S se considera un gas venenoso. La determinación

de la concentración de los gases se puede hacer de una forma precisa mediante la

cromatografía o espectroscopía de masas.

2.3.8) Origen Del Petróleo.

¿Es el petróleo un mineral? Los geólogos definen un mineral como una substancia que

se produce de una manera natural y posee propiedades fisicoquímicas definidas. El petróleo

definitivamente se origina de una manera natural, pero no todos los petróleos son iguales. El

petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos que pueden ser gas, liquido o sólido,

dependiendo de su composición y de las condiciones de temperatura y presión del

yacimiento. Por lo tanto, en el sentido estricto de la definición el petróleo se considera como

tal. Todos los petróleos contienen una fracción de parafinas, es decir metano, etano,

propano o butano. Los cicloparafinas y aromáticos (series de benceno) son también

1 poise = 1g /cm*s = 1 dina / s*cm2 = 0.1 Pa*s

RIF: J -30482511-0

constituyentes mayores del mismo. Impurezas como dióxido de carbono, sulfuro de

hidrógeno, nitrógeno, y oxígeno se hallan presentes también en numerosos crudos. Por lo

tanto, la composición química de un crudo es una clave para determinar su origen. Carbono

e hidrógeno son los dos componentes predominantes en la composición de un petróleo.

Las fuentes más abundantes de estos elementos son los organismos como animales y

plantas. Según los geoquímicos la evidencia más concreta de que los materiales antes

mencionados son los que originan los petróleos es la presencia de pigmentos porfirínicos y

de nitrógeno en su composición química. Las únicas fuentes conocidas de estos pigmentos

son las heminas, pigmentos que le dan color a la sangre y a la clorofila, pigmento verde que

es responsable del color de las plantas. Además el nitrógeno es el principal componente de

los aminoácidos que es el componente básico de todo organismo vivo sea animal o vegetal.

De acuerdo a esto, se puede determinar que animales y plantas son las principales

fuentes de petróleo. Hongos marinos y algas dinoflageladas son la fuente principal de

organismos marinos. El contenido de carbono en los animales varía entre 2-40%. Entre los

animales que pueden originar depósitos de petróleo podemos mencionar peces, corales y

diferentes moluscos. Todos estos organismos sean plantas o animales han habitado la tierra

por más de 1.1 billón de años, algunas algas primitivas por más de 3.6 billones. Sin

embargo, la preservación de estos organismos y la posibilidad de que los mismos originen

depósitos de petróleo dependen de la cantidad de oxígeno en el medio ambiente y del ritmo

al cual se produce la deposición de los sedimentos.

La descomposición de este material orgánico es completa en un medio ambiente rico en

oxígeno y los productos principales serán CO2 y H2S. Si la deposición se produce en un

medio ambiente que carece de oxígeno la preservación de estos materiales será completa.

En estas condiciones los carbohidratos (CH2O) reaccionan de una manera parcial con O2

para formar CO2 y cadenas de hidrocarburos (CH2). Esto incluye la reducción parcial de los

carbonos durante una serie compleja de reacciones químicas. Si este material orgánico no

es enterrado, la acción bacteriana va reducir el mismo a CO2 y H2S. Como se ve para que el

material orgánico se conserve y se produzcan las condiciones favorables para que se origine

petróleo se requiere la presencia de un medio ambiente reductor y una deposición rápida de

los sedimentos. Este material orgánico primitivo que originará los depósitos de petróleo se

denomina kerógeno. La mejor roca madre para la génesis de este material son las lutitas.

Estas rocas son de grano muy fino y de un color gris oscuro. Es muy raro que el kerógeno se

origine en formaciones como arenas. Estas rocas constituyen un medio ambiente muy

riguroso para la preservación del kerógeno. Las lagunas, pantanos y medio ambientes

marinos profundos, todos ambientes de reducido contenido de oxígeno (ambientes

reductores) son los lugares más favorables para que el kerógeno se forme.

En resumen, el material a partir del cual se origina el petróleo se denomina kerógeno

y es una forma ligeramente alterada de organismos muertos, sean estos de origen animal o

vegetal. El kerógeno se origina en una roca madre que es por lo general lutita. Esta roca de

grano muy fino representa al medio ambiente reductor y de rápida deposición que se

requiere para que el fenómeno se lleve a cabo. El área costera de Louisiana (EE.UU)

constituye un ejemplo clásico de este ambiente.

RIF: J -30482511-0

La transformación del kerógeno a petróleo se hace mediante una serie muy compleja

de reacciones químicas que los geólogos aun no entienden de una manera completa. Se

sabe que el proceso se halla controlado por dos variables mayores, que son la temperatura y

la presión del medio ambiente. El incremento de temperatura y de presión son los factores

responsables de la degradación de este material en lo que conocemos como petróleo. Este

proceso se acelera con el incremento de la temperatura y por cada 10°F de incremento de la

temperatura el tiempo de reacción se acelera al doble. A medida que el kerógeno y la

formación que lo envuelve se ven enterrados por una secesión de capas nuevas la

temperatura se ve incrementada. Los gradientes geotérmicos de áreas que producen

petróleo son de 30°C. El tiempo es un factor importante tal cual se ilustra en la Figura 11.

Cuanto más joven es una formación mayor será la temperatura necesaria para que la

transformación kerógeno-petróleo sé produzca.

Figura 11

Generación de Petróleo: Temperatura vs. tiempo

Como ya se mencionó, la mejor roca madre es la lutita. Cuando esta roca se deposita,

los granos individuales se hallan orientados al azar y empacados de una forma muy suelta.

Como consecuencia la porosidad es elevada. Pero con tiempo la sobrecarga ejercida por las

capas nuevas que se van agregando a la cuenca sedimentaria donde la deposición ocurre

van a comprimir los sedimentos de una manera que la porosidad se ve gradualmente

reducida. Como ejemplo se muestra el siguiente cálculo: Al momento de la deposición la

porosidad pudo haber sido hasta de 45%. A los 5,000 pies la porosidad es reducida a 25%,

siendo la porosidad a 12.000 pies de 3-5%. A medida que la formación es compactada el

agua que los poros contenían de una manera original es lentamente exprimida.

Antes de que el kerógeno se convierta en petróleo más del 90% del agua presente va

ser desalojada. A medida que el proceso prosigue la compactación, expansión térmica y

presión capilar hacen que el hidrocarburo migre y abandone la roca madre y se aloje en

formaciones de mayor porosidad y menor plasticidad como son las arenas. Las arenas y

RIF: J -30482511-0

calizas van a ser las formaciones que alojan al petróleo y normalmente están en estrecho

contacto con las lutitas.

2.3.9) Proceso de la migración.

Como el material orgánico inicial del cual procede el petróleo se encuentra disperso,

los productos resultantes de su transformación (gas o petróleo) también estarán dispersos

en la roca madre petrolífera, normalmente arcilla.

El petróleo es líquido y el gas es gaseoso, por lo que tendrán mayor movilidad que el

carbón, igual que el agua que queda como residuo. Así podrán moverse, de forma que

normalmente las acumulaciones de petróleo y gas migran, por lo que no se van a encontrar

allí donde se formaron. Los geólogos denominan a este fenómeno migración, que puede ser

primaria o secundaria.

Como resultado de la migración primaria, el petróleo y el gas se van a colocar en las

rocas vecinas, siempre que sean porosas. Las causas de esto pueden ser un desalojamiento

forzado, difusión (el petróleo busca otro sitio; los que más se difunden serán los gases),

desplazamiento debido al agua, presión por causa de los estratos, filtración por los poros de

las rocas almacenadoras, puede viajar como mezcla de gas y vapor cuando hay grandes

temperaturas y presiones.

Esta masa de petróleo y gas va a moverse posteriormente hacia arriba, en lo que se

denomina migración secundaria, a través de los estratos porosos y como consecuencia de la

gravedad o de la presión de las placas tectónicas. Emigra hasta llegar a la roca impermeable

que no permite la difusión a través de ella.

2.3.10) Yacimientos de Petróleo.

Como se vio anteriormente, el petróleo se origina en formaciones lutíticas pero migra

abandonado la roca madre. El petróleo se va alojar en formaciones de alta permeabilidad

que permiten la explotación comercial del mismo. La porosidad y permeabilidad son dos

rasgos sobresalientes de las formaciones que van a acumular el petróleo.

Los yacimientos son básicamente de arenas y calizas. Las acumulaciones de

petróleo a lo largo del mundo se hallan divididas de una forma aproximadamente igual entre

estos dos tipos. Los reservorios van de edades de 570 millones de años a unos pocos

millones.

En los yacimientos de arena, por lo general se tiene una porosidad del 10-35%

siendo la permeabilidad como se vio la medida de la habilidad de la formación de permitir el

paso del petróleo. Los poros de un yacimiento típico se hallan llenos de agua y/o petróleo y

gas. Cada yacimiento contendrá cantidades variables de agua. El agua puede llenar los

poros o presentarse como una película fina que envuelve a los granos.

RIF: J -30482511-0

Figura 12

Yacimiento de Arena

Muchos de los yacimientos más grandes del mundo representan un ambiente de playa

como el gigantesco campo de Texas de Woodbine. Otros yacimientos de arenas representan

ambientes deltaicos como los del Río Mississippi. Estos depósitos son especialmente

interesantes ya que los sedimentos acumulados fueron generados cerca de la costa y

transportados y depositados en un ambiente marino profundo. Los yacimientos de arena

varían en sus edades pero todos tienen buenas porosidades y se hallan cerca a la roca

madre.

Por su parte, los carbonatos que pueden ser yacimientos petrolíferos incluyen a

calizas, margas y rocas de origen orgánico, producidas por la acumulación de conchas y

esqueletos de animales. Los cálculos de porosidad y de permeabilidad en estos yacimientos

son difíciles y generalmente imprecisos, pero por lo general varía entre 7 - 25%. Los

depósitos de rocas carbonáceas pueden originarse en diversos medio ambientes. Los más

frecuentes incluyen a:

Lagunas

Turbiditas

Bancos coralinos

AGUA CON NATA

AGUA CON FINOS HÚMEDOS

PETRÓLEO

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Figura 13

Origen de Formaciones Carbonáceas

Fuente: www.tacarigua.com.ve/gas7.gif

2.3.10.1) Trampas petrolíferas.

Se ha indicado que las rocas que contienen el petróleo son arenas y carbonatos.

Pero no se puede contar con la presencia de yacimientos si no se tiene una trampa, que

evite la migración del petróleo. Una trampa se define como una barrera que evita la

migración del petróleo. Sin la presencia de la trampa el petróleo seguiría migrando hasta

alcanzar la superficie y escapar de esta manera. Las trampas se clasifican en:

Estructurales.

Estratigráficas.

De combinación.

Las trampas estructurales son aquellas que se originan a través de deformaciones en las

capas de roca (fenómenos tectónicos) tales como un anticlinal o una falla.

Los sedimentos son depositados en general en capas horizontales, siendo paralelas

entre ellas. Escapan a esta regla los sedimentos depositados en las dunas. Si estas capas

de sedimentos son alteradas y deformadas por movimientos tectónicos se pueden generar

las denominadas trampas estructurales. Los sedimentos de acuerdo a su naturaleza pueden

RIF: J -30482511-0

deformarse plegándose o fracturándose al ser afectados por movimientos tectónicos. Si los

sedimentos son plásticos las posibilidades son que los mismos se deformen plegándose.

Hay dos tipos de posibles plegamientos:

Anticlinal: Es un pliegue convexo hacia arriba o en forma de letra “A”. En un

anticlinal, las capas más antiguas o estratos más antiguos estarán hacia el centro de

la curvatura. El anticlinal es posiblemente la estructura de mayor importancia en la

búsqueda de hidrocarburos.

Sinclinal: Es un pliegue cóncavo hacia arriba o en forma de “U”. En este caso, las

rocas más jóvenes se encuentran hacia el centro de la curvatura.

Otro tipo de pliegue puede ser producido por la presencia de un domo de sal. En este caso

las capas van a inclinarse en diversos ángulos a partir de la estructura del domo. De acuerdo

a la naturaleza de cada formación éstas se fracturarán o se plegarán.

Figura 14: Trampa Estructural (anticlinal).

En algunos casos las formaciones se fracturan mecánicamente bajo la acción de las

fuerzas tectónicas produciendo lo que los geólogos denominan fallas. En este caso, grandes

bloques de las formaciones fracturadas se desplazan uno respecto al otro a lo largo del

plano de la falla. Las fallas se pueden clasificar en:

Fallas Normales.

Fallas Inversas.

Fallas Transversales.

Fallas rotacionales.

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Fallas Oblicuas.

Figura 15: Trampa Estructural (falla).

Falla normal: Este tipo de fallas se generan por tensión horizontal. El movimiento es

predominantemente vertical respecto al plano de falla, el cual típicamente tiene un

ángulo de 60 grados respecto a la horizontal. El bloque que se desliza hacia abajo

se le denomina bloque de techo, mientras que el que se levanta se llama bloque de

piso. Otra manera de identificar estas fallas es la siguiente. Si se considera fijo al

bloque de piso (aquel que se encuentra por debajo del plano de falla) da la

impresión de que el bloque de techo cae con respecto a este.

Falla inversa: Este tipo de fallas se genera por compresión horizontal. El movimiento

es preferentemente horizontal y el plano de falla tiene típicamente un ángulo de 30

grados respecto a la horizontal. El bloque de techo se encuentra sobre el bloque de

piso.

Falla transversal: Estas fallas son verticales y el movimiento de los bloques es

horizontal. Se distinguen dos tipos de fallas de desgarre: derechas e izquierdas.

Derechas, o diestras, son aquellas en donde el movimiento relativo de los bloques

es hacia la derecha, mientras que en las izquierdas, o siniestras, es el opuesto.

Falla rotacional: Es la que se origina por un movimiento de basculamiento de los

bloques que giran alrededor de un punto fijo, como las dos partes de una tijera.

RIF: J -30482511-0

Falla oblicua: Es aquella que presenta movimiento en una componente vertical y una

componente horizontal.

En el caso de las trampas estratigráficas la estructura que entrampa al petróleo no

es de naturaleza estructural sino que se halla controlada por el medio ambiente deposicional.

Algunas trampas estratigráficas se originan por acuñamiento de la roca reservorio, cambios

en la secuencia de deposición o cambios posteriores en la roca reservorio (como el caso de

dolomitización en las rocas de carbonato) los cuales tienden a reducir la porosidad.

La exploración en trampas estratigráficas es difícil y de gran riesgo. Muchas veces

este tipo de depósitos son descubiertos de una forma accidental al perforar yacimientos que

se hallan ubicados a mayor profundidad. Las investigaciones por estas estructuras deben

incluir la perforación de pozos exploratorios e interpretación geosísmica. En líneas generales

las trampas estratigráficas no son tan ventajosas y provechosas como lo son las trampas

estructurales.

Figura 16: Trampa Estratigráfica.

Finalmente, como el nombre lo indica estas trampas son una combinación de las dos

anteriormente analizadas. Los yacimientos más notorios de esta índole se hallan ubicados

en Texas, Louisiana. Las Tizas de Austin son un ejemplo clásico de este tipo de trampa.

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Figura 17: Trampa Mixta.

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CAPÍTULO 3: FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN ROTARIA.

La industria petrolera comenzó en 1859 utilizando el método de perforación a

percusión, llamado también “a cable”. Se identificó con estos dos nombres porque para

penetrar las formaciones se utilizó una barra de configuración, diámetro y peso adecuado,

sobre la cual se enrosca una sección adicional metálica fuerte para darle más peso, rigidez y

estabilidad. Por encima de esta pieza se enrosca un percutor eslabonado para hacer efectivo

el momento de impacto (altura x peso) de la barra contra la roca. Al tope del percutor va

conectado el cable de perforación. Las herramientas se hacen subir una cierta distancia para

luego dejarlas caer libremente y violentamente sobre el fondo del hoyo. Esta acción

repetitiva desmenuza la roca y ahonda el hoyo.

A pesar de que este método se empleó durante más de 60 años en la industria

petrolera, a la larga fue sustituido por la perforación rotaria.

Figura 18: Esquema de la perforación a percusión

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La perforación rotatoria se utilizó por primera vez en 1901, en el campo de

Spindletop, cerca de Beaumont, Texas, descubierto por el capitán Anthony F. Lucas, pionero

de la industria como explorador y sobresaliente ingeniero de minas y de petróleos. Este

nuevo método de perforar trajo innovaciones que difieren radicalmente del sistema de

perforación a percusión, que por tantos años había servido a la industria.

Los componentes del taladro son:

• El Sistema de Potencia.

• El sistema de levantamiento.

• El sistema rotatorio.

• El Sistema de circulación de fluido de perforación.

• El sistema de seguridad impide reventones.

En la Figura xx se puede apreciar la disposición e interrelación de los componentes

constituyentes de los sistemas antes mencionados. La función principal del taladro es

construir un hoyo lo más económicamente posible, de modo que éste pueda servir como

punto de drenaje eficaz del yacimiento. Lo ideal sería que el taladro estuviese perforando

todo el tiempo pero la utilización y el funcionamiento del taladro mismo y las operaciones

conexas para hacer y terminar el hoyo requieren hacer altos durante el curso de los trabajos.

3.1) Sistema de Potencia.

La potencia de la planta debe ser suficiente para satisfacer las exigencias del

sistema de levantamiento, del sistema rotatorio y del sistema de circulación del fluido de

perforación. La potencia máxima teórica requerida está en función de la mayor profundidad

que pueda hacerse con el taladro y de la carga más pesada que represente la sarta de tubos

requerida para revestir el hoyo a la mayor profundidad.

Por encima de la potencia teórica estimada debe disponerse de potencia adicional. Esta

potencia adicional representa un factor de seguridad en casos de pega de la tubería de

perforación o de la de revestimiento, durante su inserción en el hoyo y sea necesario templar

para librarlas. Naturalmente, la torre o cabria de perforación debe tener capacidad o

resistencia suficientes para aguantar la tensión que se aplique al sistema de levantamiento.

Cuando el sistema de levantamiento requiere toda la potencia disponible, ésta puede

utilizarse plenamente. De igual manera, durante la perforación, la potencia puede distribuirse

entre el sistema rotatorio y el de circulación del fluido de perforación.

La planta consiste generalmente de dos o más motores para mayor flexibilidad de

intercambio y aplicación de potencia por engranaje, acoplamientos y embragues adecuados

a un sistema particular. Estos motores pueden ser:

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Figura 19: El taladro de perforación rotaria y sus partes

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Motores mecánicos.

Motores eléctricos.

Motores electromecánicos.

En la siguiente tabla se muestra una relación entre la profundidad a perforar y la potencia

nominal de levantamiento requerida.

Profundidad (m) Potencia (HP)

1300 - 2200 550

2100 - 3000 750

2400 - 3800 1000

3600 - 4800 1500

3600 - 5400 2100

3900 - 7600 2500

4800 - 9100 3000

Tabla 1: Potencia nominal de levantamiento vs. Profundidad

Tabla 3-1.

3.2) Sistema de levantamiento.

Durante cada etapa de la perforación, y para las subsecuentes tareas

complementarias de esas etapas para introducir en el hoyo la sarta de tubos que reviste la

pared del hoyo, la función del sistema de levantamiento es esencial. Meter en el hoyo,

sostener en el hoyo o extraer de él tan pesadas cargas de tubos, requiere de un sistema de

levantamiento robusto, con suficiente potencia, aplicación de velocidades adecuadas, freno

eficaz y mandos seguros que garanticen la realización de las operaciones sin riesgos para el

personal y el equipo.

Los componentes principales del sistema de levantamiento son:

1º) El malacate: Ubicado entre las dos patas traseras de la cabria, sirve de centro de

distribución de potencia para el sistema de levantamiento y el sistema rotatorio. Su

funcionamiento está a cargo del perforador, quien es el jefe inmediato de la cuadrilla de

perforación.

El malacate consiste del carrete principal, de diámetro y longitud proporcionales

según el modelo y especificaciones generales. El carrete sirve para devanar y mantener

arrollados cientos de metros de cable de perforación. Por medio de adecuadas cadenas de

transmisión, acoplamientos, embragues y mandos, la potencia que le transmite la planta de

fuerza motriz puede ser aplicada al carrete principal o a los ejes que accionan los carretes

auxiliares, utilizados para enroscar y desenroscar la tubería de perforación y las de

revestimiento o para manejar tubos, herramientas pesadas u otros implementos que sean

necesarios llevar al piso del taladro. De igual manera, la fuerza motriz puede ser dirigida y

aplicada a la rotación de la sarta de perforación.

RIF: J -30482511-0

La transmisión de fuerza la hace el malacate por medio de la disponibilidad de una

serie de bajas y altas velocidades, que el perforador puede seleccionar según la magnitud de

la carga que representa la tubería en un momento dado y también la ventaja mecánica de

levantamiento representada por el número de cables que enlazan el conjunto de poleas fijas

en la cornisa de la cabria con las poleas del bloque viajero. El malacate es una máquina

cuyas dimensiones de longitud, ancho y altura varían, naturalmente, según su potencia. Su

peso puede ser desde 4,5 hasta 35,5 toneladas, de acuerdo con la capacidad de perforación

del taladro.

Figura 20: Malacate usado en los años 20´ y malacate actual

2º) El cable de perforación: El cable de perforación, que se enrolla y desenrolla del carrete

del malacate, enlaza los otros componentes del sistema de levantamiento como son el

bloque fijo ubicado en la cornisa de la cabria y el bloque viajero. El cable de perforación

consta generalmente de seis ramales torcidos (pueden ser más de seis). Cada ramal está

formado a su vez por seis o nueve hebras exteriores torcidas también que recubren otra

capa de hebras que envuelven el centro del ramal. Finalmente, los ramales cubren el centro

o alma del cable que puede ser formado por fibras de acero u otro material como cáñamo.

La torcida que se le da a los ramales puede ser a la izquierda o a la derecha, pero

para los cables de perforación se prefiere a la derecha. Los hilos de los ramales pueden ser

torcidos en el mismo sentido o contrario al de los ramales. Estas maneras de fabricación de

los cables obedecen a condiciones mecánicas de funcionamiento que deben ser satisfechas.

El cable tiene que ser fuerte para resistir grandes fuerzas de tensión; tiene que

aguantar el desgaste y ser flexible para que en su recorrido por las poleas el tanto doblarse y

enderezarse no debilite su resistencia; tiene que ser resistente a la abrasión y a la corrosión.

Normalmente, el diámetro de los cables de perforación es de 22 mm a 44 mm; con valores

intermedios que se incrementan en 3,2 mm, aproximadamente. Según el calibre y el tipo de

fabricación del cable, su resistencia mínima de ruptura en tensión puede ser de 31 a 36

toneladas, y la máxima de 75 a 139 toneladas. El peso por metro de cable va desde 2 kg

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hasta 8,5 kg según el diámetro. Por tanto, el peso de unos 100 metros de cable representa

200 a 850 kg.

Figura 21: Diagrama simplificado del Sistema de Levantamiento

Figura 22: Diagrama transversal y longitudinal del cable de perforación

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3º) La torre o cabria: Se fabrican varios tipos de cabrias: portátil y autopropulsada,

montadas en un vehículo adecuado; telescópicas o trípodes que sirven para la perforación,

para el reacondicionamiento o limpieza de pozos.

La silueta de la cabria es de tipo piramidal y la más común y más usada es la rígida,

cuyas cuatro patas se asientan y aseguran sobre las esquinas de una subestructura metálica

muy fuerte. La parte superior de esta subestructura, que forma el piso de la cabria, puede

tener una altura de 4 a 8,5 metros. Esta altura permite el espacio libre deseado para trabajar

con holgura en la instalación de las tuberías, válvulas y otros aditamentos de control que se

ponen en la boca del hoyo o del pozo. Entre pata y pata, la distancia puede ser de 6,4 a 9,1

metros, según el tipo de cabria y el área del piso estaría entre 40 y 83 metros cuadrados.

La altura de la cabria puede ser de 26 a 46 metros. A unos 13, 24 ó 27 metros del

piso, según la altura total de la cabria, va colocada una plataforma, donde trabaja el

encuellador cuando se está metiendo o sacando la sarta de perforación. Esta plataforma

forma parte del arrumadero de los tubos de perforación, los cuales por secciones de dos en

dos (pareja) o de tres en tres (triple) se paran sobre el piso de la cabria y por la parte

superior se recuestan y aseguran en el encuelladero.

La longitud total de tubería de perforación o de tubería de producción que pueda

arrumarse depende del diámetro de la tubería. Como la carga y el área que representan los

tubos arrumados verticalmente son grandes, la cabria tiene que ser fuerte para resistir

además las cargas de vientos que pueden tener velocidad máxima de 120 a 160 kilómetros

por hora (km/h). Por tanto, los tirantes horizontales y diagonales que abrazan las patas de la

cabria deben conformar una estructura firme. Por otra parte, durante la perforación la tubería

puede atascarse en el hoyo, como también puede atascarse la tubería revestidora durante

su colocación en el hoyo. En estos casos hay que desencajarlas templando fuertemente y

por ende se imponen a la cabria y al sistema de levantamiento, específicamente al cable de

perforación, fuertes sobrecargas que deben resistir dentro de ciertos límites. En su tope o

cornisa, la cabria tiene una base donde se instala el conjunto de poleas fijas (cuadernal fijo).

Sobre la cornisa se dispone de un caballete que sirve de auxiliar para los trabajos de

mantenimiento que deben hacerse allí.

4º) El aparejo o polipasto: Para obtener mayor ventaja mecánica en subir o bajar los

enormes pesos que representan las tuberías, se utiliza el aparejo o polipasto.

Del carrete de abastecimiento se pasa el cable de perforación por la roldana de la

polea del cuadernal de la cornisa y una roldana del bloque viajero, y así sucesivamente

hasta haber dispuesto entre los dos cuadernales el número de cables deseados. La punta

del cable se ata al carrete del malacate, donde luego se enrollará y desenrollará la longitud

de cable deseado. Este cable -del malacate a la cornisa- es el cable vivo, móvil o línea

rápida, que se enrolla o desenrolla del malacate al subir o bajar el bloque viajero. Como

podrá apreciarse el cable vivo está sujeto a un severo funcionamiento, fatiga y desgaste.

RIF: J -30482511-0

El resto del cable que permanece en el carrete de abastecimiento no se corta sino

que se fija apropiadamente en la pata de la cabria. Este cable -de la pata de la cabria a la

cornisa- no se mueve y se le llama cable muerto; sin embargo, está en tensión y esto es

aprovechado para colocarle un dispositivo que sirve para indicar al perforador el peso de la

tubería. Cuando por razones de uso y desgaste es necesario reemplazar el cable móvil, se

procede entonces a desencajarlo del malacate, cortarlo y correrse el cable entre la polea fija

y el bloque viajero, supliendo cable nuevo del carrete de almacenamiento.

Generalmente, el número de cables entre el bloque fijo y el bloque viajero puede ser

4, 6, 8, 10, 12 o más, de acuerdo al peso máximo que deba manejarse. También debe

tomarse en consideración el número de poleas en la cornisa y el bloque, y además el

diámetro del cable y la ranura por donde corre el cable en las poleas. El bloque viajero es

una pieza muy robusta que puede pesar entre 1,7 y 11,8 toneladas y tener capacidad de

carga entre 58 y 682 toneladas, según sus dimensiones y especificaciones. Forma parte del

bloque viajero un asa muy fuerte que lleva en su extremo inferior, del cual cuelga el gancho

que sirve para sostener la junta giratoria del sistema de rotación durante la perforación. Del

gancho cuelgan también eslabones del elevador que sirven para colgar, meter o sacar la

tubería de perforación.

El funcionamiento y trabajo del aparejo puede apreciarse por medio de los siguientes

conceptos: Cuando se levanta un peso por medio del uso de un aparejo sencillo de un solo

cable, el cable móvil es continuo. La velocidad de ascenso es igual en el cable que sujeta el

peso y en el cable que se arrolla en el malacate. De igual manera, la tensión, descartando

fuerzas de fricción, es igual en ambos cables. El porcentaje de eficiencia de este simple

sistema es 100%, lo cual puede comprobarse por la fórmula:

E= 1/1,04N-1

donde N representa el número de cables entre el bloque fijo y el viajero. Entonces, para N =

1

E= 1/1,04N-1

= 1/1,041-1

= 1 ó 100%

Sí el sistema tuviese cuatro cables entre los bloques, su eficiencia en velocidad sería

reducida:

E= 1/1,044-1

= 1/1,043 = 0,8889 ó 88,89%

RIF: J -30482511-0

Pero se gana en que el peso lo soportan cuatro cables y de acuerdo con la

resistencia de ruptura del cable en tensión, el sistema permite manejar pesos mayores. Sin

embargo, sobre la velocidad de ascenso de la carga, debe observarse que, en el primer

caso, por cada metro de ascenso se arrollan cuatro metros en el malacate. Con respecto a la

fuerza de tensión que el malacate debe desarrollar al levantar la carga, se aprecia que en el

caso del polipasto de

un solo cable es 100 %, o equivalente a la tensión que ejerce la carga. Esto se verifica por la

siguiente fórmula:

F = 1 / (N x E) = 1 / (1 x 1) = 1

En la que N representa el número de cables entre la cornisa y el bloque, y E la

eficiencia calculada antes. Para el segundo caso, el factor de tensión en el cable móvil para

levantar la carga es mucho menor, debido a que cuatro cables enlazan las poleas:

F = 1 / (N x E) = 1 / (4 x 0,8889) = 0,2812

Por tanto, se podrán apreciar las ventajas mecánicas y las razones por las que en la práctica

los componentes del sistema de izaje son seleccionados de acuerdo con las exigencias de la

perforación, que pueden ser para un hoyo somero, profundo o muy profundo.

Figura 23: Cable móvil continuo, más velocidad con mayor tensión. Con más cables

entre poleas habrá menor velocidad y menor tensión en el cable móvil.

RIF: J -30482511-0

3.3) Sistema rotatorio.

El sistema rotatorio es parte esencial del taladro o equipo de perforación. Por medio

de sus componentes se hace el hoyo hasta la profundidad donde se encuentra el yacimiento

petrolífero. Se disponen de tres tipos de sistemas giratorios:

Perforación con Junta Kelly.

Perforación con Top Drive.

Perforación con motor de fondo.

3.3.1) Perforación con Junta Kelly.

Este sistema posee como elementos principales la mesa rotaria y la Junta Kelly. La

mesa rotaria es la parte del taladro de perforación a la cual la perforación rotaria debe su

nombre, es la máquina que hace girar la sarta de perforación. La mesa rotaria va instalada

en el centro del piso de la cabria. Descansa sobre una base muy fuerte, constituida por vigas

de acero que conforman el armazón del piso, reforzado con puntales adicionales.

La mesa tiene dos funciones principales: impartir el movimiento rotatorio a la sarta

de perforación y sostener todo el peso de esta sarta mientras se le enrosca otro tubo para

seguir ahondando el hoyo. Además, ésta tiene que aguantar cargas muy pesadas durante la

metida de la sarta de revestimiento en el hoyo. Por tanto, y según la capacidad del taladro, la

mesa tiene que resistir cargas estáticas o en rotación que varían según la profundidad del

pozo. Estas cargas pueden acusar desde 70 hasta 1.000 toneladas. De allí que su

construcción sea recia, de 1,20 a 1,5 metros de diámetro, con pistas y rolineras de aceros de

alta calidad, ya que la velocidad de rotación requerida puede ser de muy pocas a 500

revoluciones por minuto.

Las dimensiones generales de ancho, largo y altura de la mesa rotatoria varían

según especificaciones y su robustez puede apreciarse al considerar que su peso

aproximado es de 2 a 12 toneladas. Su dimensión principal y la que representa su

clasificación es la apertura circular que tiene en el centro para permitir el paso de barrenas y

tuberías de revestimiento. Esta apertura única y máxima que tiene cada colisa permite que

se les designe como de 305, 445, 521, 698, 952 ó 1.257 mm, que corresponden

respectivamente a 12, 171/2, 201/2, 271/2, 371/2, y 491/2 pulgadas de diámetro. A la mesa

se le puede impartir potencia de manera exclusiva acoplándole una motriz independiente.

Pero generalmente su fuerza de rotación se la imparte la planta motriz del taladro, a través

del malacate, por medio de transmisiones, acoplamientos y mandos apropiados.

Por su parte, la barra Kelly es otro elemento importante de este sistema rotacional.

Generalmente tiene configuración cuadrada, hexagonal, o redonda y acanalada, y su

longitud puede ser de 12, 14 ó 16,5 metros. Su diámetro nominal tiene rangos que van de

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6 cm hasta 15 cm, y diámetro interno de 4 cm a 9 cm. El peso de esta junta varía de 395 kg

a 1,6 toneladas. Esta pieza se conoce por el nombre propio de su inventor, Kelly. La mayoría

de las veces tiene forma cuadrada; en castellano le llaman “el cuadrante”. La junta tiene

roscas a la izquierda y la conexión inferior que se enrosca a la sarta de perforación tiene

roscas a la derecha. La kelly, como podrá deducirse por su función, es en sí un eje que lleva

un buje especial que encastra en la colisa y por medio de este buje la colisa le imparte

rotación. Como la kelly está enroscada a la junta giratoria y ésta a su vez cuelga del bloque

viajero, el perforador hace bajar lenta y controladamente el bloque viajero y la kelly se

desliza a través del buje y de la colisa. Una vez que toda la longitud de la kelly ha pasado

por el buje, el hoyo se ha ahondado esa longitud, ya que la sarta de perforación va

enroscada a la kelly. Para seguir profundizando el hoyo, el perforador iza la kelly, desencaja

el buje de la colisa, el cual queda a cierta altura de la mesa, para permitir que sus ayudantes,

los cuñeros, coloquen cuñas apropiadas entre el tubo superior de la sarta de perforación y la

colisa para que cuando el perforador baje la sarta lentamente ésta quede colgando segura y

firmemente de la colisa. Entonces se puede desenroscar la kelly para agregar otro tubo de

perforación a la sarta. Agregado el nuevo tubo, se iza la sarta, se sacan las cuñas y se baja

la parte superior del nuevo tubo hasta la colisa para volver a acuñar y colgar la sarta otra vez

y luego enroscarle una vez más la kelly, izar, sacar las cuñas, encastrar el buje en la colisa,

rotar y continuar así ahondando el hoyo la longitud de la kelly otra vez.

Por su función, por las cargas estáticas y dinámicas a que está sometida, por los

esfuerzos de torsión que se le imponen, porque su rigidez y rectitud son esenciales para que

baje libremente por el buje y la colisa, la kelly es una pieza que tiene que ser fabricada con

aleaciones de los aceros más resistentes, muy bien forjados y adecuadamente tratados al

calor. Durante las tareas de meter y sacar la sarta de perforación del hoyo, es necesario

utilizar la polea viajera, su gancho y elevadores por mucho tiempo. Por esto, la junta kelly y

la junta giratoria son entonces apartadas y la kelly se introduce en el hoyo de descanso,

dispuesto especialmente para este fin.

Figura 24: Diagrama de la mesa rotaria con la Barra Kelly / Barras Kelly hexagonales y

Cuadradas.

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3.3.2) Perforación con Top Drive.

Un Top Drive es un motor hidráulico o eléctrico suspendido en la cabria o torre de un

taladro de perforación, el cual hace rotar la sarta de perforación y mecha para construir un

pozo. El top drive también debe estar en capacidad de soportar el peso de la sarta de

perforación durante los viajes de tubería. El uso de este sistema tiene sus ventajas y

desventajas.

Ventajas:

Permite perforar en parejas o lingadas.

Disminuye los tiempos de conexión.

Mayor facilidad para la ejecución de maniobras.

Desventajas:

Requiere un tiempo de instalación relativamente largo.

Necesita de un tiempo de entrenamiento para la cuadrilla.

Es costoso.

A la larga puede producir pandeo en la cabria de perforación.

Figura 25: Top Drive.

3.3.3) Perforación con Motor de fondo.

Un motor de fondo es un motor helicoidal de dos o más etapas, que consta

adicionalmente de una válvula de descarga, un conjunto de bielas, cojinetes y ejes. Posee

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una cavidad en forma de espiral forrada en caucho conocida como estator, y una sección

transversal helicoidal conocida como rotor.

El fluido de perforación entra en la cavidad espiral y hace que el rotor se desplace y

gire, generando una fuerza de torsión que se transmite a la mecha. Siempre existirá una

diferencia entre el espacio ocupado por el rotor con respecto al estator (5/6, 6/7, etc) para

que pueda generarse la torsión.

Una de las características importantes al momento de seleccionar un motor de fondo

es decidir lo que se desea obtener de él, más RPM o mayor potencia. La regla universal

indica que a mayor relación de Lobe rotor / estator mayor será la potencia o torque y menor

las RPM. En caso contrario, a menor relación de Lobe rotor / estator habrá menos potencia

y más RPM.

Figura 26: Esquema de un motor de fondo / Distintas relaciones Lobe Rotor / Estator

3.3.4) Otros elementos constituyentes del Sistema Rotatorio.

Otros equipos importantes constituyentes del sistema rotatorio son la junta giratoria

(Swivel por su nombre en inglés) y la manguera de fluido (Rotary hose).

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La junta giratoria tiene tres puntos importantes de contacto con tres de los sistemas

componentes del taladro. Por medio de su asa, cuelga del gancho del bloque viajero. Por

medio del tubo conector encorvado, que lleva en su parte superior, se une a la manguera del

fluido de perforación, y por medio del tubo conector que se proyecta de su base se enrosca a

la junta kelly. Tanto por esta triple atadura y su propia función de sostener pesadas cargas,

girar su conexión con la kelly y resistir presión de bombeo hasta 352 kg/cm3, la junta tiene

que ser muy sólida, contra fuga de fluido y poseer rolineras y pista de rodaje resistentes a la

fricción y el desgaste. La selección de su robustez depende de la capacidad máxima de

perforación del taladro. La junta por sí sola puede pesar entre 0,5 y 3,3 toneladas.

3.4) El sistema de Circulación de Fluido de Perforación.

Una parte esencial del proceso de perforación rotaria es el sistema de circulación

comúnmente llamado sistema de lodo. Para que la perforación del pozo pueda llevarse a

cabo exitosamente, los recortes generados deben ser removidos del fondo del pozo hacia la

superficie. Es así como el fluido debe ser bombeado a través de la sarta de perforación, salir

por los jets de la mecha y arrastrar los recortes por el espacio anular hasta la superficie.

El fluido de perforación es usualmente líquido, pero también puede ser aire o gas.

Para el caso de los líquidos, agua y varios tipos de aceite son usados como fluido base.

Una o varias bombas de lodo son usadas para forzar el fluido de perforación a lo

largo de todo el circuito de circulación del taladro. La selección de las bombas depende de la

profundidad máxima de perforación del taladro, que a la vez se traduce en presión y volumen

del fluido en circulación. Las bombas generalmente de dos (gemela) o tres (triple) cilindros.

Cada cilindro de la gemela (dúplex) descarga y succiona durante una embolada, facilitando

así una circulación continua. La succión y descarga de la triple es sencilla pero por su

número de cilindros la circulación es continua. Para evitar el golpeteo del fluido durante la

succión y descarga, la bomba está provista de una cámara de amortiguación.

Como en la práctica el volumen y la presión requeridas del fluido son diferentes en

las etapas de la perforación, los ajustes necesarios se efectúan cambiando la camisa o tubo

revestidor del cilindro por el de diámetro adecuado, y tomando en cuenta la longitud de la

embolada se le puede regular a la bomba el número de emboladas para obtener el volumen

y presión deseadas. La potencia o c.d.f. (h.p.) requerida por la bomba se la imparte la planta

de fuerza motriz del taladro, por medio de la transmisión y mandos apropiados. La potencia

máxima de funcionamiento requerida por la bomba especifica su capacidad máxima.

El fluido de perforación es almacenado en un conjunto de tanques. Los tanques de

los cuales succionan las bombas de lodo se conocen como tanques de succión. Los tanques

sobre los cuales se instalan los equipos de control de sólidos (trampa y asentamiento) están

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diseñados para ir eliminando progresivamente los sólidos presentes en el fluido que no

logran remover las zarandas.

Figura 27: Circuito de circulación del fluido de perforación.

3.5) Sistema de Seguridad Válvulas Impide Reventones.

El sistema impide reventones o BOP (por sus siglas en inglés), junto con otros

equipos y técnicas es usado para cortar y controlar una arremetida antes que s convierta en

un reventón. Distintos modelos de BOP´s son usualmente instaladas a nivel superficial en el

pozo, con un preventor anular en la parte superior y dos o más ranes en la parte inferior. El

preventor anular posee un elemento sellante resistente. Cuando éste es activado por presión

de fluido, el elemento sellante se cierra sobre los heavy wate, dril collar o tubería de

perforación. Los ranes por su parte, tienen dos segmentos de arietes de acero que son

activados al mismo tiempo por ambos lados para sellar alrededor de la tubería de

perforación. Tanto el preventor anular como los ranes son operados por presión de fluido

hidráulico. Los ranes ciegos pueden ser usados para cerrar un hoyo que no posee tubería en

su interior.

Todo el sistema de la BOP es abierto y cerrado por energía hidráulica. El fluido es

almacenado bajo presión en un acumulador. Líneas de alta presión mueven el fluido desde

el acumulador hasta el arreglo de la BOP. Cuando el perforador acciona los controles

adecuados el fluido pone en funcionamiento la BOP. Debido a que los preventores deben ser

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capaces de cerrar rápidamente, el fluido hidráulico se mantiene entre 1500 – 3000 psi de gas

nitrógeno en la unidad de acumuladores o koomey.

Figura 28: Diagrama de la BOP.

Figura 29: Preventores anulares y ranes / Batería de unidades acumuladoras.

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CAPÍTULO 4: QUÍMICA BÁSICA.

El desempeño de un fluido de perforación con las formaciones con que se halla en

contacto depende de la composición, concentración e interacción de sus componentes y

partes constituyentes. Este capítulo explica los conceptos y definiciones básicos, tanto

cualitativos como cuantitativos, de la química relacionada con los fluidos de perforación.

Un fluido de perforación es un sistema complejo, compuesto de materiales que se

pueden describir en términos de las propiedades de sus partes más simples llamadas

substancias. Mientras la palabra material define a todo tipo ya sea heterogéneo u

homogéneo, una substancia define a una materia generalmente homogénea con una

composición química definida. Un sistema homogéneo es aquel que es uniforme en cuanto a

sus características químicas se refiere, en todo punto. Si un sistema muestra propiedades

discontinuas se denomina heterogéneo y por definición es una mezcla. Una mezcla donde

las propiedades son continuas se denomina solución.

Las partes individuales de un sistema heterogéneo van a estar separadas por

superficies que lo limitan, pero cada parte será homogénea en sí. Esta propiedad de partes

homogéneas en un sistema heterogéneo se puede llamar como fase. En un vaso de hielo,

por ejemplo, el agua posee tres fases:

Hielo, fase sólida

Agua, fase líquida

Vapor, fase gaseosa

En un vaso de té endulzado, también se hallan las tres fases. Aquí la fase líquida es una

solución. En estos sistemas el líquido se llama la fase continua, y el sólido es la fase

discontinua.

Un fluido de perforación es una mezcla pues consiste de gases, líquidos y sólidos

distribuidos en una fase líquida o gaseosa. Este líquido o gas es la fase continua del fluido

de perforación, mientras que las partículas de sólidos, burbujas de gas y glóbulos de fluido

forman la fase discontinua. Un fluido de perforación se puede describir por sus propiedades

y por las propiedades de los materiales que se han utilizado para su formulación. Para

entender el comportamiento de un fluido de perforación es necesario tener un entendimiento

básico de la naturaleza de los materiales que lo componen y de su interacción.

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Tabla 2: Tabla Periódica de los elementos.

Elemento Símbolo Numero Atómico

Peso Atómico

Elemento Símbolo Numero Atómico

Peso Atómico

Actinio Ac 89 227 Mercurio Hg 80 200.59 Aluminio Al 13 26.9815 Molibdeno Mo 42 95.94 Americio Am 96 243 Neodimio Nd 60 144.24 Antimonio Sb 51 121.75 Neón Ne 10 20.179 Argón Ar 18 39.948 Neptunio Np 93 237.0482 Arsénico As 33 74,92160 Níquel Ni 28 58,71 Astatine At 85 210 Niobio Nb 41 92.9064 Bario Ba 56 137.33 Nitrógeno N 7 14.0067 Berkelio Bk 17 247 Nobelio No 102 259 Berilio Be 4 9.01218 Osmio Os 76 190.2 Bismuto Bi 83 208.9808 Oxígeno O 8 15.9994 Boro B 5 10.81 Paladio Pd 46 106.4 Bromo Br 35 79.904 Fósforo P 15 30.9738 Cadmio Cd 48 112.41 Platino Pf 78 195.09 Cesio Cs 55 132.9054 Plutonio Pu 94 244 Calcio Ca 20 40.08 Polonio Po 84 209 Californio Cf 98 251 Potasio K 19 39.0983 Carbono C 6 12.011 Praseodimio Pr 59 140.9077 Cerio Ce 58 140.12 Promethium Pm 61 145 Cloro CI 17 35.453 Protactinio Pa 91 231.0359 Cromo Cr 24 51.996 Radio Ra 88 226.0254 Cobalto Co 27 58.9332 Radón Rn 86 222 Cobre Cu 29 63.546 Renio Re 75 186.2 Curium Cm 96 247 Rodio Rh 45 102.9055 Disprosio Dy 66 162.50 Rubidio Rb 37 85.467 Einstenio Es 99 254 Rutenio Ru 44 101.07 Erbio Er 68 167.26 Samario Sm 62 150.4 Europio Eu 63 151.96 Escandio Sc 21 44.9559 Fermio Fm 100 257 Selenio Se 34 78.96 Flúor F 9 18.9984 Silicio Si 14 28.0855 Francio Fr 87 223 Plata Ag 47 107.868 Gadolinio Gd 64 157.25 Sodio Na 11 22.9898 Galio Ga 31 69.72 Estroncio Sr 38 87.62 Germanio Ge 32 72.59 Azufre S 16 32.06 Oro Au 79 196.9665 Tantalio Ta 73 180.9479 Hafnio Hf 72 178.49 Technetium Tc 43 98.9062 Helio He 2 4.0026 Telurio Te 52 127.60 Hoimium Ho 6 . 164.9304 Terbio Tb 65 158.9254 Hidrogeno H 1 1.0079 Talio Tl 81 204.37 Indio In 49 114.82 Torio Th 90 232.0381 Lodo I 53 126.9045 Thulium Tm 69 168.9342 Iridio Ir 77 192.217 Estaño Sn 50 118.69 Hierro Fe 26 55.847 Titanio Ti 22 47.90 Kriptón Kr 36 83.80 Tungsteno W 74 183.85 Lantano La 57 138.9055 Uranio U 92 238.029 Lawrencio Lr 103 260 Vanadio V 23 50.941 Plomo Pb 82 207.2 Xenón Xe 54 131.30 Litio Li 3 6.941 Yterbio Yb 70 173.04 Lutecio Lu 71 174.97 Ytrio Y 39 88.9059 Magnesio Mg 12 24.305 Zinc Zn 30 65.38 Manganeso Mn 25 54.9380 Zirconio Zr 40 91.22

Mendelevio Md 101 258

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4.1) Unidades Fundamentales de Substancia.

Las propiedades químicas y físicas de las substancias se pueden relacionar con las

estructuras básicas de las unidades fundamentales (átomos y moléculas) de las cuales se

hallan formadas. Una substancia químicamente única, que no se puede hacer más simple se

denomina elemento. Todos los materiales del universo se componen de la combinación de

los 106 elementos conocidos por el hombre. El nombre de los mismos y los símbolos

correspondientes se indican en la Tabla 2.

Un compuesto es formado cuando dos o más substancias elementales se combinan,

para formar una substancia nueva con propiedades físicas diferentes de los elementos que

la han originado. El hidrógeno y el oxígeno son gases a temperatura ambiente y permanecen

como tales mientras se mezclan, a menos que sean inflamados. En este caso, se

combinarán de una forma explosiva para formar agua, que es un líquido a temperatura

ambiente. Lo que se conoce como agua es el resultado de una asociación muy fuerte entre

dos unidades del elemento hidrógeno y una unidad del elemento oxígeno. La combinación

se representa simbólicamente por la formula H2O. Esto también identifica a la partícula más

pequeña de agua que puede tener una existencia libre y estable, denominada molécula. La

unidad más pequeña de un elemento que puede participar en la formación de una molécula

es el átomo. Por lo tanto los átomos son las unidades más pequeñas de un material, que

pueden participar en un intercambio químico.

Los átomos son químicamente invisibles pero otros métodos determinan que se

hallan compuestos de tres partículas diferentes:

Neutrones.

Protones.

Electrones.

Los neutrones no poseen carga eléctrica y tienen una masa de una unidad de masa

atómica ó 1 u.m.a. La masa actual es de 1,6 x 10-24

g. Los protones también tienen una

masa de 1 u.m.a. pero poseen una carga positiva. Los electrones son más pequeños,

solamente 1/1840 u.m.a. y poseen una carga negativa. La Figura 1 describe un átomo

simplificado presentando el núcleo denso conteniendo todos los neutrones y protones,

rodeado por una nube difusa d electrones.

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Figura 30: Estructura Atómica

El núcleo tienen todas las cargas positivas del átomo y las cargas negativas se

disponen sobre un área mucho más grande que cubre la nube de los electrones. Los

electrones numéricamente son iguales a los protones, y de esta manera el átomo es

eléctricamente neutro. El número de protones en el núcleo es denominado el número

atómico, y determina la identidad del átomo. Cada uno de los 106 elementos se halla

caracterizado por un número diferente de protones, teniendo por lo tanto, cada elemento un

número atómico diferente. Muchas veces los términos de átomo y elemento son

confundidos. Cuando se dice que el hierro tiene una densidad de 7,7 se refiere al elemento.

Al decir qué el hierro tiene un numero atómico de 26 se refiere a que el hierro tiene 26

protones en el núcleo. La masa de un átomo es la suma de la masa de las partículas que lo

constituyen.

La descripción de la masa de un átomo se hace mediante algo conocido como la

unidad de masa atómica. De acuerdo a esto el peso atómico relativo de un átomo como el

carbono es de 12.000 u.m.a. ya que el carbono tiene 6 protones y 6 neutrones. La masa de

electrones se halla incluida en este número pero su contribución es muy pequeña. Los pesos

atómicos de los elementos se hallan indicados en la Tabla 2. Generalmente el peso atómico

se halla representado por la suma de los neutrones y protones. Esto no es siempre cierto ya

que los átomos de un mismo elemento pueden tener un número diferente de neutrones en el

núcleo dando por lo tanto, diferentes pesos atómicos. Por ejemplo la mayoría de lo carbonos

tienen 6 neutrones, pero algunos poseen 7 ú 8. Esto hace que su peso atómico sea 13 ó 14.

El peso atómico de un elemento será por lo tanto, un promedio de todas las formas llamadas

isótopos. Basado en esto el peso atómico del carbono es 12,01.

Como la molécula es una unidad que consiste de dos o más átomos asociados, el

peso molecular será la suma de los pesos atómicos. Como ejemplo el agua tiene un peso

molecular de 18. (Peso atómico del hidrógeno es 1 y el peso atómico del oxígeno es 16).

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Al trabajar con diferentes substancias es prácticamente imposible manejar átomos o

moléculas individuales. Los átomos y moléculas poseen un diámetro del orden de 1 x 10-8

cm y masas del orden de 1 x10-23

. Sin embargo 6,02 x 1023

unidades de masa de 1 u.m.a.

1,66 x 10-24

g pesarán 1,0 gramo. De una manera similar 6,02 x 1023

átomos de carbón

pesan 12 gramos. Este número 6,02 x 1023

se denomina La Constante de Avogadro y es el

número de átomos o moléculas de una substancia que se requieren para dar un peso

atómico o molecular de la sustancia en gramos. Esta cantidad de átomos o moléculas se

conoce como mol. De acuerdo a esto un mol de agua (peso molecular 18) pesara 18 g y un

mol de carbón pesara 12 g.

4.2) Interacción Fundamental Entre Substancias.

La posición de cada electrón con respecto al núcleo no se puede definir con precisión.

La energía de cada electrón es muy precisa. Una reacción química implica un cambio de

energía y un arreglo nuevo de los electrones de un átomo. Esto generalmente resulta en una

estructura más estable, produciendo una unión química entre los átomos. Este arreglo nuevo

se logra ganando, perdiendo o compartiendo electrones. Un lazo iónico se refiere a la

transferencia de uno o más electrones de un átomo a otro. Estos átomos que han ganado o

perdido electrones teniendo una carga determinada se denominan iones. Como los

electrones se hallan cargados negativamente, al perder un electrón un átomo queda

positivamente cargado. Un ión de carga positiva se denomina catión y se denota con un

subscrito + luego del símbolo químico. De esta manera Mg+2

denota un ión de magnesio.

Los átomos que ganan electrones quedan negativamente cargados y se denomina

aniones, siendo CI- la representación de un ión de cloruro. Los grupos atómicos pueden

ganar o perder electrones, convirtiéndose de esta manera en iones, siendo Co3-2

un ión

carbonato. Al producirse la transferencia de electrones cada átomo participante logra un

estado energéticamente más estable con el nuevo arreglo atómico final. Al perderse uno o

más electrones, los remanentes se mantienen más estrechamente asociados al núcleo y se

harán progresivamente más difíciles de remover. Raras veces se forma una unión iónica de

más de tres electrones, ya que se requiere demasiada energía para lograrlo. El sodio pierde

con facilidad un electrón y el cloruro lo gana rápidamente. El resultado final es el cloruro de

sodio cristalino, que se mantiene unido al compartir iones de cargas opuestas. Al ser

compartido un electrón entre átomos se dice que la unión es covalente. Dos átomos de la

misma molécula pueden compartir uno, dos o tres electrones formando de esta manera

uniones simples, dobles o triples. Esto se puede representar mediante un diagrama

indicando la Figura 31 diferentes compuestos de carbón.

RIF: J -30482511-0

Etano Etileno

Figura 31

Unión Covalente Monovalente y Divalente

Estos carbonos contienen uniones sencillas, dobles y triples. Este tipo de

representación se conoce como una formula estructural. Las líneas entre los elementos

representan las uniones que mantiene a los átomos unidos. Las formulas indican que átomo

se halla unido a que átomo, pero no describen la forma de las moléculas. Se pueden

presentar uniones iónicas y covalentes en el mismo caso. La Figura 32 indica la estructura

del carbonato de sodio. Los dos iones de sodio y el ión de carbonato se hallan unidos por

una unión iónica, y el carbonato contiene cuatro uniones carbono-oxigeno.

Figura 32

Estructura iónica y estructural

Aquí se presentan ambos tipos de uniones y son fácilmente diferenciables. Sin

embargo, esto no se produce siempre. Muchas uniones iónicas poseen carácter covalente.

Esto es consecuencia de una transferencia incompleta de electrones. Un ejemplo seria el

bromuro de zinc (ZnBr2) que se utiliza para preparar salmueras pesadas. Este compuesto se

puede escribir como Zn2+, Br2-, ya que la unión es de carácter covalente y el zinc retiene

control parcial de los dos electrones envueltos en la unión química.

Diferentes tipos de átomos poseen una diferente afinidad por electrones. Al formarse

una unión covalente la distribución electrónica se desplaza hacia el átomo con la mayor

afinidad electrónica, resultando la molécula formada con regiones de cargas positivas o

Na+

2- O C= O O

Na+

RIF: J -30482511-0

negativas fraccionales, siendo el agua el ejemplo más común de esto. En la molécula de

agua el átomo de oxígeno tiene una afinidad mucho mayor por electrones que los dos

átomos de hidrógeno, y de esta manera los electrones no son compartidos de una forma

igual: La distribución de los electrones se desplaza hacia el oxígeno; y este desarrollará una

carga negativa parcial, y las cargas de hidrógeno desarrollarán una carga parcial positiva.

Esta molécula se denomina polar, siendo las moléculas polares aquellas donde los

electrones se comparten de una manera igual. La Figura 33 indica una representación de la

diferente distribución de los electrones.

Figura 33

Molécula polar del agua

Los iones por lo general tienden a formar estructuras laminares tridimensionales, con

los cationes rodeados de aniones y viceversa. La Figura 34 ilustra la estructura del cloruro

de sodio.

Figura 34

Estructura del Cloruro de Sodio

RIF: J -30482511-0

En compuestos covalentes las uniones que mantienen a los átomos juntos son

fuertes, pero no hay fuerzas elevadas manteniendo a las moléculas juntas. Las bajas fuerzas

intermoleculares también llamadas las fuerzas de Van der Waals significa que los

compuestos covalentes tienden a ser líquidos o gases ya que las moléculas se hacen más

pesadas, y requerirán mayores cantidades de energía térmica para separarlas. Estos

compuestas tienen mayor punto de ebullición y de fusión. El grado de polaridad tiene una

importancia muy grande en las fuerzas intermoleculares. En compuestos polares las fuerzas

intermoleculares son incrementadas debido la atracción entre cargas parciales opuestas.

La atracción polar entre moléculas explica porque el agua es líquida, a pesar de que

tiene un peso molecular menor que el sulfhídrico que es un gas. La Tabla 3 demuestra esto.

Tabla 3

Ejemplo de Diferentes Uniones o Enlaces.

Las uniones entre carbono e hidrógeno son no polares. Esta combinación carbono-

carbono y carbono-hidrógeno son el constituyente principal de los organismos vivos y se

denominan compuestos orgánicos. El petróleo crudo consiste en una mezcla de moléculas

orgánicas que están compuestas principalmente de carbono e hidrogeno (hidrocarburos). El

gas natural es generalmente metano (CH4) y es la molécula orgánica más simple.

Los compuestos orgánicos polares son comunes y son el resultado de la combinación

y unión entre carbono y otros elementos que poseen una afinidad fuerte por electrones como

oxigeno y nitrógeno.

Los compuestos inorgánicos son aquellas sustancias iónicas que no tienen sales o

ácidos orgánicos y todos los compuestos que no tienen carbono.

Sustancia Formula Tipo de Unión

Cloruro de Potasio KCL Fuerte Iónico

Cloruro de Hierro Cl2Fe Débil Iónico

Cloruro de Hierro Cl3Fe Débil Covalente

Tetracloruro de Carbonó Cl4Fe Polar covalente

Cloruro Cl2 Iónico

Sulfuro de sodio Na2S Covalente, débil polar

Agua H2O Covalente, fuerte polar

sulfhídrico SH2 Covalente, débil polar

RIF: J -30482511-0

4.3) Solubilidad y Soluciones.

Las soluciones son mezclas homogéneas de una sola fase de varios compuestos. En

la discusión de los fluidos de perforación solamente las soluciones en agua y aceite serán

considerados. Estas dos sustancias forman la fase líquida continua de la solución que se

denominan solvente. La sustancia disuelta en el solvente se denomina soluto y puede ser

gas, sólido o líquido. Si dos líquidos son solubles uno en el otro se llaman líquido miscibles.

Se forma una solución cuando una sustancia se dispersa en una forma uniforme en otra. El

agua frecuentemente se describe como el solvente universal, debido a su habilidad de

disolver un elevado número de substancias. Muchos compuestos iónicos son solubles en

agua y debido a la característica polar de la molécula de agua se unen al ión. Este fenómeno

se denomina hidratación en el agua y se puede describir como lo indican las figuras 35, 36, y

37.

σ +

Figura 35

Atracción entre Moléculas de Agua e iones de Cl - y Na +

H

H O

Na cl

NaCl Cristal

Atracciones ión - dipolo

H

H O

RIF: J -30482511-0

Na

H H

O

H H

O

H

H

O

H

H O

H

H

O

H

H

O

Figura 36

Iones de Na+ y Cl - Hidratados

Figura 37

lones Hidratados de Na y Cl

Las puntas negativas de los dipolos de agua apuntan hacia el ión positivo. Los

extremos positivos de los dipolos de agua apuntan hacia el ion negativo. Las solubilidades

relativas de diferentes sales se indican en la Tabla 4.

Na

H

H

O

H

H

O

H H

O

H H

O

H

H

O

RIF: J -30482511-0

Catión/anión OH- CI- COH3 CO32- S042- S2-

Na+ F F F F F F

K + F F F F F F

Mg2+ I F D I F D

Ca2+ D F D I D D

Ba2+ F F D I A F

Tabla 4

Solubilidad Relativa de varias sales

F = Fuerte / D = Débil / I = Insoluble

Las sales insolubles son por lo general aquellas que son aniónicos y catiónicos

multivalentes, es decir su carga es mayor que uno. La atracción entre iones multivalentes es

más fuerte que entre iones univalentes. Por lo tanto sales como CaCO3 tienen una energía

más alta que el NaCl. La energía liberada por 'la hidratación del calcio y carbonato no es

suficiente para vencer la energía del cristal y por lo tanto el carbonato de calcio es insoluble.

En contraste, la energía liberada al hidratar sodio y cloro es suficiente para vencer la energía

cristalina del cloruro de sodio y por lo tanto es soluble. Las soluciones de una o varias sales

se denominan salmueras y pueden ser utilizadas para la formulación de los fluidos de

perforación. Los compuestos covalentes son por lo general solubles o miscibles en agua si

son polares. Si se tiene la presencia de grupos polares, estos tienden a una interacción más

fuerte con las moléculas de agua que el uno con el otro. En este caso las moléculas se

dividen y la substancia se dispersa. Ejemplos de compuestos polares covalentes son azúcar,

alcohol y almidón.

Los compuestos no polares covalentes son generalmente insolubles en agua ya que

no hay fuerzas de atracción entre ellos y las moléculas de agua. Como consecuencia el

diesel y los aceites minerales no son solubles en agua. El diesel es una mezcla de moléculas

orgánicas no polares conteniendo carbón e hidrógeno. Debido a su naturaleza no polar

tiende a disolver substancias covalentes que son insolubles en agua como el crudo, asfalto y

la mayoría de los lubricantes que se utilizan en los fluidos de perforación.

Un examen de la solubilidad de muchas substancias lleva a la generalización de que

substancias con fuerzas atractivas intermoleculares similares tienden a ser solubles uno en

el otro. Substancias no polares son solubles en solventes no polares. Sólidos como el

diamante y el cuarzo no son solubles en ningún tipo de solvente debido a la fuerza de unión

actuando dentro del sólido. A medida que el proceso de la solubilidad avanza, la

concentración de las partículas del soluto incrementa las posibilidades de chocar con la

superficie del sólido. Esto puede resultar en que las partículas del soluto se adhieren al

sólido. Este es un proceso opuesto a la solubilización se denomina cristalización. Estos dos

procesos opuestos pueden ocurrir de una manera simultánea.

RIF: J -30482511-0

Cuando el ritmo de la solubilización se equilibra se forma lo que se conoce como el

equilibrio dinámico. Una solución que se halla en equilibrio con un soluto sin disolver se

denomina solución saturada. Aquí cantidades adicionales de soluto no se van disolver si son

agregados a la solución.

La cantidad de soluto que va formar una solución saturada se conoce como la

solubilidad de esta substancia. Por ejemplo la solubilidad del cloruro de calcio en agua a 0°C

es de 35,7 g/100 cm3. Esta es la cantidad máxima de sal que se va solubilizar en agua. Si se

agrega menos de la cantidad indicada la solución será no saturada. Una solución súper

saturada es donde se agregó más soluto de lo indicado. Estas soluciones son inestables y

bajo ciertas condiciones se puede generar la cristalización del soluto.

La solubilidad de un soluto depende de la naturaleza del soluto mismo, del solvente y

el tipo y cantidad de los solutos que se hallan previamente en la solución. Las solubilidades

se incrementan con la temperatura siendo los gases la excepción a esta regla. La solubilidad

del gas disminuye con el aumento de la temperatura pero incrementa cuando la presión

aumenta. Debido a ello, los gases tienen mayor solubilidad cuando el fluido de perforación

se halla en el fondo del pozo. La solubilidad del gas en el fluido de perforación tiene una

influencia significativa sobre las propiedades del lodo. Una pequeña cantidad de oxígeno o

dióxido de carbono puede incrementar la corrosividad del fluido en una manera significativa.

Dióxido de carbono puede alterar la interacción entre partículas de arcilla cambiando las

propiedades del fluido de perforación. La presencia de diferentes solutos en una solución

tiene una influencia importante sobre la solubilidad de los otros solutos. Al tener presente

una mezcla de sales, la sal más soluble suprime la solubilidad de los otros componentes.

Cloruro de sodio y cloruro de potasio son mucho menos solubles en la presencia de cloruro

de magnesio que si estuvieran solos. La discusión debe diferenciar entre el proceso físico de

solubilización, del proceso químico. Por ejemplo el zinc metálico se solubiliza con ácido

clorhídrico. En este caso, la forma química de la substancia es cambiada, y si la solución se

seca y se evapora el zinc no se recuperara como tal, sino como cloruro de zinc. En

contraste, si el cloruro de sodio es solubilizado en agua el mismo se podrá recuperar una vez

que el agua se evaporó.

Una vez que una solución se ha formado con varios componentes, es posible que

ocurra una interacción que cambiará la composición de la solución. Por ejemplo si dos

compuestos solubles en agua pueden reaccionar juntos, para formar un compuesto insoluble

la harán así. Por ejemplo, cloruro de calcio y carbonato de sodio son individualmente

solubles en agua, pero si se mezcla se precipitará carbonato de calcio insoluble.

CO3Na2 + Cl2Ca --> CO3Ca+ 2CINa

RIF: J -30482511-0

Esta reacción ocurre ya que ambas sales son iónicas. Al ser mezcladas la solución no

contiene carbonato de calcio y cloruro de calcio como tales sino tendrá iones de calcio, cloro,

carbonato y sodio y es imposible decir que catión se asocia con que anión. Este tipo de

reacción es muy común en los fluidos de perforación y es la base para muchos test

analíticos y tratamientos químicos.

Por ejemplo si se debe usar carbonato de sodio para tratar calcio se formará un

precipitado de carbonato de calcio. En el test de cloruros el nitrato de plata (AgNO3) es

utilizado para precipitar cloruro de plata (AgCl). Estas reacciones tienen una gran influencia

sobre la solubilidad de los componentes individuales de los fluidos de perforación. Por

ejemplo la solubilidad del CMC depende de la concentración de los iones de calcio en el

lodo. Si esta concentración excede un rango determinado el CMC es precipitado como una

sal insoluble de calcio. La compatibilidad de los diferentes aditivos y substancias químicas es

una consideración muy importante de la ingeniería de los fluidos de perforación.

La característica principal de las soluciones es que son mezclas homogéneas. Esto

implica que los solutos se hallan distribuidos de una forma uniforme en el solvente. Sin

embargo, hay muchas substancias insolubles que pueden aparentemente formar mezclas

homogéneas con líquido y las particulares se dispersan en el líquido. Aquí se cuenta con

diferentes fases identificables. Esto se denomina una suspensión o dispersión. Todos los

fluidos de perforación son suspensiones.

Si el tamaño de las partículas en suficientemente pequeña el sólido permanecerá en

suspensión y no se separará debido las fuerzas de la gravedad. Un fluido de perforación

típico tendrá bentonita, barita y diferentes sólidos perforados en suspensión. Ninguna de

esta substancia es soluble y formarán una suspensión. Todas las partículas suspendidas

que son menores de 2 micrones son coloides, siendo el micrón la millonésima parte de un

metro. Su tamaño reducido hace que estas partículas suspendidas sean sensitivas a las

cargas eléctricas superficiales, siendo por lo tanto, las partículas coloidales eléctricamente

activas. Las partículas de más de 74 micrones se clasifican como arenas. La abrasividad de

estas partículas las hace perjudiciales para las bombas y partes móviles del equipo. El

término de limo describe las partículas de tamaño entre 2 y 74 micrones.

La suspensión de un líquido inmiscible en otro es una emulsión, siendo esto ilustrado

en la Figura 38. El agua se dispersa en pequeñas gotas en el aceite. El aceite se conoce

como la fase continua o fase externa. El agua a su vez es la fase dispersa o descontinúa,

siendo esto el principio de la emulsión inversa. Este sistema contiene cloruro de calcio en

solución en el agua y sólidos dispersos en el aceite para dar una mezcla de tres fases.

RIF: J -30482511-0

Figura 38: Emulsión Inversa

Un gas disperso en un líquido en pequeñas burbujas crea una emulsión que se

denomina espuma. Las espumas se utilizan para perforar zonas donde se requiere una baja

densidad. En la formulación de fluidos de perforación algunos aditivos crean espuma ya que

incrementan la tensión superficial. Esto es una situación poco deseable ya que lleva a la

disminución de la densidad del sistema.

Algunos de los sólidos se dispersan con más facilidad en agua que otros, debido a la

característica polar del agua. Los compuestos iónicos tienden dispersarse con facilidad ya

que el agua es atraída a la superficie de las partículas que se hallan cargadas. Esta acción

se denomina humectación por agua. Ejemplos de sólidos que se humedecen con facilidad

con agua son las arcillas y la barita.

RIF: J -30482511-0

Las substancias no-polares que no se disuelven en diesel tienden a dispersarse con

facilidad y se denominan humectables en aceite. Como ejemplo se puede citar la gilsonita.

Sólidos polares como la bentonita son difíciles de dispersar en diesel por estas razones, pero

se les puede humectar con diesel si se les trata con surfactantes.

4.4) Tipos de Compuestos y Reacciones Químicas.

En fluidos de perforación base agua las reacciones e interacciones que ocurren son

generalmente aquellas que tienen lugar entre materiales iónicos y polares con sólidos. Las

reacciones en Iodos base aceite a su vez involucran interacciones superficiales. El ensayo

de los Iodos base aceite involucra las mismas reacciones químicas que se aplica y se utiliza

en los fluidos de perforación base agua. En cada caso las reacciones dependen de la

naturaleza de las substancias envueltas.

4.4.1) Ácidos y Bases.

Un ácido es una substancia que contiene uno o más átomos de hidrógeno que pueden

ser reemplazados por un metal para formar una sal. Cuando los ácidos son disueltos en

agua se ionizan produciendo iones de hidrógeno. Estrictamente hablando estos tienen la

ecuación H3O- pero hablando de una manera más general se denotan como H

+. Los ácidos

de hidrógeno en soluciones de agua exhiben las siguientes propiedades:

1. Poseen un gusto amargo.

2. Cambien el color de algún indicador. Por ejemplo cambian el color de la fenolftaleína de

rojo a incoloro.

3. Reaccionan con metales que son más reactivos que el hidrógeno, liberando gas de

hidrógeno.

4. Reacción con óxidos y hidróxidos metálicos formando una sal en agua:

2H+ + Zn Zn

2+ + H

2 T

2H+ + (2 CI

-) + FeO Fe

2+ + (2 CI

-) + H20

RIF: J -30482511-0

5. Reaccionan con sales de ácidos débiles o volátiles como carbonatos para dar una sal

nueva y un ácido nuevo:

6. Sus soluciones en agua conducen una corriente eléctrica ya que contienen iones, que son

electrolitos.

Los ácidos más comunes incluyen los siguientes:

Acido clorhídrico, HCl

Acido sulfúrico, H2SO4

Acido fosfórico, H3PO4

Acido acético, CH3COOH

El número de átomos de hidrógeno que cada substancia tiene para ser reemplazados se

denomina o conoce como la basicidad del ácido. El HCl es mono básico ya que posee un

sólo átomo de hidrógeno. El ácido sulfúrico es dibásico ya que tiene dos hidrógenos

reemplazables. Una base es un compuesto que reaccionará con un ácido para formar una

sal y agua. Las bases son óxidos y hidróxidos metálicos.

Los carbonatos son descompuestos, por ejemplo, por ácidos liberando CO2 como un

gas.

Los hidróxidos de metales alcalinos como lo son sodio y potasio, se denominan

bases alcalinas. Los metales como bario y calcio se denominan bases de tierras alcalinas.

Los hidróxidos de sodio, potasio y bario se conocen como bases fuertes ya que darán una

alta concentración de iones de hidróxido en una solución acuosa. Los hidróxidos de metales

alcalinos son muy solubles en agua, mientras los hidróxidos de las tierras alcalinas lo son

moderadamente.

2H+ + (2 CI

-) + C03Ca C03H2 + Ca

2+ + (2 CI

-)

CaCO3 + 2CI CaCl2 + C02 + H20

RIF: J -30482511-0

Las propiedades características de una base son:

1. Gusto amargo.

2. Cambian el color de indicadores. Por ejemplo cambiaran el color de la fenolftaleína de

incoloro a rojo.

3. Neutralizan ácidos formando una sal y agua.

4. Son electrolitos, es decir sus soluciones acuosas conducen una corriente eléctrica.

5. Reaccionan con algunos óxidos metálicos para formar sal y agua:

4.5) Neutralización Acido-Base y pH.

Al mezclar soluciones de ácido hidroclórico e hidróxido de sodio en las proporciones

propias, una reacción ocurrirá. Durante el transcurso de la reacción las propiedades ácidas y

básicas desaparecerán produciéndose una neutralización. El ión hidrógeno responsable de

las propiedades ácidas reacciona con el ión oxidrilo responsable de las propiedades básicas,

formando agua que es de características neutrales. Los iones de sodio y de cloro se

transformaron químicamente en cristales de cloruro de sodio al evaporarse la solución,

formado una sal.

La neutralización ácido-base ocurre como consecuencia de una reacción de cantidades

equivalentes de ácido y base mezcladas. Esto no siempre resulta en una solución neutral, ya

que la naturaleza de los ácidos y bases que reaccionan determinarán la neutralidad de la

solución. A continuación se analizaran algunas reacciones que se producen cuando

cantidades equivalentes de ácidos y bases son mezclados.

H+ + CI- + (Na+) OH H20 + (Na+) (CI-)

H+ + (CI-) (Na+) + OH- (Na+) + (CI-) + H20

FeO + 2H- + (CI-) Fe2+ (2C1-) + H2O

RIF: J -30482511-0

1. Acido fuerte y base fuerte dan una solución neutral:

Ambos, el ácido y la base se hallan ionizados, le reacción se completa resultando en

agua, sodio y cloruro no ionizado.

2. Un ácido fuerte y una base débil dan una solución ácida:

El amoníaco es una base débil ionizándose en pequeña parte, el amonio no tomará a todos

los hidrógenos libres. La reacción no se completa totalmente y hay un exceso de iones de

hidrógeno cuando se establece el equilibrio químico.

3. Un ácido débil y una base fuerte dan una solución básica:

El ácido acético es un ácido débil, el hidrógeno no se transforma de ácido a hidróxilo, y hay

un exceso de iones de hidroxilo al producirse el equilibrio químico.

4. Acido y base débil.

Es la combinación más compleja de los cuatro, y forman una solución neutral.

Agua es un ácido y base débil y se halla muy poco ionizado bajo condiciones normales.

Hay una reducida cantidad de iones de hidrógeno y oxhidrilo libres en una solución. En este

caso la reacción será:

H+ + (CI-) + NH3 NH4+ + (CI-)

H+ + (CI-) + (Na+) OH H20 + (Na+) (CI-)

HOAc + (Na+) + OH H20 + (Na+) OAc-

HOAc + NH3 NH4+ + OAc-

H20 H+ + OH-

RIF: J -30482511-0

La reacción es más fácil de derecha a izquierda.

Un litro de agua pura tendrá 10-7 (0,0000001) moles de iones de hidrógeno (10-7

gramos) y también habrá 10-7 moles de iones oxidrilo. La concentración de los iones de

hidrógeno H+ será de 10-7 moles/litro. El producto de las concentraciones de ambos es de

10-14 moles/litro. El numero 10-14 se (lama la constante del producto de los iones o la

constante de equilibrio para agua desasociada.

El pH de una solución se define como el logaritmo negativo de la concentración del

ion hidrógeno. Por lo tanto pH = log 10H+

donde el H+ en moles/litro.

Si se agrega un ácido el número de los iones de hidrógeno en la solución se

incrementa pero el producto de H+ x OH- permanece constante, siempre y cuando la

temperatura permanezca constante.

Si se agrega ácido clorhídrico hasta que H+ = 10-13, entonces OH- = 10-11 y el pH será de

3.

Si se agrega material alcalino al agua el OH

- incrementará y el H+ disminuirá.

Substancias ácidas siempre disminuyen el pH mientras que las bases lo aumentan. Una

solución neutral posee un pH de 7, siendo el pH de soluciones ácidas menos de 7, y la de

las soluciones básicas más de 7. Las soluciones con un pH en el rango de 6,5 - 7 son

llamados neutrales.

Está escala que se extiende de 0 1-14 es adecuada para la gran mayoría de las

substancias conocidas, aunque puede haber valores fuera de la misma en caso de

materiales muy solubles. El pH de los fluidos de perforación por lo general se mantiene entre

7-13 con la gran mayoría en el rango moderadamente alcalino 9-10,5.

Es importante tener siempre en mente que el pH es una función logarítmica. En agua pura

tomara diez veces más soda cáustica para elevar el pH de 10-11 que de 9-10.

Obtener agua pura con un pH de 7 es muy difícil ya que C02 del aire se mezcla con el

agua formando acido carbónico, y esto disminuirá el pH del agua.

Si se agrega un material alcalino al agua conteniendo CO2 en solución los iones de

hidrógeno reaccionarán con el álcali. Este efecto desplazará la reacción a la derecha,

incrementando el pH al producir iones de carbonato, tal cual se indica en la Figura 39. Este

es una de las razones de que el pH de los fluidos de perforación se mantiene en un rango

alcalino. Los iones de carbonato de hidrógeno pueden tener un efecto adverso en la

viscosidad de fluidos de perforación con arcilla. Al agregar soda cáustica, los iones de

RIF: J -30482511-0

bicarbonato se convierten en iones de carbonato, teniendo estos un efecto menos adverso

sobre las arcillas activas. Los carbonatos que son solubles producen soluciones alcalinas por

la reacción reversa dado para el ácido carbónico.

Figura 39

Distribución de CO2, CO3H- y CO 2/3 en Agua Pura

4.6) El Concepto de Equilibrio.

Muchas de las reacciones analizadas son ejemplos de equilibrio químico. La ionización

del agua es uno de ellos:

Esto es un equilibrio, y las reacciones a la derecha e izquierda ocurren a un ritmo idéntico en

todo momento.

= K

H2O H+ + OH-

CO3 Na 2Na+ + CO32+

CO32- + H2O + CO3H

- + OH-

{H+} {OH-}

{H20}

RIF: J -30482511-0

K se conoce como el constante de equilibrio y H

+, OH

- y H2O representan la concentración

de las substancias.

En el caso del agua donde la ionización es pequeña la concentración del agua sin

disosociación es mínima por lo tanto permanece constante. De acuerdo a esto:

= K por lo tanto,

= K

Por lo tanto:

= KC = 10-10 moles2

Un sistema en equilibrio se encuentra en estado dinámico, ya que el proceso hacia la

derecha y la izquierda ocurren al mismo tiempo y con la misma velocidad. Una alteración en

las condiciones cambiará el equilibrio. En este caso la reacción se desplaza hacia la derecha

o izquierda hasta alcanzar un nuevo estado de equilibrio. Siguiendo el principio de Le

Chatelier, el cambio será en el sentido que minimizará el efecto del cambio. De acuerdo a

esto si agregamos una substancia a un sistema en equilibrio, la reacción cambiará hasta que

el equilibrio se reestablece consumiendo parte de la substancia que se agregó. Por ejemplo

al agregar un ácido al agua, la concentración del H+ se incrementa. Para conservar el

equilibrio alguno de los iones de hidrógeno reaccionan con oxidrilos.

La solución de sales poco solubles es un ejemplo del equilibrio. La solución de cal en

agua es como sigue:

Al estar en equilibrio:

= K

{H+} {OH-}

C

{H+} {OH-}

{H+} {OH-}

Ca (OH)2 --> Ca+2 + 20H-

(Ca+2) (OH-2)

(Ca (OH)2)

RIF: J -30482511-0

El equilibrio es más sensitivo a OH

- que al Ca

2+

La cal que no se solubilizó permanece en el sistema como sólido. Si se agregan iones

de hidróxido al sistema entonces la solubilidad de la cal se producirá. Debido a ello si se

agrega soda cáustica se solubiliza la cal. Por lo tanto en los fluidos de perforación se utiliza

soda cáustica para controlar la solubilidad del calcio.

Como la solubilidad del calcio se halla controlada por el OH-, se puede expresar el

mismo como una función del pH. La solubilidad de muchos otros compuestos se haya

controlado de esta manera, y por lo tanto, se pueden expresar en función del pH. En general

los hidróxidos metálicos son insolubles, entonces cuanto más alto sea el pH, mayor será la

concentración del OH- y menos soluble será el metal.

La solubilidad de un elemento en agua alcalina depende de la afinidad del elemento

para capturar electrones. Los elementos que tienden a perder electrones a otros elementos

forman hidróxidos solubles. Los elementos con alta afinidad por electrones forman aniones

complejos con oxígeno. La afinidad por electrones del oxígeno y otros materiales no

metálicos puede ser refaccionada a la carga y al tamaño de los cationes.

Los elementos no metálicos poseen un núcleo de carga elevada muy cerca al número

de electrones. De acuerdo a esto cualquier catión formado será pequeño y tendrá una alta

afinidad por electrones. En contraste a esto, metales como sodio y potasio forman con

facilidad cationes de carga simple que tendrán un radio iónico elevado. A medida que la

carga del catión aumenta, el tamaño del ión disminuye, ya que a medida que se pierden los

electrones el núcleo ejerce una mayor atracción sobre los electrones remanentes. El otro

efecto en determinar el tamaño iónico es el peso atómico. A mayor peso atómico se tiene

una mayor cantidad de electrones que ocuparán un espacio mayor. De acuerdo a esto el ion

de K+ es mayor que el de Na+ y el de Ba2+ es más grande que el de Mg2+. La Figura 40

indica los elementos más comunes en términos del tamaño y carga de sus cationes.

El gráfico se puede dividir en cuatro regiones:

1. Metales que forman hidróxidos solubles.

2. Metales que forman hidróxidos levemente solubles.

3. Metales o metaloides que forman hidróxidos insoluble a todo pH pero con tendencia

a ser solubles en condiciones ácidas o fuertemente alcalinas.

4. Elementos no metálicos o metálicos con iones altamente cargadas que forman

aniones complejos solubles.

RIF: J -30482511-0

Figura 40

Relación Entre Radio Iónico y Carga Iónica de Elementos.

La mayoría de los Iones en solución se hallan hidratados. El tamaño de la envoltura de

agua depende de la intensidad del campo eléctrico de los iones. Los iones pequeños y

altamente cargados son excesivamente hidratados. La atracción de agua a metales de doble

o triple carga es tan alta que estos metales formarán sales que contendrán agua ligada

químicamente, llamado agua de cristalización. Las sales de calcio (CaCl2 2H20) y de

magnesio (MgCI26H2O) son buenos ejemplos. Si el agua es eliminada calentando la sal, se

obtendrá una sal anhídrida, que absorberá agua de la atmosfera para formar la sal hídrica

hidratada nuevamente. Si la sal se expone por suficiente tiempo a estas condiciones

absorberá tanta agua que se disolverá.

Los metales de iones de carga simple son menos hidratados. Iones de carga similar

pero de mayor radio son menos hidratados que los iones de menor diámetro. El ion de sodio

de una radio de 0,98 A° es fuertemente hidratado, mientras que el ion potasio tiene un radio

iónico de 1,33 A° es débilmente hidratado. Sin embargo a pesar de esta contradicción

aparente el ion potasio es más pequeño que el de sodio, ya que el sodio incluye una capa de

agua que se halla ligado de una forma permanente el ion. Este fenómeno es de importancia

para la determinación de cuál de los dos iones reaccionara en una solución con las arcillas, y

también explica por qué las salmueras de potasio tienen mayor viscosidad que las salmueras

de sodio. También explica porque el ion potasio estabiliza las lutitas hidratables haciéndolos

menos dispersables, siendo esto la base de los fluidos de perforación base potasio.

RIF: J -30482511-0

4.7) Cálculos Químicos.

Uno de los aspectos más importantes de la ingeniería de los fluidos de perforación

involucra el análisis cuidadoso del lodo, filtrado y de los sólidos. Estos análisis no son

solamente necesarios para la determinación de los niveles de tratamiento, sino también para

la determinación y control de los cambios químicos que se producen en la composición del

fluido antes de que estos cambios alteren las propiedades físicas del lodo. Uno de las

determinaciones más importantes es el cálculo de la concentración de los componentes del

fluido de perforación. Como un lodo es tanto una suspensión como una solución es

importante saber las unidades en la que se reportan las concentraciones determinadas.

4.7.1) Concentraciones de Soluciones.

La concentración de una solución se puede determinar de diferentes maneras. Es

importante que los métodos y terminología se entiendan bien para evitar toda confusión. Una

idea general de la solubilidad es a través de términos como muy soluble, levemente soluble

o insoluble. Hablando estrictamente ninguna substancia es completamente insoluble aunque

desde el punto de vista práctico se puede considerar así. La concentración relativa de las

soluciones se puede expresar en términos como concentrada, es decir que contiene una

proporción larga del soluto, o disuelta donde la concentración del soluto es reducida. Estas

expresiones son cualitativas y no son muy otiles para las aplicaciones de ingeniera. Hay

diferentes métodos para la determinación cuantitativa que son mucho más útiles:

Peso de Una Substancia Disuelta en un Solvente: Las unidades pueden ser:

1. Gramos por litro de agua.

2. Libras por barril de agua o lodo.

Peso de Una Substancia Disuelta en un Volumen de Solución: Esto indica una relación

de volumen a peso. Las unidades de medida son:

1. Gramos por litro.

2. Kilogramos por metro cúbico.

3. Miligramos por litro.

4. Libras por barril.

Estas unidades no son equivalentes a partes por millón.

RIF: J -30482511-0

Peso de Substancia Disuelta por Peso de Solvente: Es una relación peso a peso, y es

poco utilizado en el campo petrolero ya que sería expresar concentración de polímeros en

libras por libra de agua.

Si se debe trabajar con una relación de peso de la substancia disuelta por peso de

solución, se puede describir la relación como (ppm) partes por millón.

En concentraciones bajas esto se expresa en ppm. De acuerdo a esto 1 ppm = 1 mg

de soluto/kg de solución y por lo tanto 1 % = 10.000 ppm. En la industria muchas personas

cometen el error de usar como conceptos equivalentes ppm y mg/l, y esto no es cierto. En el

caso que la densidad de la solución es cerca de 1 g/cm3 esto es aceptable. A densidades

elevadas se debe hacer una conversión:

ppm =

Por lo tanto:

Mg/l = densidad de la solución x ppm

Se recomienda que el análisis de un fluido de perforación se haga y se reporte en mg/l.

Molaridad (M)

Esta unidad se utiliza en el laboratorio para cálculos analíticos. La molaridad de una

solución es el número de moles del soluto por litro de la solución.

Molaridad =

Una solución de una molaridad 1 sería aquella que tenga por cada litro de la solución un

mol de soluto. Es importante recordar que es un litro de solución y no un litro de solvente

participa de la ecuación.

Peso % del componente = masa del componente en la solución x 100

masa total de la solución

moles disueltos

vol. solución en litros

mg/l

densidad solución

RIF: J -30482511-0

Si se necesita un mol de hidróxido de sodio para una reacción, se puede utilizar 1

litro de solución 1 molar o 2 litros de una solución 0,5 molar. La conversión de molaridad a

una relación de peso/volumen depende del peso molecular. Así un mol de HCl contiene 36,5

gr de HCl en un litro de solución. De acuerdo a esto 1 M CIH = 36,5 g/l.

Molalidad (m)

Este concepto es diferente de la molaridad. La molalidad es el número de moles de soluto

por cada kg de solvente. Una solución que contiene 1 mol de soluto en 1000 g de solvente

es una solución 1 molal.

Molalidad =

De la molalidad se puede calcular de una forma directa la densidad y composición por

ciento de la solución.

Normalidad (N)

Es una unidad utilizada en ensayos de precisión en los laboratorios. Una solución 1

normal (1 N) contiene un mol de soluto dividido por su carga iónica en un litro de solución.

Normalidad =

El peso equivalente de un elemento o un ion es:

Para un compuesto el peso equivalente sería:

moles de soluto

peso del solvente en kg

Número de equivalentes del soluto

Litros de solución

Peso atómico

Carga total de cationes

Peso molecular

Carga total de cationes

RIF: J -30482511-0

Los pesos equivalentes más comunes se hallan en la Tabla 5. En compuestos de una

carga, una solución 1 M es igual a una solución 1 N. Si la carga es doble entonces una

solución 1 M tiene la fuerza doble a una solución 1 N. El ácido sulfúrico (H2S04) tiene un

peso molecular de 98 y una carga catiónica de 2 (H+). Por lo tanto el peso equivalente del

ácido es de 49 g y una solución 1 M seria igual a 2N.

Tabla 5

Pesos equivalente más comunes.

Partes Equivalentes Por Millón

Es otra unidad utilizada con frecuencia en los fluidos de perforación. Esto es la

concentración en ppm dividido por el peso equivalente del ión. Se utiliza EPM (en inglés)

para determinar el requerimiento de material para tratar contaminantes. Se necesitara 1 EPM

del material para tratar 1 EPM del contaminante.

EPM del contaminante x peso equivalente del agente x factor de conversión = Ib/bbl

del agente de tratamiento

Elemento / compuesto / ión

Peso atómico / molecular

Carga catiónica

total

Peso equivalente

Na, Na+

23.0 1 23.0

K,K+

39.1 1 39.1

Mg, Mg2+

24.3 2 12.15

Ca, Ca2+

40.1 2 20.05

Fe, Fe3+

55.8 3 18.6

H2SO4 98.0 2 49.0

HCl 365 1 365

NaOH 40.0 1 40.0

Ca(OH)2 74.1 2 37.05

CaSO4 136.1 2 685

Na2C03 106.0 2 53.0

CaC03 100.1 2 50.05

MgC03 84.3 2 42.15

NaHC03 84.0 1 84.0

AgNO3 169.9 1 169.9

NaCI 58.5 1 585

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4.7.2) Técnicas de Análisis Químico.

Para que un fluido de perforación se desempeñe correctamente es necesario controlar

y conocer su composición química. Si esta composición varía esta será detectada por el

análisis químico y entonces las correcciones y tratamiento necesarios se pueden

recomendar. El análisis químico se hace sobre el filtrado, ya que los sólidos y la viscosidad

del fluído de perforación hacen difícil que se puedan reconocer los cambios de colores de las

titulaciones. El filtrado contiene la misma concentración de substancias disueltas que el lodo.

El método más común para determinar la composición del filtrado es mediante el uso de una

solución de una concentración conocida, llamada solución standard. La solución se agrega

de una forma gradual a un volumen conocido del filtrado hasta que se complete la reacción.

Conociendo el volumen de la solución standard se puede calcular la concentración de

diferentes iones en el filtrado.

La técnica requiere la medida exacta de los volúmenes del filtrado y de las soluciones

tituladoras y obviamente el reconocimiento del punto final de la reacción. Este punto, es

cuándo todos los iones que se están ensayando han reaccionado con la solución standard.

Para el reconocimiento del punto final de la reacción se utiliza un líquido indicador. Estos

indicadores son fluidos que cambian de color cuando el medio ambiente cambia. Para que

un indicador sea efectivo el cambio de color debe ser brusco y deberá ocurrir sobre un rango

reducido de la adición. Uno de los indicadores más comunes que se utilizan es la

fenolftaleína. Esta será rosada en soluciones alcalinas, pero a un pH de 8,3 se convierte en

incoloro.

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CAPÍTULO 5: QUÍMICA DE LAS ARCILLAS.

El grupo de minerales clasificado como arcillas juega un papel central en muchas

áreas de la tecnología de los fluidos de perforación. Químicamente el grupo de las arcillas

puede ser clasificado como silicatos de aluminio.

Físicamente las arcillas se describen como una mezcla heterogénea de minerales

finamente divididos (2 micrones o menos) de minerales como cuarzo, feldespato, calcita,

pirita y otros materiales sedimentarios compuestos de materiales como sílice, aluminio y

agua.

Como los elementos que constituyen a las arcillas forman el 80% de la masa de la

tierra (8,1% de aluminio, 27,7% sílice y 46,6% de oxígeno) la mayoría de las formaciones

que se perforan contendrán minerales de arcillas. El tipo y la cantidad de los minerales

presentes son uno de los más importantes factores que contribuye a las propiedades

mecánicas y químicas de la roca. La selección de un fluido de perforación debe estar

relacionada con las posibles reacciones entre el fluido y la formación. Estas reacciones

influenciarán en la estabilidad del hoyo. Por lo tanto, un buen entendimiento de la química de

las arcillas es importante en el proceso de la selección de un fluido de perforación y por

consiguiente para la estabilidad del hueco.

La mayoría de los yacimientos de arena contienen una determinada cantidad de

minerales de arcillas. Estos pueden reaccionar con los fluidos que los van a contactar de una

manera que pueden bloquear en forma parcial o a veces total la formación, reduciendo la

producción.

Sólidos arcillosos son agregados a los fluidos de perforación con el propósito de

incrementar y controlar la viscosidad del fluido. Arcillas comerciales como la bentonita y

atapulgita han sido utilizadas por un largo tiempo para obtener las propiedades de flujo

deseadas. Sin embargo, muchas veces la combinación de las arcillas comerciales y de la

formación conduce a viscosidades muy altas. En estos casos, se debe tratar el sistema con

una cantidad de productos químicos denominados dispersantes y adelgazantes. Es

importante entender la química de estos aditivos para poder tomar las medidas más

acertadas al tratar de controlar las propiedades de un fluido de perforación. Se discutirán las

características físicas y químicas de los minerales de arcilla y se relacionará con su

comportamiento en los fluidos de perforación y en las formaciones que se van a perforar.

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5.1) Estructura Fundamental de las Arcillas.

Los minerales de arcillas son cristalinos en su naturaleza y la estructura atómica de

estos cristales es un factor primordial en la determinación de sus propiedades. La

identificación y clasificación se hace mediante el análisis con rayos X, espectro de adsorción

y análisis termal diferencial. La mayoría de las arcillas tienen una estructura semejante a las

micas, es decir se hallan formadas por láminas de cristales dispuestos cara a cara como un

mazo de barajas.

Una placa individual se halla compuesta por átomos dispuestos de una forma

tetraedral u octaedral. Estos paquetes pueden presentar diferentes configuraciones. En el

arreglo octaedral el oxígeno o los hidroxilos forman dos hileras compactas coordinadas con

un centro que puede ser hierro, aluminio o magnesio. Esto queda ilustrado en la Figura 41.

Figura 41

a) Unidad octaedral simple

b) Unidad de estructura octaedral

Al estar el aluminio presente, solamente dos terceras partes de las posiciones posibles

se hallan llenas para balancear a la estructura. Esta estructura se llama de gibsita, Al (OH)3.

Al estar presente el magnesio las posiciones se hallan completamente llenas y la estructura

se denomina brucita, Mg (OH)2. Generalmente esta estructura presenta más de un tipo de

ión metálico.

En el arreglo tetraédrico un átomo de sílice se halla ubicado de una manera

equidistante de cuatro átomos de oxígeno o de cuatro hidroxilos si es necesario para

balancear a la estructura atómica. La posición de los oxígenos o hidroxilos es en la esquina

de un tetraedro geométrico, tal cual se ilustra en la Figura 42.

RIF: J -30482511-0

Figura 42

a) Tetraedro simple de sílice

b) Tetraedros de sílice en una cadena hexagonal

Los tetraedros de sílice se presentan en una cadena hexagonal, Si06 (OH)4, que se

repiten de una manera indefinida. Esta disposición se indica en la Figura 43. Se ve con

claridad la cadena hexagonal con un hueco en el medio.

Figura 43: Cadena de Sílice

RIF: J -30482511-0

Es la combinación de estas estructuras y las modificaciones a su estructura básica

que le da las diferentes propiedades a los minerales de arcilla. Las dos unidades

estructurales básicas son la hoja octaedral de aluminio y la hoja tetraedral de sílice.

Las unidades fundamentales de las hojas tetraedrales y octaedrales son unidas para

formar una lámina por átomos de oxígeno compartidos. Normalmente dos hojas tetraedrales

envuelven una hoja octaedral tal como se indica en la Figura 44 y 45. Los tetraedros se

hallan orientados hacia adentro, y comparten a los átomos de oxígenos dispuestos en su

ápex con la hoja octaedral.

Figura 44. Arreglo de las celdas unitarias

Figura 45: Diagrama de la estructura de la arcilla, red expandible cristalina en tres capas.

RIF: J -30482511-0

Las diferentes combinaciones y modificaciones químicas dieron lugar a 26 diferentes

minerales arcillosos. Una de las modificaciones se relaciona con el número de átomos

metálicos en el centro de la capa octaedral. Si dos de tres de los centros octaedrales se

ocupados por un átomo metálico, la estructura se denomina dioctaedral. Si las tres

posiciones centrales se hayan ocupadas por átomos metálicos la estructura se denomina

trioctaedral. Los minerales de arcillas se hallan compuestos por diferentes relaciones entre la

hoja de sílice y la hoja octaedral. El grupo mineral más grande es de 2:1, también hay grupos

2:1:1. y 1:1. Las láminas se hallan en forma cara a cara para formar la estructura cristalina

del mineral.

Los minerales de arcilla de mayor interés para el ingeniero de fluidos de perforación

son:

Kaolinita.

Montmorilionita.

Atapulgita

Clorita

Ilita.

Las características de estos minerales se hallan indicadas en la Tabla 6.

Propiedad Kaolinita Montmorilonita Atapulgita Clorita Ilita

Tipo de

estructura

1:1 2:1 2:1 2:1 2:1

Estructura

Cristalina

Hoja Hoja Hoja Hoja Hoja

Forma de la

Partícula

Plato Escama Aguja Plato Plato

Tamaño de la

Partícula,

micrones

5-0,5 2-0,1 1-0,1 5,0-0,1 -

Capacidad de

ínter

Cambio

Catiónico

meq/100 g

5-15

80-150

15-25

10-20

10 -40

Hinchamiento Bajo Alto Alto Bajo Bajo

Tabla 6

Resumen de las Propiedades de Los Minerales de Arcilla más Comunes

RIF: J -30482511-0

Las diferencias fundamentales entre minerales de arcilla se deben a las diferencias

estructurales y a las diferentes composiciones químicas. La combinación ideal es aquella

donde la estructura cristalina se forma de una manera que todos los átomos metálicos del

octaedro son iguales y los átomos metálicos del tetraedro son de otro tipo. En estos casos la

estructura mineralógica se halla balanceada y es eléctricamente neutral. Estas estructuras

son prototipos, pero no son minerales de arcillas. Las estructuras minerales de las arcillas

verdaderas poseen cargas eléctricas debido a la presencia de unos pocos átomos metálicos

que son diferentes a los átomos predominantes y tienen una carga iónica diferente. Esto se

denomina una substitución isomorfa, y ocurre cuando un mineral de arcilla se forma. Por

ejemplo cuando un átomo de AI3+

se haya presente en una estructura ideal y es substituido

por un átomo de Mg2+

resultando en un cambio de la carga iónica de la estructura. Esto

produce un potencial negativo en la superficie basal del cristal, que se va a neutralizar por la

adsorción de un catión de Na+ del medio ambiente.

En presencia de agua los cationes adsorbidos de una forma natural pueden

intercambiarse con cationes de otra especie contenidos en el agua, que se conocen como

cationes intercambiables. La capacidad de intercambio catiónico es una característica

importante de los minerales arcillosos y varía de mineral a mineral tal cual se indica en la

Tabla 6. Estas propiedades se emplean con frecuencia para caracterizar arcillas, lutitas y

fluidos de perforación, y es determinado por la medida de la cantidad de azul de metileno

que un mineral puede absorber, expresado en mili equivalentes de azul de metileno

absorbido por 100 g del mineral.

La manera y la magnitud en la que un catión va a ser intercambiado depende en gran

medida de factores como:

Efecto de la concentración.

Ubicación de los sitios de intercambio.

Naturaleza del anión.

Naturaleza del catión.

Naturaleza del mineral de arcilla.

La gran cantidad de variables crea un sistema complejo para analizar. Se conoce que

diferentes iones tienen diferentes fuerzas de atracción. La fuerza relativa de intercambio

catiónico se dispone de la siguiente manera: Li+ > Na

+ > K

+ > Mg

+ > Ca

2+ > H

+. Por lo tanto,

en concentraciones iguales el calcio desplazará más sodio del que el sodio desplazará al

calcio. Si la concentración del catión se aumenta, sodio desplazará calcio. Si la

concentración del catión se aumenta, entonces la capacidad de intercambio del catión se

verá incrementada. Por ejemplo, una alta concentración de potasio puede reemplazar al

calcio. En algunos minerales como mica, el potasio es adsorbido con una fuerza

particularmente elevada, y no es reemplazado con facilidad excepto por hidrógeno.

RIF: J -30482511-0

Hasta el momento solamente se tuvo en cuenta la adsorción y el intercambio de los

cationes en la superficie basal de la estructura cristalina. Sin embargo, cationes y aniones

son adsorbidos en los bordes de las láminas de los cristales, ya que cuando los mismos se

rompen se crea un grupo de cargas desbalanceadas. Algunas de estas estructuras

expuestas son de sílice que es un ácido débil, en cambio otros pueden ser de magnesio o

aluminio, que son una base débil. Por lo tanto, la carga en los bordes de las hojas variará de

acuerdo al pH de la solución.

A bajos valores de pH los bordes rotos van a tener más cargas positivas, siendo las

cargas predominantemente negativas en un pH alto. Una de las razones por la cual el pH de

los fluidos de perforación se debe mantener alcalino es para asegurar que las partículas de

arcilla se hayan cargadas de una forma negativa, manteniendo de esta manera la interacción

electrostática a un mínimo.

El tratamiento químico de los fluidos de perforación normalmente está dirigido a tratar

grupos arcilloso con los bordes rotos. Esto se produce por la erosión y desintegro de las

placas de arcilla. Los costos del tratamiento químico se podrían minimizar asegurando que

los recortes sean removidos en la superficie en fragmentos grandes evitando el desintegro y

degradación de las partículas.

5.2) Grupos de Minerales Arcillosos.

Hay más de 400 minerales y rocas arcillosas, divididas en gran número de grupos y

sub grupos. Por regla general las arcillas se dividen en dos grupos: aquellas que se hidratan

y aquellas que no.

5.2.1) Kaolinita.

La kaolinita es una arcilla no hinchable cuyas capas unitarias están fuertemente

ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el

agua no es capaz de penetrar en las capas. La kaolinita no contiene cationes entre capas ni

tiene cargas superficiales porque no se produce casi ninguna sustitución en las hojas

tetraédricas u octaédricas. Sin embargo, algunas pequeñas cargas pueden resultar de los

enlaces rotos o las impurezas. Por lo tanto, la kaolinita tiene una capacidad de intercambio

catiónico relativamente baja (de 5 a 15 meq/100 g). La kaolinita se encuentra comúnmente

como componente menor a moderado (5 a 20%) de las rocas sedimentarias tales como las

lutitas y las areniscas.

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5.2.2) Montmorilonita.

Este es el mineral que constituye la bentonita. Este mineral es el más conocido del

grupo de las esmectitas. Es un componente activo de formaciones más jóvenes y tiende a

hidratarse e hincharse cuando es perforado. La substitución isomorfa más frecuente es la de

MG2+

y Fe3+

por Al3+

en la hoja octaedral, pero la substitución puede ser de Si4+

por Al3+

en la

hoja tetraedral. El rasgo esencial de la montmorilonita es que la substitución se realiza

principalmente en la capa octaedral.

El mecanismo de adsorción de agua o hidratación es acompañado por el

hinchamiento y aumento de volumen del mineral de arcilla. Esto puede ocurrir por dos

diferentes mecanismos:

Hinchamiento Cristalino

Osmótico

Hinchamiento Cristalino

Este mecanismo conocido también como hidratación de superficie resulta de la

adsorción de capas mononucleares de agua en la superficie basal de los cristales. El agua

es atraída y retenida por el ion hidrógeno y queda unido a los átomos de oxígeno. La fuerza

de la atracción disminuye a medida que se aleja de la superficie del mineral.

Hinchamiento Osmótico

Esto ocurre debido a que la concentración de los cationes entre las láminas del

mineral es más elevada que la del agua. En consecuencia el agua es atraída entre las

láminas, incrementando el espaciamiento. A pesar de que no hay presencia de una

membrana semipermeable el mecanismo de éste fenómeno es osmótico, ya que se halla

gobernado por una diferencia en la concentración de los electrolitos de dos medios. El

fenómeno osmótico involucra un aumento de volumen es decir un hinchamiento mucho más

significativo que el cristalino.

El comportamiento del fenómeno depende de los tipos de cationes que se

están intercambiando. Debido a que el sodio y calcio son los iones en solución

asociados con mayor frecuencia a los fluidos de perforación se limitará la discusión

a estos dos cationes.

RIF: J -30482511-0

Un catión de carga baja como el sodio solamente se puede asociar a áreas que tienen

una deficiencia de carga, y por lo tanto tiene una pequeña influencia para prevenir la

dispersión en agua. Su potencial relativamente alto para hidratarse favorece a la hidratación

y a la separación de las láminas de arcilla. En contraste un catión divalente como el calcio no

puede asociarse efectivamente con una sola lámina y va a asociarse a dos capas

manteniéndolas juntas. En contacto con agua, el mineral se hidratará y las capas pueden

separarse por dispersión mecánica, pero el área superficial originado de esta manera será

menor que la de un sistema de sodio. Las Figura 46 ilustra la diferencia de la hidratación

entre la montmorilonita sódica y cálcica.

Figura 46. Hidratación de la Montmorilonita sódica y cálcica.

RIF: J -30482511-0

La estructura cristalina expansiva de las esmectitas incrementa su actividad coloidal,

aumentando las posibilidades para el intercambio catiónico.

La montmorilonita debido a su área superficial muy grande puede hidratarse y

expandirse hasta sus hojas simples. Esto crea una dispersión coloidal donde la viscosidad

es controlada por la acción superficial. Cuanto más se subdivide una partícula tanto mayor

será el área superficial expuesta por unidad de peso del mineral. La relación entre el área de

superficie generada y peso de la partícula se denomina "área de superficie especifica".

Entre la kaolinita, ilita y montmorilonita, esta última posee un mayor área de superficie

(250 m2/g) contra 12 de la kaolinita y 82 de la ilita.

La gran mayoría de las bentonitas halladas en la naturaleza son bentonitas cálcicas,

siendo por eso los depósitos de bentonita de Wyoming únicos. Estos minerales son

predominantemente sódicos dando su uso en fluidos de perforación buenas viscosidades a

bajas concentraciones del mineral.

Esta misma arcilla existe en cantidades significativas en las lutitas. Las lutitas van a

reaccionar con el filtrado del fluido expandiéndose causando un gran número de problemas

al perforar un pozo.

5.2.3) Sepiolita y Atapulgita.

Ambos minerales tienen estructuras similares y son utilizados en lodos salados. La

estructura de los minerales es diferente a los anteriores. Estructuralmente consisten en una

cadena tridimensional que no se hidrata, como las arcillas laminares. Debido a su estructura

los cristales poseen un aspecto de agujas, típicamente de 0,01 - 1 micrón de longitud. El

mineral puede adsorber cantidades limitadas de agua en su superficie, denominado agua

zeolítica.

El tamaño natural de cristales finos y la forma de aguja hacen que la arcilla desarrolle

una estructura de “escobillas amontonadas” en suspensión, demostrando así una alta

estabilidad coloidal, incluso en la presencia de una alta concentración de electrolitos. Debido

a su forma y a sus características no hinchables, estas arcillas muestran un control de

filtración muy débil. Por este motivo, la atapulguita se usa principalmente como mejorador de

viscosidad en los lodos base agua salada, mientras que la sepiolita se usa generalmente

como viscosificador suplementario para los fluidos geotérmicos y de alta temperatura. Estas

arcillas no están casi nunca presentes en las lutitas de las formaciones.

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5.2.4) Clorita.

Las cloritas están estructuralmente relacionadas con las arcillas de tres capas. Las

cloritas no se hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que hinchen ligeramente al ser

modificadas. En estas arcillas, los cationes compensadores de carga entre las capas

unitarias de tipo montmorilonita son reemplazados por una capa de hidróxido de magnesio

octaédrico, o brucita. Esta capa tiene una carga positiva neta debido a la sustitución de

ciertos Mg2+ por Al3+ en la capa de brucita.

Las cloritas se encuentran frecuentemente en antiguos sedimentos marinos

enterrados a grandes profundidades, y normalmente no causan ningún problema importante

a menos que estén presentes en grandes cantidades. La capacidad de intercambio catiónico

de la clorita varía de 10 a 20 meq/100 g, principalmente debido a los enlaces rotos. La

distancia entre capas del clorita suele ser de aproximadamente 14 Å. La clorita también

puede formar arcillas de capas mixtas con otros minerales arcillosos tales como la esmectita.

La arcilla resultante de capas mixtas tendría las propiedades de ambos tipos de minerales

arcillosos.

5.2.5) Ilita.

Las ilitas tienen la misma estructura básica que las montmorilonitas, pero no

muestran la capacidad de hinchamiento entre capas. En vez de la sustitución de Al3+ por

Mg2+ como en la montmorilonita, la ilita tiene una sustitución de Si4+ por Al3+, lo cual aún

produce una carga negativa. Los cationes compensadores son principalmente el ion potasio

(K+). La carga negativa neta de la red que resulta de estas sustituciones, mediante los iones

potasio compensadores, es generalmente mayor que la carga de la montmorilonita,

pudiendo ser hasta una vez y media más grande que ésta.

El espacio entre las capas unitarias es de 2,8 Å. El diámetro iónico de K+ es de 2,66

Å. Esto permite que el K+ encaje perfectamente entre las capas unitarias, formando un

enlace que impide el hinchamiento en la presencia de agua. Como las capas unitarias no se

hinchan ni se separan al ser expuestas al agua, los iones potasio (K+) presentes entre las

capas unitarias no están disponibles para el intercambio. Sólo los iones potasio que se

encuentran en las superficies exteriores pueden ser cambiados por otros cationes. Entre los

minerales arcillosos 2:1, la esmectita, ilita, y capas mixtas de ilita y esmectita son

encontradas durante la perforación de formaciones de lutita, causando frecuentemente

distintos problemas relacionados con la estabilidad del pozo y el mantenimiento del fluido de

perforación.

La naturaleza problemática de estos minerales arcillosos puede estar relacionada

con los cationes débilmente enlazados entre las capas y las cargas débiles de las capas que

producen el hinchamiento y la dispersión al entrar en contacto con el agua. A medida que la

RIF: J -30482511-0

profundidad aumenta, la esmectita se convierte gradualmente en arcillas de capas mixtas de

ilita/esmectita, y finalmente en ilita y mica. Como resultado, las formaciones de lutita se

vuelven generalmente menos hinchables pero más dispersivas en agua, a medida que la

profundidad aumenta.

5.3) Arcillas en los Fluidos de Perforación.

El uso de las arcillas desempeña un papel importante en los fluidos de perforación

base agua. Se les puede agregar de una manera intencional para controlar la viscosidad,

propiedades reológicas y a las características del filtrado del fluido. Estas propiedades

pueden y son modificadas mediante el uso de aditivos químicos ya sea adicionados

intencionalmente o como contaminantes en la forma de yeso, sales en solución y cemento.

La asociación de las partículas de arcilla va a controlar la viscosidad y filtrado del medio. Los

principales estados de asociación de las partículas de arcilla en fluido de perforación son:

Agregación

Dispersión

Floculación

Defloculación

Inhibición

5.3.1) Agregación.

Los minerales de arcilla en este estado se encuentran a manera de láminas

dispuestas como mazos de barajas. La Figura 47 muestra un estado agregado. Estas

láminas pueden ser separadas con agitación mecánica y por hidratación y dispersión de las

láminas. Esto incrementará el área superficial expuesta aumentando la viscosidad del

sistema.

La agregación, o enlace de cara a cara, resulta en la formación de láminas o paquetes

más gruesos. Esto reduce el número de partículas y causa una reducción de la viscosidad

plástica. La agregación puede ser causada por la introducción de cationes divalentes, tales

como Ca2+, en el fluido de perforación. Esto podría resultar de la adición de cal o yeso, o de

la perforación de anhidrita o cemento. Después del aumento inicial, la viscosidad disminuirá

con el tiempo y la temperatura, hasta llegar a un valor inferior al valor inicial.

RIF: J -30482511-0

Figura 47

Estado Agregado

5.3.2) Dispersión.

Es el resultado de la subdivisión de las láminas del mineral mediante la aplicación de

una fuerza mecánica. El área superficial va a incrementar de una manera considerable,

constituyendo esto un estado disperso. La Figura 48 ilustra la dispersión.

La dispersión, reacción contraria a la agregación, resulta en un mayor número de

partículas y viscosidades plásticas más altas. Las laminillas de arcilla son normalmente

agregadas antes de ser hidratadas y cierta dispersión ocurre a medida que se hidratan. El

grado de dispersión depende del contenido de electrolitos en el agua, del tiempo, de la

temperatura, de los cationes intercambiables en la arcilla y de la concentración de arcilla. La

dispersión es más importante cuando la salinidad es más baja, los tiempos más altos, las

temperaturas más altas y la dureza más baja. Incluso la bentonita de Wyoming no se

dispersa totalmente en agua a la temperatura ambiente.

RIF: J -30482511-0

Figura 48

Estado Disperso

5.3.3) Floculación.

Un sistema se puede describir como floculado cuando se desarrollan fuerzas netas de

atracción entre las partículas de arcillas. Mediante las fuerzas de atracción así creadas las

partículas se asocian formando una estructura suelta. Tanto una arcilla agregada o dispersa

puede ser floculada o defloculada. En el estado floculado se incrementa la asociación cara a

borde entre las partículas. La consecuencia de este estado es una viscosidad elevada y una

pérdida del control de la filtración. La Figura 49 describe un estado floculado.

Figura 49: Floculación.

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5.3.4) Defloculación.

Es la disociación de las partículas floculadas. La adición de ciertos productos al lodo

neutraliza las cargas electroquímicas en las arcillas. Esto elimina la atracción que resulta del

enlace borde a borde y/o borde a cara entre las partículas de arcilla. Como la defloculación

causa una reducción de la viscosidad, los productos químicos defloculantes son

frecuentemente llamados diluyentes de lodo o dispersantes. La defloculación también

permite la disposición plana de las partículas de arcilla en el revoque para reducir el filtrado.

Figura 50: Estados de asociación de las partículas.

5.4) Rendimiento de las arcillas.

El rendimiento de las arcillas se define como el número de barriles de lodo de 15 cP

(centipoise) que se puede obtener a partir de una tonelada de material seco. La Figura 51

ilustra la razón por la cual se seleccionó 15 cP como valor determinante para el rendimiento.

La parte crítica de la curva para todos los tipos de arcilla aparece a 15 cP. Grandes

adiciones de arcilla hasta 15 cP aumentan muy poco la viscosidad, mientras que las

pequeñas cantidades de arcilla tienen un efecto marcado sobre la viscosidad de más de 15

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cP. Esto es cierto no solamente para las arcillas comerciales, sino también para los sólidos

de perforación hidratables. También resulta válido que una suspensión de arcilla de 15 cP

soportará la barita en los sistemas de lodo densificado.

Este gráfico puede ser muy útil para el ingeniero de lodos. Para una viscosidad

determinada de las diferentes arcillas, se puede obtener datos relacionados con la densidad

de la lechada, el porcentaje de sólidos en peso, el rendimiento en barriles por tonelada, el

porcentaje de sólidos en volumen y las libras de sólidos por barril de lodo.

Por ejemplo, se requiere aproximadamente 20 lb/bbl de bentonita (M-I GEL) para

producir un lodo con una viscosidad de 15 cP. Por lo tanto, en base al gráfico, este lodo

contendría 5,5% sólidos en peso, tendría un rendimiento de 100 bbl/tonelada, tendría 2,5%

sólidos en volumen, y pesaría unas 8,6 lb/gal.

Figura 51: Curvas de viscosidad para diferentes tipos de arcillas.

RIF: J -30482511-0

El rendimiento sería inferior si una arcilla tomara menos agua. En comparación, si se

hubiera usado sub bentonita para producir un lodo con una viscosidad de 15 cP, este lodo

contendría 18% sólidos en peso, tendría un rendimiento de solamente 28 bbl/tonelada,

contendría 8,5% sólidos en volumen y pesaría casi 9,4 lb/gal. Las arcillas tienen muchas

aplicaciones en los lodos de perforación. La mejor manera de aumentar la viscosidad de un

lodo de perforación usando la menor cantidad posible de sólidos sería añadiendo una arcilla

que tenga el mayor rendimiento. Los valores más bajos de filtrado pueden ser obtenidos

con la bentonita, porque las partículas gruesas y de tamaño mediano son producidas

normalmente a partir de la formación.

5.4.1) Factores que afectan el rendimiento de las arcillas.

Entre los factores que afectan el rendimiento de las arcillas pueden mencionarse los

siguientes:

Alta concentración de sales.

Efecto de los cationes.

Condiciones de pH.

Alta temperatura.

Alta Salinidad

El límite superior para que una arcilla bentonítica se hidrate de una manera

satisfactoria es de 2% de cloruro de sodio. En el transcurso de una operación esto ocurre

con mucha frecuencia al ser expuesto un fluido de perforación a formaciones con sal o

domos de sal.

Efecto de los cationes

El poder relativo de sustitución de un catión por otro está indicado por la siguiente

secuencia:

H+ > Al3+ > Ca2+ > Mg2+ > K+ > NH4+ > Na+ > Li+

Un catión puede servir de enlace para mantener unidas a las partículas del mineral

arcilloso, lo cual reduce la hidratación. Los cationes multivalentes producen un enlace más

fuerte entre las capas que los cationes monovalentes, lo cual resulta generalmente en la

agregación de las partículas de arcilla. El potasio, un catión monovalente, constituye la

excepción de la regla. Los cationes adsorbidos pueden hidratarse y atraer una envoltura de

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agua que tiene una forma definida. El tamaño y la forma del catión hidratado afectan su

capacidad de encajar entre las superficies entre capas de la arcilla y afectan tanto el

hinchamiento de la arcilla como la hidratación de la arcilla. Los espacios dentro de las capas

de montmorilonita cristalina son de 2,8 Å. Los pequeños iones, como el potasio, que encajan

entre las capas de arcilla, son intercambiados con mayor facilidad y de manera permanente.

Además, los cationes que aumentan de tamaño al hidratarse extienden las distancias entre

capas para estimular la hidratación de la arcilla. El calcio es un buen ejemplo, teniendo un

diámetro hidratado de 19,2 Å. El litio es otro ejemplo, teniendo tres moléculas de agua y un

diámetro hidratado de 14,6 Å.

Los cationes monovalentes que tienen grandes diámetros hidratados causan el

mayor hinchamiento y la mayor dispersión. Los cationes multivalentes que tienen pequeños

diámetros hidratados son los más inhibidores. La Tabla 7 enumera el diámetro iónico

(cristalino) y el diámetro hidratado de los cationes que son comunes a los fluidos de

perforación. Después de adsorberse en la región entre capas, los cationes hidratados

pueden deshidratarse con el tiempo y ser expuestos a altas temperaturas para que las

distancias entre capas se reduzcan y que los cationes se vuelvan menos reactivos (ver la

fijación de iones descritas en la siguiente sección).

Catión Diámetro iónico (A) Diámetro hidratado (A)

Li+ 1.56 14.6

Na+ 1.90 11.2

K+ 2.66 7.6

NH+4 2.86 5.0

Mg+2 1.30 21.6

Ca+2 1.98 19.2

Al+3 1.00 18.0

Tabla 7: Radios iónicos y de hidratación de iones comunes.

Condiciones de pH

Cuando el pH es mayor de 9,5, la dispersión de la arcilla aumenta, incrementando la

viscosidad del fluido de perforación. En previas discusiones, se puso énfasis en la obtención

de la mayor viscosidad a partir de la más pequeña adición de material. La importancia del

que la viscosidad creada por valores superiores a 10 a veces no guarda proporción con lo

que se considera ser las propiedades deseables del lodo. Por razones obvias, tales como

seguridad y corrosión, los lodos de perforación casi nunca son utilizados dentro del rango

ácido con un pH inferior a 7.

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Alta Temperatura

En condiciones de alta temperatura el agua adsorbida por las partículas de arcilla

tiende a desasociarse, permitiendo una agrupación más cercana de las partículas de arcilla,

produciendo un estado floculado.

5.5) Uso de dispersantes.

Se considera que el efecto principal de los productos químicos reductores de viscosidad es la neutralización de las cargas catiónicas de enlaces rotos residuales. El mecanismo de esta acción en suspensiones de arcilla en agua consiste en reducir la porción de la viscosidad causada por las fuerzas de atracción entre las partículas, sin afectar considerablemente la porción de la viscosidad que se debe a la hidratación de los minerales arcillosos. Los materiales no iónicos se adsorben en los bordes de las partículas de arcilla para satisfacer las cargas catiónicas de enlaces rotos residuales. Los productos químicos de carga aniónica que se usan comúnmente para el tratamiento del lodo de perforación incluyen fosfatos, taninos, ligninas de ácido húmico (lignito), lignosulfonatos y polímeros sintéticos de bajo peso molecular. Esta adsorción modifica el equilibrio de las fuerzas que actúan sobre la partícula de arcilla, pasando de una fuerza de atracción (floculación) a una fuerza repulsiva (desfloculación). En vez de unirse, las partículas se rechazan o tienden a evitar cualquier contacto entre ellas.

Fosfatos.

Los dos fosfatos principales usados en el lodo de perforación son:

1. Pirofosfato Ácido de Sodio (SAPP), pH de 4,8.

2. Tetrafosfato de Sodio (STP o PHOS), pH de 8,0.

Estos fosfatos son potentes dispersantes no iónicos y sólo un tratamiento pequeño

puede producir la máxima reducción de la viscosidad. La cantidad de producto de

tratamiento para la simple dispersión casi nunca excede 0,2 lb/bbl. Esto significa que para un

sistema de 1.000 bbl, sólo se requiere 200 lb para diluir el fluido. Los fosfatos pueden ser

añadidos directamente a través de la tolva o a partir del barril químico. Si los fosfatos

añadidos a partir del barril químico, se mezclará aproximadamente 50 lb de fosfato con un

barril de agua. Luego se añade la solución directamente al lodo, de manera uniforme durante

una circulación.

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Los fosfatos son usados principalmente en lodos de bajo pH y lodos de perforación

inicial. Los fosfatos reducen la viscosidad de dos maneras: (1) neutralizan las fuerzas de

atracción al ser adsorbidos en la superficie de los sólidos, y (2) eliminan el calcio y el

magnesio. Debido a su bajo pH y a su capacidad para eliminar el calcio, el SAPP es un

excelente agente de tratamiento para la contaminación de cemento. Los fosfatos casi nunca

son usados solos en el tratamiento del lodo; más bien se usan para complementar el control,

junto con la soda cáustica y un diluyente orgánico. Si el SAPP (pH de 4,8) fuera usado solo

de manera continua, el lodo se volvería ácido. Esto podría ser perjudicial y podría causar

una corrosión grave y una viscosidad excesiva. El PHOS tiene un pH más neutro (8,0), lo

cual hace que sea más adecuado para los tratamientos de rutina de dilución del lodo.

Los fosfatos tienen una aplicación limitada para el tratamiento. Los materiales no son

diluyentes eficaces del lodo a temperaturas moderadas. Si la temperatura del lodo excede

considerablemente 175ºF (79,4ºC), los floculantes en vez de ser defloculantes. Esto no

descarta la posibilidad de utilizar fosfatos para secuestrar el calcio a altas temperaturas.

Como ortofosfatos, estos materiales aún tienen la capacidad de reducir el calcio, aunque su

capacidad diluyente sea inferior. Además, los fosfatos no son eficaces en mayores

concentraciones de sal.

Lignitos.

El lignito (pH 3,2) es menos soluble a un pH bajo; por lo tanto, para que sea eficaz,

el pH del lodo debe estar comprendido dentro del rango alcalino o el lignito debe ser

presolubilizado en una lechada de alto pH antes de ser añadido al sistema de lodo. En

general se añade soda cáustica con los aditivos de lignito de bajo pH.

En la aplicación de campo, la relación de soda cáustica a Lignito variará de 1:6 a 1:2.

La mejor manera de añadir las ligninas es a través de la tolva de lodo. El lignito natural es

más eficaz en los sistemas de lodo que tienen valores de pH comprendidos entre 9 y 10,5. El

lignito potásico es un lignito neutralizado con hidróxido de potasio que tiene un pH de

aproximadamente 9,5.

Ligninas.

Las ligninas constituyen un grupo de productos similares al lignito y al lignosulfonato

que provienen de la corteza de árbol sometida a un tratamiento químico. QUEBRACHO es

una mezcla de lignina/lignito diseñada para proporcionar funciones de dilución y control de

filtrado. En general, los productos tánicos son más solubles que otros productos químicos en

lodos de bajo pH. Son más eficaces a bajas temperaturas y en ambientes de alta salinidad,

en comparación con los aditivos a base de lignito. Los taninos son generalmente más

costosos y producen efectos más breves que el lignito y el lignosulfonato. Desco, una lignina

RIF: J -30482511-0

de cromo producida por Drilling Specialties Co., y Desco CF, una lignina sin cromo, son

productos muy usados como diluyentes.

Lignosulfonatos.

Estos aditivos son materiales versátiles que tienen numerosas aplicaciones en

muchos sistemas defloculados a base de agua. Estos materiales producen buenos

resultados a todos los niveles de pH alcalino, pueden ser usados con altos niveles de sal y

son eficaces en la presencia de altos niveles de calcio. Los aditivos de lignosulfonato tienne

un bajo pH (aproximadamente 3,0). Por este motivo, soda cáustica debería ser añadida con

todos los tratamientos de este producto. La cantidad de soda cáustica depende del tipo de

lodo que se está utilizando, pero en general se añade una parte de soda cáustica para

cuatro partes de lignosulfonato. Este producto no solamente reduce la viscosidad y el

esfuerzo de gel, sino que cuando se usa en cantidades suficientes, también reduce la

pérdida de agua y proporciona un ambiente inhibidor. Las adiciones de lignosulfonato son

generalmente realizadas a través de la tolva mezcladora o por barril químico.

RIF: J -30482511-0

CAPÍTULO 6: CÁLCULOS VOLUMÉTRICOS.

El conocimiento del volumen circulante y del volumen de reserva son parámetros

muy importantes para los ingenieros de fluidos. En este capítulo se presentan los cálculos

básicos relacionados con la determinación de los volúmenes de fluidos en el equipo de

perforación.

6.1) Determinación de la capacidad de los tanques.

El contenedor más común para los volúmenes superficiales es una fosa rectangular

con paredes verticales y un fondo plano. Otros tipos de fosas que pueden encontrarse son

las fosas rectangulares con paredes inclinadas y los tanques circulares o elípticos cilíndricos.

NOTA: Todas las dimensiones de las fórmulas vienen expresadas en pies (ft) y el volumen

en barriles (bbl).

Tanque rectangular con fondo plano.

RIF: J -30482511-0

Tanque rectangular con paredes inclinadas.

Tanque cilíndrico vertical.

RIF: J -30482511-0

Tanque cilíndrico horizontal.

IMPORTANTE: A través del siguiente gráfico se puede conocer el volumen contenido en un

tanque cilíndrico horizontal en cualquier momento.

Figura 52: Curvas de calibración para tanques cilíndricos horizontales.

RIF: J -30482511-0

Tanque cilíndrico elíptico.

6.2) Capacidad, volumen y desplazamiento.

NOTA: Para todas las fórmulas los diámetros vienen expresados en pulgadas (in), las

profundidades en pies (ft) y los volúmenes en barriles.

Volumen del hoyo abierto y revestidor (sin tubería).

I.D. se refiere al diámetro de la mecha (hoyo abierto) y diámetro interno del revestidor (hoyo

entubado).

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Capacidad de la tubería.

I.D. se refiere al diámetro interno de la tubería de perforación.

Volumen anular.

I.D. es el diámetro de la mecha o el diámetro interno del revestidor. O.D. hace referencia al

diámetro externo de la tubería, HWDP o DC.

Desplazamiento.

RIF: J -30482511-0

D.E. es el diámetro externo de la tubería de perforación, HWDP o DC. D.I. es el diámetro

interno. Para obtener el desplazamiento en (bbl) se multiplica el valor obtenido en (bbl/ft) por

la longitud de la tubería.

6.3) Factor de flotación.

U = 1 – (MW / 65.5)

Donde:

U: Factor de flotación.

MW: Densidad del lodo (lpg)

65.5: Densidad del acero (lpg)

NOTA: El factor de flotación también puede ser estimado por el siguiente gráfico:

Figura 53: Gráfico de factor de flotación.

RIF: J -30482511-0

6.4) Caudal de las bombas.

Bombas triplex.

Donde:

DI: Diámetro del pistón (in)

L: Longitud de la carrera (in)

Rend: Eficiencia de la bomba (expresado en forma decimal).

Vcaudal: Caudal de la bomba en bbl/stk

Bombas Dúplex.

Donde:

ID: Diámetro interno del pistón (in)

OD: Diámetro del vástago (in)

L: Longitud de la carrera (in)

Rend: Eficiencia de la bomba (expresado en forma decimal).

Vcaudal: Caudal de la bomba en bbl/stk

6.5) Velocidad anular.

RIF: J -30482511-0

Donde:

V caudal de la bomba: Caudal de la bomba (bbl/min) ó (gal/min)

DI: Diámetro del hoyo o diámetro interno del revestidor (in)

DE: Diámetro externo de la tubería, HWDP ó Dc.

6.6) Tiempos de circulación.

Fondo arriba.

Desplazamiento total circulante (emboladas o tiempo).

Desplazamiento de volumen del hoyo (emboladas o tiempo).

=

RIF: J -30482511-0

6.7) Presión hidrostática.

Donde:

Phid: Presión hidrostática (psi)

TVD: Profundidad vertical verdadera (ft)

6.8) Tablas para cálculos volumétricos.

Como una alternativa a las fórmulas presentadas anteriormente, en este apartado se

incluyen tablas de:

Capacidad del hoyo.

Capacidad de la tubería de revestimiento.

Capacidad y desplazamiento de tuberías de producción, portamechas y tuberías de

producción.

Desplazamiento de bombas triplex y dúplex.

RIF: J -30482511-0

RIF: J -30482511-0

RIF: J -30482511-0

Tabla 8: Capacidad del Hoyo

Tabla 9: Capacidad del Revestidor

RIF: J -30482511-0

RIF: J -30482511-0

Tabla 10: Capacidad del Revestidor

Tabla 11: Capacidad y desplazamiento de tubería de perforación y HWDP

Tabla 12: Capacidad y desplazamiento de tubería de producción

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RIF: J -30482511-0

Tabla 13: Capacidad y desplazamiento de los Drill Collar

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Tabla 14: Caudal para bombas triplex

Tabla 15: Caudal para bombas dúplex

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CAPÍTULO 7: REOLOGÍA.

La reología es el estudio de la deformación de los materiales. En el campo petrolero

es el estudio del comportamiento de los diferentes fluidos de perforación. Es la expresión de

la energía que se va requerir para mover y circular el lodo a través del sistema.

El comportamiento reológico de un lodo va a depender de diferentes propiedades

físicas del fluido. Estas propiedades van a determinar y controlar propiedades de flujo como:

Velocidad de flujo.

Tipo de flujo.

Caída de presión.

La relación de éstas propiedades físicas conjuntamente con la velocidad de corte

(shear rate) y el esfuerzo al corte (shear stress) van a determinar el comportamiento

reológico del fluido.

En el laboratorio, la velocidad de corte equivale a los RPM del reómetro, mientras que

el esfuerzo de corte será la lectura obtenida en el dial En el campo, el esfuerzo de corte es la

presión de bomba y la velocidad de corte será la velocidad anular. La relación de estos dos

valores define la viscosidad de un fluido.

Viscosidad =

Esfuerzo de Corte

Velocidad de Corte

Esta relación define la resistencia de un fluido a ser puesto en movimiento cuando se

aplica una fuerza determinada. El embudo de viscosidad va medir de una forma relativa esta

resistencia al flujo, pero se debe utilizar únicamente como una referencia. Analizando un

poco más los componentes que define la viscosidad se puede establecer que:

Esfuerzo de corte = =

Es decir, el esfuerzo va ser una relación directa entre la fuerza aplicada y el área sobre la

cual esa fuerza va a actuar.

Fuerza

Área

Dinas

cm2

RIF: J -30482511-0

= Velocidad de corte =

La velocidad de corte va a estar definida por la velocidad con que se desplazan los

diferentes componentes del lodo uno con respecto al otro. La unidad de medida se denomina segundos recíprocos.

Por lo tanto se puede redefinir la viscosidad teniendo en cuenta a las unidades analizadas:

Viscosidad =

Dinas/cm2

s-1 = 1 poise

Poise es la unidad básica de viscosidad y se define como la fuerza aplicada a un área de 1 cm2 en 1 segundo.

•••

Figura 54: diagrama ampliado del rotor del viscosímetro

s-1 Velocidad relativa, pies/s Distancia relativa, pies

1 s

BOB

SEPARACIÓN

VELOCIDAD

RELATIVA DEL

ROTOR

CAMISA DEL

ROTOR

RIF: J -30482511-0

Los reómetros rotativos se hallan diseñados de tal manera que si se multiplican las

RPM por 1,7 la velocidad de corte es convertida a segundos recíprocos.

Ejemplo: 600 RPM x 1,7 1020 sec -1 300 RPM x 1,7 510 sec-1 Si las lecturas obtenidas a diferentes RPM se multiplican por 5,11, los lb/100 pies

2 serán

convertidos a dinas/cm2

Ejemplo: Determinar la viscosidad de un lodo donde se ha determinado una lectura de 600 RPM de 45 unidades o lb/pies

2.

Velocidad de corte = 600 RPM x 1,7 = 1020 sec

-1

Esfuerzo de corte = 45 x 5,11 = 229,95 Dyn/cm2

Viscosidad Plástica.

La viscosidad plástica (VP) en centipoise (cP) o milipascales-segundo (mPa•s) se

calcula a partir de los datos del viscosímetro de lodo, como:

PV (cP) = Θ600 – Θ300

La viscosidad plástica se describe generalmente como la parte de la resistencia al flujo que

es causada por la fricción mecánica.

La viscosidad plástica es afectada principalmente por:

• La concentración de sólidos.

• El tamaño y la forma de los sólidos.

• La viscosidad de la fase fluida.

• La presencia de algunos polímeros de cadena larga.

• Las relaciones aceite-agua (A/A) en los fluidos de emulsión inversa.

La fase sólida es lo que más interesa al ingeniero de fluidos. Un aumento de la

Viscosidad = 229,95 dyn/cm2

1020 sec-1 = 0,225 poise o 22,54 centipoises

RIF: J -30482511-0

viscosidad plástica puede significar un aumento en el porcentaje en volumen de sólidos, una

reducción del tamaño de las partículas de los sólidos, un cambio de la forma de las

partículas o una combinación de estos efectos.

Cualquier aumento del área superficial total de los sólidos expuestos se reflejará en

un aumento de la viscosidad plástica. Por ejemplo, en una partícula sólida que se parte por

la mitad, el área superficial expuesta combinada de los dos trozos será más grande que el

área superficial de la partícula original. Una partícula plana tiene más área superficial

expuesta que una partícula esférica del mismo volumen. Sin embargo, la mayoría de las

veces, el aumento de la viscosidad plástica resulta del aumento en el porcentaje de sólidos.

Algunos de los sólidos contenidos en el fluido están presentes porque fueron añadidos

intencionalmente. Por ejemplo, la bentonita es eficaz para aumentar la viscosidad y reducir la

pérdida de fluidos, mientras que la barita es necesaria para la densidad.

Sin embargo, los sólidos perforados afectan negativamente las propiedades

reológicas y no son convenientes. Estos sólidos son continuamente añadidos al fluido

durante la perforación, causando un aumento de la concentración de sólidos. Si no son

eliminados rápidamente, los sólidos siguen dividiéndose en partículas más pequeñas

al ser circulados y recirculados a través del sistema. Problemas de viscosidad surgirán

si los sólidos perforados no son controlados.

La viscosidad plástica también depende de la viscosidad de la fase fluida. Cuando la

viscosidad del agua disminuye a medida que la temperatura aumenta, la viscosidad plástica

disminuye proporcionalmente. Las salmueras tienen viscosidades más altas que los fluidos

de agua dulce. El aceite emulsionado en los fluidos base agua también actúa como un sólido

y afectará la viscosidad plástica del fluido. Los polímeros añadidos al sistema para controlar

la viscosidad, controlar la pérdida de fluidos o inhibir la lutita pueden generar altas

viscosidades plásticas, especialmente después de la mezcla inicial del polímero.

Un límite superior práctico para la viscosidad plástica es el doble del peso del fluido

(lb/gal). Aunque este valor parezca restrictivo en lo que se refiere a los altos pesos de fluido,

los sólidos se ven tan apretados por el material densificante, que estos fluidos tienen una

tolerancia muy baja respecto a los sólidos de perforación. La viscosidad plástica constituye

una buena aproximación de la viscosidad a través de las toberas de la mecha.

Punto Cedente.

El Punto Cedente (PC) en libras por 100 pies cuadrados (lb/100 pies2) se calcula

a partir de los datos del viscosímetro de la siguiente manera:

YP (lb/100 pies2) = Θ300 – PV

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El punto cedente, segundo componente de la resistencia al flujo en un fluido de

perforación, es una medida de las fuerzas electroquímicas o de atracción en un fluido. Estas

fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas ubicadas en o cerca de las

superficies de las partículas. El punto cedente es una medida de estas fuerzas bajo las

condiciones de flujo, y depende de: (1) las propiedades superficiales de los sólidos del fluido,

(2) la concentración volumétrica de los sólidos, y (3) el ambiente eléctrico de estos sólidos

(concentración y tipos de iones en la fase fluida del fluido). El punto cedente es la parte de la

resistencia al flujo que se puede controlar con un tratamiento químico apropiado. El punto

cedente disminuye a medida que las fuerzas de atracción son reducidas mediante el

tratamiento químico.

El punto cedente es usado frecuentemente como indicador de las características de

dilución por esfuerzo de corte de un fluido y de su capacidad de suspender el material

densificante y retirar los recortes del pozo, pero puede inducir a error. Cualquier fluido con un

punto cedente superior a cero disminuye en cierta medida su viscosidad con el esfuerzo de

corte. Los fluidos con puntos cedentes muy bajos no suspenderán el material densificante,

pero es posible que los fluidos con altos puntos cedentes tampoco suspendan el material

densificante. Las soluciones de CMC, Celulosa Polianiónica (PAC) y polímeros HEC en agua

tienen puntos cedentes, pero no suspenden el material densificante bajo condiciones

estáticas. Las medidas de sus esfuerzos de corte a bajas velocidades de corte indican que

su esfuerzo de corte a una velocidad de corte de cero seg-1 es igual a cero (0). La

capacidad de un fluido para suspender la barita depende más de los esfuerzos de gel, de la

viscosidad a baja velocidad de corte y de la tixotropía de un fluido.

Viscosidad a bajas tasas de corte (Low shear rate viscosity / LSRV).

A través de numerosos estudios de laboratorio y en base a la experiencia de campo,

se ha determinado que los valores de viscosidad a baja velocidad de corte (6 y 3 RPM)

tienen un mayor impacto sobre la limpieza del pozo que el punto cedente, además de

proporcionar la suspensión de barita bajo condiciones tanto dinámicas como estáticas.

Además de las indicaciones de 6 y 3 RPM, se determinó que la viscosidad de

baja velocidad de corte creada por la red de polímeros en los sistemas viscoelásticos

era crítica para la limpieza del pozo y la suspensión de sólidos en pozos horizontales y

de alto ángulo. Esta LSRV se mide usando un viscosímetro de Brookfield a una

velocidad de corte de 0,3 RPM (el equivalente de 0,037 RPM en un viscosímetro

convencional).

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Esfuerzos de Gel.

La tixotropía es la propiedad demostrada por algunos fluidos que forman una

estructura de gel cuando están estáticos, regresando luego al estado de fluido cuando

se aplica un esfuerzo de corte. La mayoría de los fluidos de perforación base agua

demuestran esta propiedad, debido a la presencia de partículas cargadas

eléctricamente o polímeros especiales que se enlazan entre sí para formar una matriz

rígida. Las indicaciones de esfuerzo de gel tomadas con el viscosímetro convencional a

intervalos de 10 segundos y 10 minutos, y a intervalos de 30 minutos para las

situaciones críticas, proporcionan una medida del grado de tixotropía presente en el fluido.

La resistencia del gel formado depende de la cantidad y del tipo de sólidos en

suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico. Es decir que cualquier

cosa que fomenta o impide el enlace de las partículas, aumentará o reducirá la tendencia a

gelificación de un fluido. La magnitud de la gelificación, así como el tipo de esfuerzo de gel,

es importante en la suspensión de los recortes y del material densificante. No se debe

permitir que la gelificación alcance un nivel más alto del necesario para cumplir estas

funciones. Los esfuerzos de gel excesivos pueden causar complicaciones operacionales.

La formación de geles progresivos o geles instantáneos puede indicar problemas en

el sistema de fluido. Una esfuerzo de gel. El esfuerzo de gel y el punto cedente son medidas

de las fuerzas de atracción en un sistema de fluido. El esfuerzo de gel inicial mide las

fuerzas de atracción estáticas, mientras que el punto cedente mide las fuerzas de atracción

dinámicas. Por lo tanto, el tratamiento que se usa para el esfuerzo de gel inicial excesivo es

el mismo que para el punto cedente excesivo.

7.1) Tipos de Fluidos.

La relación esfuerzo de corte - velocidad de corte define a los diferentes fluidos.

Newtonianos.

No-Newtonianos.

RIF: J -30482511-0

7.1.1) Fluidos Newtonianos.

También llamados fluidos verdaderos. Exhiben una relación directa y constante entre

la velocidad y fuerza de corte. La figura adjunta describe el comportamiento de un fluido

Newtoniano.

Figura 55: Comportamiento de un Fluido Newtoniano

Agua, aceite y gasolina entre otros son fluidos Newtonianos. El esfuerzo de corte se

halla representado por la presión de bomba y la velocidad de corte por la velocidad del

fluido. En este caso el fluido comienza a moverse tan pronto se aplica la fuerza y continua en

movimiento hasta que la presión cesa. El fluido Newtoniano se va a mover a una velocidad

que es directamente proporcional a la presión aplicada. Si la presión de bomba por ejemplo

se aumenta de 0 a 100 lb/pulg2, la velocidad del fluido se incrementará de 0 a 1

pie/segundo.

Si la presión de bomba se incrementa a 200 la velocidad aumentará a 2 pies/sec. Es

decir, si se duplica la presión la velocidad también se incrementara al doble. Para los fluidos

Newtonianos la curva de consistencia de un fluido es una línea recta que pasa por el origen

del gráfico. La pendiente de la curva es constante y dependerá, de la densidad y de la

viscosidad del fluido. Esta proporcionalidad directa es lo que define al flujo laminar. La

proporcionalidad deja de cumplirse una vez que el flujo es turbulento. El punto donde la

proporcionalidad deja de existir es el punto que define al flujo turbulento y se denomina

velocidad crítica. A partir de este punto se requerirá una presión de gran magnitud para

producir un pequeño incremento en la velocidad del fluido.

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7.1.2) Fluidos no Newtonianos.

La adición, de sólidos a un fluido de perforación va a cambiar profundamente las

características reológicas del lodo, resultando en lo que se conoce como un fluido no-

Newtoniano. A veces se les conoce como fluidos plásticos o pseudoplásticos. Estos tienen la

característica de tener viscosidades aparentes diferentes a diferentes velocidades de corte.

Esta característica se denomina de "shear thining" o pseudoplasticidad.

Los fluidos no-Newtonianos van a exhibir características de proporcionalidad y de no

proporcionalidad entre el esfuerzo y la velocidad de corte, en el régimen del flujo laminar.

Consecuentemente la viscosidad del fluido va a variar en función de la velocidad de corte. La

figura adjunta ilustra las características de flujo de un fluido no-Newtoniano.

Figura 56: Comportamiento de un Fluido no Newtoniano

Se ve que existe una proporcionalidad directa en la zona correspondiente entre las

lecturas de reómetro de 300 y 600 RPM. Sin embargo no existe esta proporcionalidad a

velocidades de corte más bajos. Estas son las velocidades que caracterizan a la actividad

desarrollada en el espacio anular. Aquí se va a requerir la aplicación de una fuerza de corte

grande para producir un pequeño incremento en la velocidad. Resumiendo tendremos

proporcionalidad entre los rangos correspondientes a 300 y 600 RPM. No se observa

proporcionalidad a velocidades por debajo y por encima de estas velocidades.

Régimen

laminar

Régimen

turbulento

Viscosidad

variable

Viscosidad

variable

Viscosidad

constante

Esfuerzo de

Corte

RPM

RIF: J -30482511-0

Viscosidad y Velocidad de Corte.

Es interesante determinar y estudiar el rango de viscosidades que se pueden esperar

de un fluido de perforación con diferentes valores de velocidades de corte. A lo largo de un

sistema circulatorio el lodo se verá sometido a diferentes velocidades de corte, y como

consecuencia los valores de viscosidad van a cambiar. La velocidad de corte será mínimo o

cero en el área de los tanques. Aquí es donde la viscosidad tendrá su máximo valor. La

velocidad de corte en esta área es menos que 5 sec-1

y los valores de la viscosidad son

máximos. La velocidad de corte en el espacio anular varía de acuerdo a la geometría y

dimensión del mismo. En el anular encontraremos valores de velocidades de entre 5 y 800

sec-1

. Esto va a corresponder a valores de viscosidades entre 50 a 12.000 cp. Generalmente

la actividad en el anular es entre 100 y 300 RPM o sea por debajo de 520 sec-1

.

En el interior de las tuberías y drill collares la velocidad de corte va a aumentar de una

forma considerable, adquiriendo un valor máximo cuando el lodo es bombeado a través de

las boquillas. Aquí la velocidad de corte puede adquirir valores de hasta 100.000 sec-1

.

La viscosidad de un fluido Newtoniano será constante en cada parte del sistema

circulatorio. Un lodo ideal o fluido no-Newtoniano ideal será aquel que tenga una alta

viscosidad en los tanques y en el espacio anular pero que se comporte como agua dentro de

la sarta y al ser bombeado a través de la broca. El gráfico ilustra el comportamiento de este

fluido. Esta propiedad de los fluidos es la que se conoce como "shear thining" o

comportamiento pseudoplástico, y es una característica deseable y típica sobre todo de los

fluidos de perforación con polímero. La propiedad tiene influencia en el diseño hidráulico, en

las caldas de presión, velocidades anulares y la limpieza del hueco. También va a definir el

perfil de velocidad de flujo del lodo en el anular.

7.2) Modelos reológicos.

Un modelo reológico es una descripción de la relación entre el esfuerzo de corte y

la velocidad de corte. La ley de viscosidad de Newton es el modelo reológico que describe el

comportamiento de flujo de los fluidos newtonianos. También se llama modelo newtoniano.

Sin embargo, como la mayoría de los fluidos de perforación son fluidos no newtonianos, este

modelo no describe su comportamiento de flujo. En realidad, como no existe ningún modelo

reológico específico que pueda describir con precisión las características de flujo de todos

los fluidos de perforación, numerosos modelos han sido desarrollados para describir el

comportamiento de flujo de los fluidos no newtonianos.

RIF: J -30482511-0

7.2.1) Modelo Plástico de Bingham.

Por su sencillez, el modelo reológico más común utilizado para describir las

propiedades reológicas de los fluidos de perforación es el modelo plástico de Bingham. Este

modelo supone que el esfuerzo de corte es una función lineal de la tasa de corte, una vez

que se ha excedido un esfuerzo de corte específico (el esfuerzo de corte umbral o punto

cedente) y se expresa como τ = PC + VP (γ), donde:

PC = Punto cedente, lbf/100 ft2

VP = Viscosidad Plástica, cP (centipoise, 1/100 Poise)

Debido a que este modelo se desarrolló a partir de datos determinados entre las

tasas de corte de 500 a 1000 seg-1, caracteriza mejor un fluido a tasas de corte más altas.

El PC y la VP se calculan a partir de datos obtenidos con un viscosímetro concéntrico

convencional, a 600 y 300 rpm, mediante las ecuaciones siguientes:

1. VP = θ600 - θ300, donde:

• VP = viscosidad plástica, cP

• θ600 = lectura del cuadrante para 600 rpm

• θ300 = lectura del cuadrante para 300 rpm

2. PC = θ300 - VP

La tasa de corte en rpm, multiplicada por 1,7 nos da la tasa de corte en seg-1, para los

reómetros convencionales utilizados en campos petroleros. Una vez que se han determinado

los valores de VP y PC, se puede utilizar el modelo para determinar el esfuerzo de corte a

cualquier tasa de corte.

7.2.2) Ley Exponencial.

El modelo de la Ley Exponencial describe un fluido en el cual el esfuerzo de corte

graficado en función de la tasa de corte es una línea recta, cuando se utiliza papel de

coordenadas doblemente logarítmicas. Debido a que se aproxima más al comportamiento de

un fluido de perforación a bajas tasas de corte, en comparación con el modelo plástico de

Bingham, con frecuencia se emplea para monitorear las características de suspensión y

calcular la pérdida de presión del fluido de perforación en el anular. El modelo de la ley

exponencial es:

τ = Kγn

Donde:

K=índice de consistencia del fluido, lb-segn/100 ft2

RIF: J -30482511-0

n=exponente de la ley exponencial, adimensional.

El índice “n” de Ley Exponencial indica el grado de comportamiento no newtoniano

de un fluido sobre un rango determinado de velocidades de corte. Cuanto más bajo sea el

valor de “n”, más el fluido disminuye su viscosidad con el esfuerzo de corte sobre dicho

rango de velocidades de corte, y más curvada será la relación de esfuerzo de

corte/velocidad de corte.

El índice de consistencia “K” es la viscosidad a una velocidad de corte de un

segundo recíproco (seg-1). Este índice está relacionado con la viscosidad de un fluido a

bajas velocidades de corte. La eficacia con la cual un fluido limpia el pozo y suspende los

materiales densificantes y los recortes puede ser mejorada aumentando el valor de “K”.

Los parámetros reológicos n y K se pueden calcular a partir de dos puntos de datos

cualesquiera de tasa de corte/esfuerzo de corte. Debido a que no es usual que, en un gráfico

de coordenadas doblemente logarítmicas, todos los datos sean una línea recta, es mejor

determinar n y K a las tasas de corte dentro de la sarta de perforación (np y Kp) y dentro del

anular (na y Ka). Se puede tener una mayor precisión si se utiliza n y K en intervalo de tasas

de corte de 5 a 200 seg-1, para el anular, y en el intervalo de 200 a 1000 seg -1 para el interior

de la tubería (Lectura rpm = seg-1 /1,7). Las lecturas del cuadrante del viscosímetro para un

instrumento estándar de seis velocidades se pueden emplear para determinar las constantes

de la ley exponencial. La práctica usual consiste en utilizar las lecturas de 3 rpm y 100 rpm

para la tasa baja de corte y las lecturas de 300 rpm y 600 rpm para el intervalo de alta tasa

de corte. Las fórmulas generales para n y K son:

RIF: J -30482511-0

Al usar las lecturas del viscosímetro a 600 y 300 rpm se obtendrán las siguientes ecuaciones simplificadas:

7.2.3) Modelo de Herschel – Bulkley (Ley Exponencial Modificada).

El modelo de Ley Exponencial modificada es ligeramente más complicado que el

modelo de Flujo Plástico de Bingham o el modelo de Ley Exponencial. Sin embargo, este

modelo puede aproximarse más al comportamiento reológico verdadero de la mayoría de los

fluidos de perforación. Es un modelo de tres parámetros: τo, K y n. En la práctica se acepta

τo como el valor de la lectura de 3 rpm (θ3). La ecuación de este modelo se expresa como:

Τ = τo + Kγn

Donde:

Figura 57: Comparación de los 3 modelos reológicos.

RIF: J -30482511-0

7.3) Etapas de flujo.

El fluido de perforación está sometido a una variedad de configuraciones del flujo

durante el proceso de perforación de un pozo. Estas configuraciones del flujo pueden

definirse como diferentes etapas de flujo, las cuales se señalarán a continuación.

Etapa 1: No Flujo.

La mayoría de los fluidos de perforación resisten con fuerza suficiente al flujo, de

manera que es necesario aplicar una presión para iniciarlo. El valor máximo de esta fuerza

constituye el esfuerzo de cedencia verdadero del fluido. En un pozo, el esfuerzo de cedencia

verdadero está relacionado con la fuerza necesaria para “romper la circulación”.

Etapa 2: Flujo tapón.

Cuando se excede el esfuerzo de cedencia verdadero, el flujo comienza en la forma

de un tapón sólido. En el flujo tapón, la velocidad es la misma a través del diámetro de la

tubería o del espacio anular, excepto para la capa de fluido que está contra la pared del

conducto. Muchas veces se hace referencia al flujo de la pasta dentífrica dentro del tubo

para describir un ejemplo de flujo tapón. El perfil de velocidad del flujo tapón es plano.

Etapa 3: Transición Flujo Tapón – Flujo Laminar.

A medida que el caudal aumenta, los efectos de corte comenzarán a afectar las

capas dentro del fluido y a reducir el tamaño del tapón en el centro del flujo. La velocidad

aumentará desde el pozo hasta el borde del tapón central. El perfil de velocidad es plano a

través del tapón que tiene la mayor velocidad, y decae o disminuye a cero en la pared del

conducto.

Etapa 4: Flujo laminar.

A medida que se aumenta el caudal, los efectos del caudal y de la pared sobre el fluido siguen aumentando. A cierto punto, el tapón central dejará de existir. A este punto, la

velocidad alcanzará su nivel más alto en el centro del flujo y disminuirá a cero en la pared

del conducto. El perfil de velocidad tiene la forma de una parábola. La velocidad del fluido

está relacionada con la distancia a partir del espacio anular o de la pared de la tubería.

Dentro de una tubería, se puede describir al flujo como una serie de capas telescópicas

cuya velocidad aumenta de capa en capa hacia el centro. Todo el fluido a través de la

tubería o del espacio anular se moverá en la dirección de flujo, pero a diferentes

velocidades. Esta etapa de flujo regular se llama laminar debido a las capas o láminas formadas por las diferentes velocidades.

RIF: J -30482511-0

Etapa 5: Transición Flujo Laminar – Flujo Turbulento. A medida que el caudal aumenta, el flujo regular comienza a descomponerse.

Etapa 6: Flujo Turbulento:

Cuando el caudal sigue aumentando, el flujo regular se descompone totalmente y el

fluido tiene un flujo vorticial y turbulento. El movimiento del fluido total sigue siendo a lo largo

del espacio anular o de la tubería en una dirección, pero la dirección del movimiento será

imprevisible en cualquier punto dentro de la masa del fluido. Bajo estas condiciones, el flujo

es turbulento. Una vez que estas condiciones han sido alcanzadas, cualquier aumento del

caudal producirá simplemente un aumento de la turbulencia.

Figura 58: Etapas de flujo.

RIF: J -30482511-0

CAPÍTULO 8: HIDRÁULICA.

La hidráulica es la ciencia que estudia y define al comportamiento de los fluidos en

movimiento. Un fluido en estado dinámico se desplaza a velocidades diferentes, produciendo

caldas de presión de acuerdo a la velocidad de flujo. La meta de la hidráulica es la de utilizar

el comportamiento reológico de los fluidos para describir las propiedades de flujo del fluido

en los confines del sistema circulatorio a diferentes caudales de circulación, de tal manera

que se puedan hacer ajustes para lograr una eficiencia hidráulica óptima para la limpieza del

hueco, control de presiones de formación, etc.

La flexibilidad y la habilidad de cambiar y controlar las propiedades reológicas de los

fluidos van a influenciar profundamente la eficiencia de la optimización hidráulica. Otros

factores que van a afectar al diseño hidráulico son: las dimensiones del sistema circulatorio,

como tamaño del hueco, dimensiones de la sarta de perforación, lo mismo que el volumen

que se circula. Estos factores son controlables hasta cierto punto. Mediante la selección

cuidadosa de las tuberías, collares y volúmenes de circulación vamos a poder establecer

velocidades anulares que son los más favorables para una buena limpieza del hueco.

Conociendo éstos datos, lo mismo que a las propiedades del lodo, los podemos

utilizar para determinar las velocidades anulares óptimas para cada caso, y optimizar nuestro

diseño de tal manera que se obtengan elevadas penetraciones.

Para el estudio que se muestra a continuación se usara como modelo reológico la Ley

de la Potencia, modelo estándar de API. Los cálculos hidráulicos incluirán:

Caída de presión anular y ECD.

Velocidad de flujo crítica y la tasa de flujo alrededor de los cuellos de perforación.

Caída de presión en la tubería de perforación.

Eficiencia de transporte de ripios.

Optimización de la hidráulica de la mecha.

8.1) Caída de presión anular y ECD.

La memoria de cálculo para la determinación de la caída de presión anular y el ECD

incluye los siguientes pasos. Las ecuaciones involucradas se muestran en el respectivo

diagrama de flujo.

RIF: J -30482511-0

Paso 1. Dibujar la geometría del hoyo indicando todos los diámetros interiores de la tubería

de revestimiento, el tamaño del hoyo y los diámetros interiores y exteriores de la sarta de

perforación.

Paso 2. Calcular la velocidad del fluido para el primer intervalo de la geometría, donde:

Va= velocidad anular del fluido en el intervalo (ft/seg)

Q=tasa de flujo volumétrico (tasa de bombeo), gal/min

D2=diámetro del hoyo, pulgadas

D1 =diámetro exterior de la tubería de perforación, pulgadas

Paso 3. A. Calcular el valor n (índice de comportamiento del flujo) para el intervalo, donde: na =índice de comportamiento del flujo anular (adimensional) θ300 = lectura del cuadrante para 300 rpm θ3 = lectura del cuadrante para 3 rpm Paso 3. B. Calcular el valor K (factor de consistencia) para el intervalo anular, donde: Ka =factor de consistencia en el anular, poise θ 600 = lectura del cuadrante para 600 rpm

Paso 4. Calcular la viscosidad efectiva, μea, en el anular, donde:

μea =viscosidad efectiva en el anular, cP

Paso 5. Calcular el número de Reynolds (Re) para el intervalo anular, donde:

Rea =número de Reynolds en el anular, adimensional

ρ =densidad del fluido, lb/gal

Paso 6. A. Calcular el número de Reynolds para el cambio del flujo laminar al transicional,

para el intervalo, donde:

ReL =el número de Reynolds para el cambio del flujo laminar al transicional, adimensional

RIF: J -30482511-0

Paso 6. B. Calcular el número de Reynolds para el cambio de flujo transicional a turbulento

para el intervalo, donde:

ReT =el número de Reynolds para el cambio del flujo transicional al turbulento, adimensional

Paso 7.

Si Rea > ReL, utilizar la ecuación de flujo laminar para calcular el factor de fricción.

Si Rea > ReT, utilizar la ecuación del flujo turbulento para calcular el factor de

fricción.

Si ReL< Rea < ReT, utilizar la ecuación del flujo transicional para calcular el factor

de fricción, donde fa=el factor de fricción de Fanning anular (adimensional).

Paso 8. Calcular la caída de presión (P) para el intervalo, donde:

Pa =caída de presión en el intervalo, psi

L =longitud del intervalo, pies

Paso 9. Repetir los pasos 2 al 8 para cada geometría anular.

Paso 10. Calcule la pérdida total de presión en el anular (PaT) en psi, sumando las caídas

de presión individuales calculadas para cada intervalo.

Paso 11. Convierta la pérdida total de presión anular a la densidad equivalente de

circulación (ECD), donde:

ECD = densidad equivalente de circulación, lb/gal

RIF: J -30482511-0

Figura 59: Flujograma para el cálculo de la pérdida de presión anular

RIF: J -30482511-0

8.2) Velocidad de flujo crítica y la tasa de bombeo.

La memoria de cálculo para la determinación de la velocidad de flujo crítica y la tasa

de bombeo incluye los siguientes pasos. Las ecuaciones involucradas se muestran en el

respectivo diagrama de flujo.

Paso 1. Para el primer intervalo, calcular la velocidad del fluido para la transición desde un

flujo laminar. Esto generalmente se denomina velocidad crítica (Vc) y se calcula como ft/seg

en la ecuación.

Paso 2. Calcular la velocidad crítica para cada geometría anular.

Paso 3. Comparar la velocidad crítica del intervalo con la velocidad anular (Va) calculada en

el paso 2 para la determinación de la caída de presión anular.

Paso 4. Para cada Va que exceda Vc, calcular la tasa de bombeo máxima que causará la

transición. Esto es lo que se denomina la tasa de flujo crítica (Qc) para el intervalo, y se

expresa en gal/min. Si se permanece por debajo de esta tasa de bombeo, el flujo de fluido a

través del intervalo anular permanecerá laminar.

Figura 60: Flujograma para el cálculo de la velocidad de flujo crítica y tasa de bombeo

RIF: J -30482511-0

8.3) Caída de presión en la tubería de perforación.

Paso 1. Calcular la velocidad del fluido en la tubería de perforación, donde:

Vp = velocidad del fluido en la tubería, ft/seg

Q =tasa de flujo volumétrico (tasa de bombeo), gal/min

D = diámetro interior de la tubería, pulgadas

Paso 2. Calcular el valor n (índice de comportamiento del flujo) para el intervalo, donde:

np = índice de comportamiento del flujo en la tubería (adimensional)

θ600 = lectura del cuadrante para 600 rpm

θ300 = lectura del cuadrante para 300 rpm

Paso 2. B. Calcular el valor K (factor de consistencia) para el intervalo anular, donde:

Kp = factor de consistencia en la tubería, poise

θ600 = lectura del cuadrante para 600 rpm

Paso 3. Calcular la viscosidad efectiva μep en la tubería, donde:

μep =viscosidad efectiva en la tubería, cP

Paso 4. Calcular el número de Reynolds (Re) para el intervalo de la tubería, donde:

Rep = número de Reynolds en la tubería, adimensional

ρ =densidad del fluido, lb/gal

Paso 5. A. Calcule el número de Reynolds para el cambio del flujo laminar al transicional, en

el intervalo, donde:

ReL =el número de Reynolds para el cambio del flujo laminar al transicional, adimensional

Paso 5. B. Calcule el número de Reynolds para el cambio de flujo transicional a turbulento

en el intervalo, donde:

RIF: J -30482511-0

ReT =el número de Reynolds para el cambio del flujo transicional a turbulento, adimensional

Paso 6. Si Rep > ReL, utilizar la ecuación de flujo laminar para calcular el factor de fricción.

Si Rep > ReT, utilizar la ecuación del flujo turbulento para calcular el factor de

fricción.

Si ReL< Rep < ReT, utilizar la ecuación del flujo transicional para calcular el factor de

fricción, donde

fp = el factor de fricción de Fanning (adimensional).

Paso 7. Calcular la caída de presión (P) para el intervalo, donde:

Pp =caída de presión en la tubería (psi)

L =longitud de la sección de tubería (pies)

Paso 8. Repetir los pasos 2 al 8 para cada diámetro interior de tubería (ID)

Paso 9. Calcular la pérdida total de presión en la tubería (PpT) en psi, sumando las caídas

de presión individuales calculadas para cada ID de la tubería.

8.4) Eficiencia de transporte de ripios.

Una función importante del fluido de perforación consiste en transportar los ripios

(“recortes”) de la perforación desde el fondo del hoyo hasta la superficie, donde pueden ser

removidos. Una limpieza de hoyo insuficiente puede ocasionar diferentes problemas graves,

incluyendo:

• Elevado arrastre y torque.

• Menor tasa de penetración.

• Atascamiento de tubería.

• Dificultades para correr la tubería de revestimiento.

• Fallas en la cementación primaria.

La capacidad del fluido para limpiar el hoyo depende de la reología y la densidad de

ese fluido, su caudal y el tamaño de los ripios. Para una partícula de cualquier tamaño (ripio),

el movimiento hacia arriba de esa partícula con el flujo del fluido será parcialmente negado

por el efecto de la gravedad que favorece el asentamiento de las partículas. La tasa de

RIF: J -30482511-0

RIF: J -30482511-0

Figura 61: Flujograma para el cálculo de la pérdida de presión en la tubería de perforación.

asentamiento se suele denominar velocidad de deslizamiento (Vs). Al comparar Vs con la

velocidad anular (Va) en el intervalo, es posible calcular el tiempo neto de transporte de

partículas (NPT) y el tiempo anular de transporte (ATT). Estos valores le indicarán al

ingeniero el tiempo mínimo requerido para el transporte de un ripio hasta la superficie. La

Figura 62 es un diagrama de flujo para el cálculo de la velocidad de deslizamiento, NPT y

ATT. A continuación se describen los pasos para el cálculo de la eficiencia en el transporte

de ripios, también conocido como índice de limpieza.

Paso 1: A partir del análisis hidráulico anular para cada intervalo, determinar si el fluido se

encuentra en flujo laminar o turbulento. Si está en flujo laminar, continuar con el Paso 2 para

calcular la velocidad de deslizamiento. Si el fluido está en flujo turbulento, saltar al Paso 7.

Paso 2: Calcular la tasa de corte de borde (gb), donde:

γB = tasa de corte de borde, seg-1

Dc =diámetro de la partícula, pulgadas

ρ =densidad del fluido, lb/gal

Paso 3: Calcular el esfuerzo de corte (tp) desarrollado por la partícula, donde:

τp =esfuerzo de corte de la partícula, lb/100 ft2

Т = espesor de la partícula, pulgadas

Paso 4: Calcular la tasa de corte (γp) desarrollada por la partícula, utilizando τp y los valores

de K y n de tasa baja de corte del fluido, donde:

γp =la tasa de corte de la partícula, seg-1

na =el índice de comportamiento anular a baja tasa de corte, a partir de la Figura 59.

K =el factor de consistencia anular, en base a la Figura 59.

Paso 5: Comparar γp con γB para determinar cuál ecuación debe utilizar para el cálculo de

la velocidad de deslizamiento.

Paso 6: Calcular la velocidad de deslizamiento y seguir con el Paso 9.

RIF: J -30482511-0

Paso 7: Para cualquier intervalo en el flujo turbulento, utilizar la ecuación B-1 en la Figura 62

para calcular el esfuerzo de corte desarrollado por la partícula.

Paso 8: Utilizar la ecuación B-2 de la Figura 62 para calcular la velocidad de deslizamiento.

Paso 9: Calcular el NPT y el ITT, donde:

NPT =transporte neto de partícula, ft/min

VA =velocidad anular del intervalo, ft/min (= Va de la Figura 59 multiplicado por 60 seg/min)

Paso 10: Calcular ATT sumando los valores ITT individuales.

Paso 11: Calcular la eficiencia de transporte (Et) en porcentaje, para cualquier intervalo,

dividiendo el NPT entre la velocidad anular del intervalo y multiplicando el cociente por

100%. Cuanto mayor sea la eficiencia del transporte, mayor es la capacidad de acarreo del

fluido y con mayor rapidez se remueven los recortes del pozo.

8.4.1) Concentración de ripios.

Cuando se perfora un pozo, la tasa de penetración puede generar un volumen mayor

de ripios o “recortes” que el que se puede sacar del pozo en una circulación. Esto conduce a

la acumulación de ripios en el fluido de perforación en la región anular. La concentración de

los ripios (Ca) en el fluido, en el intervalo anular, se puede calcular utilizando las ecuaciones

siguientes. Dependiendo de las formaciones perforadas, un Ca > 6% a 8% en volumen

puede conducir a problemas de limpieza del hoyo, como anillos de lodo y empaque del hoyo.

1) Para la concentración de ripios (% vol), calcular:

donde:

Ca = concentración de ripios, % vol

D = diámetro del hoyo, pulg

Et = eficiencia del transporte en el intervalo, a partir de la Figura 62 expresada como una

fracción decimal

Q = tasa de flujo, gal/min.

RIF: J -30482511-0

ROP = tasa de penetración, pie/hora

Figura 62: Flujograma para la eficiencia del transporte de ripios.

El peso efectivo del fluido (lb/gal) que resulta de la acumulación de recortes en el anular, se

puede calcular mediante la ecuación siguiente:

RIF: J -30482511-0

donde:

ρe = peso efectivo del fluido debido a la concentración de ripios, lb/gal.

S.G.c = densidad específica de los ripios

Ca = concentración de ripios, % vol

ρ = densidad de fluido, lb/gal.

8.5) Optimización de la hidráulica de la mecha.

8.5.1) Análisis de la hidráulica de la mecha.

La siguiente secuencia de cálculos ha sido diseñada con el fin permitir al técnico

analizar con rapidez y exactitud los diversos parámetros de la hidráulica de la mecha. Se

proporcionan ciertas reglas básicas como lineamientos para que los principiantes interpreten

los datos resultantes. Debe recordarse que dichas “reglas” no son absolutas y tampoco se

aplican a todos los casos. Cada vez que se excedan los valores máximos, existe la

posibilidad de reducir la vida útil de la mecha.

Descripción de las variables involucradas en los cálculos:

1. ∆Pb (Pérdida de Presión en la Mecha): Esta ecuación permite obtener la presión

circulante total que se consume en la mecha. REGLA: En general, cuando se utiliza entre el

50% y el 65% de la presión superficial en la mecha, se obtiene normalmente una hidráulica

adecuada.

2. HHPb (Caballaje de Fuerza Hidráulica en la Mecha): Calcula el total de caballos de fuerza

hidráulica disponibles a lo largo de la cara de la mecha. Los caballos de fuerza hidráulica son

una medida del trabajo que se realiza al moverse el fluido.

3. HHPB/ in2 (Caballaje Hidráulico por Pulgada Cuadrada del Área de la Mecha): Convierte

el total de los caballos de fuerza hidráulica en la mecha a caballos de fuerza hidráulica

disponibles por pulgada cuadrada de la cara de la mecha. REGLA: Un intervalo general de

HHPb/in2 para la perforación optimizada es 2,5 a 5,0.

4. Vn (Velocidad de las Boquillas de la Mecha): Calcula la velocidad a la cual se mueve el

fluido a través de las boquillas de la mecha a la tasa existente de flujo. REGLA: La velocidad

de las boquillas varía entre 250 y 450 pies/seg para la mayoría de las operaciones de

perforación.

5. I.F. (Fuerza de Impacto): Proporciona el total de la fuerza en libras que se ejerce en la

cara de la formación al hacer circular el fluido a través de las boquillas de la mecha. REGLA:

RIF: J -30482511-0

En la mayoría de las operaciones de perforación se maximiza la Fuerza de Impacto cuando

el 50% de la presión superficial se consume en la mecha.

6. I.F/Pulg2 (Fuerza de Impacto por Pulgada Cuadrada del Área de la Mecha): Convierte la

Fuerza total de Impacto en la fuerza disponible por pulgada cuadrada del área de la cara de

la mecha.

7. %PSIb (Porcentaje de la Pérdida de Presión en la Mecha): proporciona el porcentaje de la

presión total superficial que se consume en la mecha. Este es el parámetro complementario

de ∆Pb en el paso 1.

8. HHP del sistema (Caballaje Hidráulico total del Sistema Circulante): Permite calcular el

caballaje hidráulico total que se consume en todo el sistema circulante. Se utiliza como

criterio de comparación de la eficiencia del programa hidráulico.

RIF: J -30482511-0

Figura 63: Flujograma para el análisis de la hidráulica en la mecha.

REGLAS DE LA MANO DERECHA:

El caudal mínimo para limpiar el hoyo es de 30 gpm por pulgada de diámetro del

hoyo, es decir, un hoyo de 8 ½ “ requiere 255 gpm.

El caudal máximo es de 50 gpm por pulgada de diámetro del hoyo.

8.5.2) Optimización de la hidráulica de la mecha.

RIF: J -30482511-0

Después de establecer la hidráulica de la mecha, es necesario optimizarla para cada

situación de perforación específica. Esta optimización de la hidráulica se inicia estableciendo

la caída máxima de presión a través de la mecha y que se puede lograr con los equipos y

fluidos de perforación utilizados. Los cálculos en la Figura 64 se utilizan para dimensionar las

boquillas de la mecha y lograr un caballaje hidráulico máximo en la misma, para una limpieza

óptima de ésta y del hoyo, maximizando la fuerza de impacto del fluido sobre la formación,

para una mayor tasa de penetración, o logrando una solución intermedia entre las anteriores.

Paso 1. Comparar el equipo superficial del taladro con los tipos de equipos descritos en la

Tabla 16. Seleccionar el número del tipo (1, 2,3 ó 4) que se acerca más al equipo del taladro.

Tabla 16: Tipos de equipos superficiales

Paso 2. Utilizando el número del tipo de equipo y tasa de flujo, determinar la pérdida de

presión a través del equipo superficial, a partir de las Tabla 17 y 18, donde:

PS = pérdida de presión del sistema superficial, psi

RIF: J -30482511-0

Tabla 17: Pérdidas de presión en equipos superficiales

RIF: J -30482511-0

Tabla 18: Pérdidas de presión en equipos superficiales

RIF: J -30482511-0

Paso 3. Establecer la presión disponible para la selección de la boquilla. Esta presión es la

diferencia entre el límite de la presión de operación del sistema y las pérdidas reales de

presión en el mismo, donde:

PB =pérdida de presión en la mecha, psi

PMAX =presión máxima del tubo vertical, psi

PaT =pérdida total de presión en el anular (Figura 59, Paso 10), psi

PpT =pérdida total de presión en la sarta de perforación (Figura 61, Paso 9), psi

Paso 4. Calcular el área total óptima de las boquillas:

At =área total óptima de las boquillas, in2

C = una constante:

• 0,65 para HHP máximo

• 0,48 para fuerza de impacto máxima

• 0,59 para la solución intermedia HHP- fuerza de impacto

Paso 5. Utilizar las ecuaciones del tamaño del chorro para calcular cada tamaño de boquilla,

donde:

J1, J2, etc = tamaño del chorro para chorro #1, chorro # 2, etc, en 1/32avos. de una pulgada,

lo cual debe redondearse al número entero más cercano

N = número total de chorros

RIF: J -30482511-0

Figura 64: Flujograma para el análisis de la hidráulica en la mecha.

RIF: J -30482511-0

CAPÍTULO 9: PRUEBAS PARA FLUIDOS BASE AGUA.

A continuación se presentan los procedimientos para la ejecución de las pruebas

para fluidos base agua, tomados a partir de las prácticas operativas aprobadas de

ESVENCA. A su vez, estas prácticas operativas se basan en la norma API 13B-1 y en las

instrucciones operacionales de OFITE.

9.1) Determinación de la densidad de un fluido.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Disponer de balanza de lodo y termómetro.

2 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

2 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Tomar una muestra de fluido y retirar la mayor cantidad posible de aire entrampado (burbujas). Tomar la temperatura de la muestra de fluido.

3 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

4 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

5 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

6

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

7 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

RIF: J -30482511-0

8 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

Figura 65: Balanza de lodo.

9.2) Determinación de la viscosidad de embudo de un fluido.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1 Analista de Laboratorio / Especialista de fluidos

Disponer de: Embudo Marsh, termómetro, cronómetro digital y una jarra para toma de muestras de ¼ de galón (946 ml).

2 Analista de Laboratorio / Especialista de Fluidos

Recoger en la jarra graduada una muestra de fluido.

3 Analista de Laboratorio / Especialistas de Fluidos

Mantener el embudo en posición vertical con la malla hacia arriba.

4 Analista de Laboratorio / Especialistas de Fluido

Tapar con un dedo el orificio de salida del embudo y agregar la muestra a través del tamiz hasta que el nivel de la muestra alcance la parte inferior de la malla (1500 ml).

5

Analista de Laboratorio / Especialista de Fluidos

Sostener el embudo sobre la jarra graduada, mover el dedo del orificio de salida del embudo y simultáneamente comenzar a medir el tiempo con el cronómetro.

RIF: J -30482511-0

Figura 66: Embudo Marsh y taza de lodo.

9.3) Determinación de la reología de un fluido.

6

Analista de Laboratorio / Especialista de Fluidos

Registrar como viscosidad Marsh el tiempo que transcurre para que el fluido alcance la medida de ¼ de galón de la jarra graduada.

7

Analista de Laboratorio / Especialista de Fluidos

Registrar la temperatura del fluido.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Disponer de: Viscosímetro rotacional de lectura directa, una copa de calentamiento y un termómetro.

2 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Recoger una muestra de fluido.

3 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Colocar el termómetro en el orificio que se encuentra en la taza de calentamiento para tal fin. Ajustar la temperatura de la copa de calentamiento hasta 150° F para fluidos base aceite y 120º F para fluidos base agua.

4 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Colocar la muestra de Fluido en la copa de calentamiento dejando suficiente espacio para el desplazamiento del colgante y la manga.

RIF: J -30482511-0

5 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Sumergir en el Fluido la manga de rotor del viscosímetro hasta la línea marcada.

6 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Rotar la perilla selectora de velocidades hasta 600 rpm, para intercambio de calor. Monitorear la temperatura hasta que se estabilice en 150ºF para base aceite y 120ºF para base agua. La temperatura máxima de operación recomendada es de 200 ºF. Sí el fluido se va a probar por encima de esta temperatura, un balancín sólido o un balancín hueco completamente seco debe ser usado. El líquido entrampado dentro del balancín hueco podría vaporizarse cuando se sumerge en un fluido a alta temperatura causando que el balancín explote.

7 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Registrar la lectura del dial (L600).

8

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Girar la perilla del viscosímetro a 300 rpm hasta obtener una lectura estable (+/- 30 seg.). Registrar la lectura del dial (L300).

9

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Proceder de la misma manera para las lecturas de 200, 100, 6 y 3 rpm.

10 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Para la lectura de geles, girar la perilla del viscosímetro a 600 rpm durante 15 segundos aproximadamente, y después reposar por 10 segundos.

11

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Girar la perilla a 3 rpm y tomar la máxima lectura del dial, registrando la resistencia de gel a los 10 segundos.

12

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Girar nuevamente la perilla a 600 rpm durante 10 a 15 segundos, parar y dejar reposar la muestra por 10 minutos.

13 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Girar la perilla a 3 rpm y tomar la máxima lectura obtenida en el dial, registrando la resistencia de gel a los 10 minutos.

14

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Proceder de la misma forma para la lectura de geles a los treinta minutos.

RIF: J -30482511-0

Figura 67: Viscosímetro rotacional.

9.4) Determinación del porcentaje de sólidos, agua y aceite de un fluido.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Disponer de: Equipo de retorta completo, espátula, lana de acero fina, grasa o lubricante para altas temperaturas, cilindro graduado y un sacalana.

2 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Recoger una muestra del fluido.

3 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Verificar que el equipo se encuentre

15

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Retirar la copa de calentamiento y proceder a limpiar el equipo

16

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Formulas asociadas. Visc. Aparente (Va) en cP. Va=L600/2 Visc. Plástica (Vp) en cP. Vp=L600-L300 Pto Cedente (Pc) en lb/100pie

2 Pc= L300-Vp

RIF: J -30482511-0

completamente limpio.

4 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Llenar la cámara superior de la retorta con la lana de acero. Lubricar las roscas de la copa de la retorta y condensador con una pequeña porción de lubricante, para evitar la pérdida de vapores durante el filtrado y facilitar el desarmado del equipo.

5 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Llenar la copa de la retorta con fluido.

6 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Colocar la tapa de la copa y girar lentamente asegurándose que una pequeña cantidad de fluido salga por el orificio de la tapa, para así evitar que quede aire entrampado.

7 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Limpiar el exceso de fluido y cualquier sólido que haya quedado acumulado en la tapa.

8

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Enroscar la copa con la cámara superior de la retorta. Enroscar el conjunto copa-cámara superior con el condensador.

9

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Colocar la retorta en el bloque aislador y poner el cilindro graduado debajo del drenaje del condensador.

10 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Conectar la retorta y calentar la muestra hasta que deje de pasar líquido a través del tubo de drenaje y se apague la luz piloto de la unidad.

11

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Leer los valores de agua y aceite presentes en el cilindro graduado. El espacio vacío corresponderá al porcentaje de sólidos.

12 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Fórmulas asociadas: % vol. de aceite: (Volumen aceite colectado(ml))/(Volumen de muestra (ml))*100 % vol. de agua: (Volumen agua colectado(ml))/(Volumen de muestra (ml))*100 % vol. de sólidos: 100 - % vol. de aceite - % vol. de agua

RIF: J -30482511-0

9.5) Determinación del filtrado API de un fluido.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

2 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Antes de agregar el fluido, asegurarse que cada parte

de la celda, especialmente la malla, se encuentre limpia

y seca.

3

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Armar la celda con el papel filtro.

4

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Llenar la celda con lodo hasta una pulgada del borde

superior.

5

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

6

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

7

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

8

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Registrar el volumen de filtrado recolectado en el cilindro

graduado.

9 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Desarmar la celda y descartar el Fluido.

10

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

RIF: J -30482511-0

Figura 68: Retorta.

Figura 69: Celda de filtrado API

RIF: J -30482511-0

9.6) Determinación del contenido de arena de un fluido.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Disponer del equipo necesario para la

realización de esta prueba: tamiz de 75 micrones

(mesh 200) de 2.5” de diámetro, embudo de

encaje en el tamiz y un recipiente de vidrio

calibrado desde 0 hasta 20% que indique el nivel

hasta donde debe llenarse con fluido.

2

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Llenar el tubo para la determinación de arena

con lodo hasta la marca indicada.

3

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Agregar agua o aceite, según sea el caso, hasta

la próxima marca. Tapar la boca del tubo con el

pulgar y agitar vigorosamente.

4

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Verter la mezcla sobre la malla limpia y seca,

desechar el líquido que pasa a través de la

malla.

5

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Agregar más agua o aceite al tubo, agitar y

colocar nuevamente en la malla, repetir este

paso hasta que el agua o el aceite que pase por

la malla se observe limpia.

6

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Lavar la arena retenida en la malla para liberarla

de cualquier fluido remanente.

7

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Colocar el embudo con la parte de abajo hacia

arriba, sobre la parte superior del receptáculo de

la malla.

8

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Lentamente, invertir la posición de este ensamble e insertar la punta del embudo dentro de la boca del tubo graduado

RIF: J -30482511-0

9

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Lavar la arena que se encuentra sobre la malla

(lo cual hará que la misma penetre dentro del

tubo) usando un fino spray de agua o aceite a

través del lado posterior de la malla.

10

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Permitir que la arena sedimente. Leer el

porcentaje volumétrico de arena a través de las

graduaciones que del tubo

1

11

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Reportar el contenido de arena del fluido en porcentaje volumétrico (%).

Figura 70: Kit para la determinación del contenido de arena

9.7) Determinación del MBT de un fluido.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

RIF: J -30482511-0

hidrogeno al 3 %, solución de azul de metileno y papel de filtro API.

2 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Recoger una muestra del fluido.

3 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

4 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

5 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Añadir 0.5 ml de solución de H2 SO4 5N.

6 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Colocar el frasco erlenmeyer sobre el calentador y hervir

por 10 minutos a fuego lento.

7

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

8

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

9

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

10

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

11

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Formulas asociadas.

CEC= ml de solución de azul de metileno/ ml de muestra

RIF: J -30482511-0

del fluido. MBT = 5*CEC (lpb de arcilla)

Figura 71: Prueba de MBT.

9.8) Determinación del pH de un fluido.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1

Analista de Laboratorio / Especialista de Fluidos

Disponer de un medidor de pH. Como una alternativa, si no se dispone de medidor de pH pueden usarse cintas de medición.

2

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Recoger una muestra del fluido,

3

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

PROCEDIMIENTO PARA USAR EL MEDIDOR DE Ph: Antes de iniciar la medición, el usuario debe verificar que el medidor haya sido previamente calibrado (Ver práctica 03-LAB-03). Una vez hecho esto, enjuagar el electrodo del medidor con agua destilada y secarlo cuidadosamente.

4 Analista de Laboratorio/

Sumergir el electrodo en la muestra de lodo agitando

RIF: J -30482511-0

Figura 72: Medidor de pH de un fluido.

9.9) Determinación de la alcalinidad de un fluido (Pm).

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

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.

Especialista de Fluidos 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.

5

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

PROCEDIMIENTO PARA USAR LAS TIRAS DE pH: Tomar una muestra de filtrado API. Sumergir el extremo de la tira durante cinco segundos en la muestra y de acuerdo al color generado comparar con la escala presente en la tabla de colores de la caja de tiras de pH. NOTA: La norma API no recomienda el uso de este método, ya que su nivel de confiabilidad se limita a fluidos base agua con una formulación sencilla. Su uso en fluidos con alto contenido de sólidos, sales disueltas y filtrados coloreados causa errores considerables en las lecturas de las cintas. Asimismo, debe tenerse en cuenta que las lecturas de la cinta van de 0,5 en 0,5.

RIF: J -30482511-0

2

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Recoger una muestra del fluido y colocar 1 ml en la taza

de titulación utilizando la jeringa.

3

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Diluir el lodo con un volumen entre 25 – 50 ml de agua

destilada y comenzar a agitar observando el color de la

mezcla.

4

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Agregar de 4 a 5 gotas de fenolftaleína en la taza de

titulación y agitar.

5

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

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

6

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Si aparece color rosado, 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 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).

7

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Registrar la cantidad de acido sulfúrico usada (en ml) por

cada ml de lodo como Pm.

Figura 73: Prueba del Pm.

RIF: J -30482511-0

9.10) Determinación de la alcalinidad del filtrado base agua (Pf y Mf).

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Tener a mano el equipo para la realización de esta prueba que consta de: muestra de filtrado de fluido base agua, recipiente de titulación, pipetas, solución de H2SO4 0.02 N, solución indicadora de fenolftaleina al 1% y otra con solución de anaranjado de metilo al 0.1%, agitador, pHmetro.

2 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Recoger una muestra de filtrado y colocar 1cc en el recipiente de titulación.

3 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Agregar 4 o 8 gotas de fenolftaleína y agitar la mezcla, si no se observa cambio de color Pf=0.

4 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Si cambia a rosado comenzar a agregar H2SO4 0.02 N gota a gota agitando continuamente hasta que el filtrado adquiera su color original.

5 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Registrar el Pf como el número de ml de H2SO4 gastados.

6 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Si la muestra está oscurecida de manera tal que el cambio de color no se percibe, el punto final se toma cuando el pH cae a 8.3 medido con el pHmetro.

7 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

A la muestra que ha sido titulada al punto final del Pf agregar de 5 a 10 gotas de anaranjado de metilo.

8

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Agregar H2SO4 gota a gota con agitación hasta que el color de la muestra cambie de amarillo naranja a rosado.

9

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Registrar el Mf como el total de mL de H2SO4

gastados más los del Pf.

10

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Si la muestra está oscurecida de manera tal que el cambio de color no se perciba, el punto final de Mf se toma cuando el pH cae a 4.3

RIF: J -30482511-0

medido con el pHmetro.

11

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Si Pf =0; OH

- =0; CO

=3=0 y HCO

-3= Mfx20

Si Pf=Mf; OH- =Pfx20; CO

=3=0 y HCO

-3=0

Si 2Pf=Mf; OH- =0; CO

=3=Pfx40 y HCO

-3=0

Si 2PfMf; OH- =0; CO

=3=Pfx40 y HCO

-3=(Mf -2Pf)x20

Si 2PfMf; OH- =(2Pf-Mf)x20; CO

=3=(Mf-Pf)x40 y HCO

-3=0

12

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos.

Origen de la alcalinidad y efectos sobre el lodo: OH

- principalmente, lodo estable, buena

condición OH

- y HCO

-3 lodo estable, buena condición

CO=

3 solo, inestable, puede ser controlado CO

=3 y HCO

-3 inestable, difícil de controlar

HCO-3 principalmente, malas condiciones,

difícil de control.

Figura 74: Prueba de Pf.

Figura 75: Prueba de Mf.

RIF: J -30482511-0

9.11) Determinación de la concentración de cloruros de un fluido base agua.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Disponer del equipo necesario para realizar la prueba: un recipiente de titulacion, 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.

2

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

3

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

4

Analista de Laboratorio / Especialista de Fluidos

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.

5

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

6

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

RIF: J -30482511-0

Figura 76: Determinación del ión Cl-.

9.12) Determinación de la dureza de un fluido base agua.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

4

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

5

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

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.

6

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

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.

RIF: J -30482511-0

7

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

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

9

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Registrar el volumen de EDTA requerido para titular el filtrado

hasta el punto final

10

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

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.

Figura 77: Prueba de dureza total.

RIF: J -30482511-0

CAPÍTULO 10: SISTEMAS DE FLUIDOS BASE AGUA.

En las operaciones de perforación, se usan muchos tipos diferentes de

sistemas de fluido de perforación base agua. Sin embargo, en este capítulo sólo se

hará referencia a los sistemas base agua actualmente usados por ESVENCA.

Dichos sistemas son:

Aguagel.

Lignosulfonato.

Polimérico inhibido.

Viscoelástico.

Sistema High Performance.

10.1) Sistema Aguagel.

Este sistema básico se compone esencialmente de bentonita API 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 control de sólidos son usados para eliminar la mayor cantidad

posible de sólidos de la 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 “lodo

nativo”. Las ventajas de este sistema son un costo bajo y una tasa de penetración (ROP)

alta.

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 dispersantes químicos

reducen dramáticamente el punto cedente y la viscosidad. Esto puede causar una limpieza

inadecuada del pozo. Por lo tanto, el uso de desfloculantes químicos en este sistema

debería estar estrictamente limitado

En las tablas 19 y 20 se observan las propiedades tìpicas y los productos usados en

este sistema.

RIF: J -30482511-0

Propiedad Valor

Densidad (lpg) 8.5 - 10

Viscosidad Embudo (s/qto) 35 - 60

MBT (lpb) 0 - 30

Filtrado API s/c

Sólidos de baja gravedad (%) Hasta 10%

Tabla 19: Propiedades referenciales para el sistema aguagel densificado

Propiedad Valor

Bentonita API: Viscosificante / Controlador de filtrado 5 – 20 lpb

KOH ó NaOH: Alcalinizante 0,1 – 0,5 lpb

Cal hidratada: Alcalinizante / Inhibidor Hasta 1 lpb

Detergente: Lubricante / Antiembolante 0,1 – 0,4 lpb

Tabla 20: Productos del sistema y sus concentraciones

10.2) Sistema Lignosulfonato.

El sistema disperso de Lignosulfonato es uno de los sistemas de fluido de

perforación más usados en la industria. El dispersante 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 geles al

neutralizar los cationes (iones positivos) en las partículas de arcilla, desfloculando

así la lechada de arcilla haciendo que las partículas de arcilla se repelen. El

lignosulfonato es muy versátil debido a su alto grado de solubilidad en ambientes

tanto de agua dulce como de agua salada. Como es de pH bajo, el lignosulfonato

necesita un ambiente alcalino donde pueda solubilizarse. Por lo tanto se agregan

iones hidroxilo, generalmente en la forma de soda cáustica (hidróxido de sodio) o

potasa cáustica (hidróxido de sodio) y cal (hidróxido de calcio) para aumentar el pH.

Este sistema puede ser tratado para lograr un alto grado de tolerancia

respecto a la contaminación de sólidos y a la contaminación química, aumentando la

concentración de Lignosulfonato y Lignito (Lignito puro o lignito de potasio). El lignito

es un ácido orgánico que también le proporciona aniones al fluido, lo cual hace que

las partículas se repelan. En muchos casos, una relación de Lignosulfonato a Lignito

RIF: J -30482511-0

de 2:1 es una combinación usual para los tratamientos, pero esta relación puede

ser modificada. El lignito posee propiedades dispersantes aunque su función

principal es la de controlar el filtrado.

Los sistemas de lignosulfonato son generalmente convertidos a partir de

suspensiones de fluido agua- bentonita no densificadas o “lodos de perforación inicial”. Un

tratamiento típico para convertir a un sistema de lignosulfonato tratado ligeramente sería de

4 lpb de Bentonita API, 2 lpb de lignosulfonato, 1 lpb de lignito, y potasa cáustica como

dilución para obtener un pH entre 9 – 9,5. En algunas ocasiones se agrega PAC LV (0,5 – 1

lpb) para ayudar al control del filtrado. Este sistema por lo general se formula con una

concentración inicial de barita. Durante la perforación los sólidos incorporados al fluido de

forma natural ayudan a incrementar su densidad, lo cual contribuye a minimizar en cierto

grado el consumo de material densificante.

La comparación entre las propiedades del fluido de perforación en la línea de flujo y

las mismas propiedades en los tanques indica el grado en que los contaminantes del pozo

están afectando 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. La estabilidad del sistema lignosulfonato

puede ser aumentada mediante el aumento de la concentración de lignosulfonato y lignito.

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 320ºF

(160ºC), 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 450ºF (232ºC).

En las tablas 21 y 22 se observan las propiedades típicas y los productos usados en

este sistema.

RIF: J -30482511-0

Propiedad Valor

Densidad (lpg) 9 -12

Viscosidad Embudo (s/qto) 35 - 60

Viscosidad Plástica (cP) 7 – 20

Punto Cedente (Lb/100 ft2) 6 - 16

Geles (Lb/100ft2) 6/10 – 15/ 20

Filtrado API (ml/30 min) 6 - 12

pH 9 - 10

MBT (lpb) Hasta 40

Sólidos de baja gravedad (%) Hasta 10%

Tabla 21: Propiedades referenciales para el sistema lignosulfonato

Propiedad Valor

Bentonita API: Viscosificante / Controlador de filtrado 10 – 15 lpb

KOH ó NaOH: Alcalinizante 0,1 – 0,5 lpb

Cal hidratada: Alcalinizante / Inhibidor Hasta 1 lpb

Detergente: Lubricante / Antiembolante 0,1 – 0,4 lpb

Lignosulfonato 2 - 6

Lignito (Natural o potásico) 1 - 3

PAC HV Hasta 1lpb

Barita Lo requerido

Tabla 22: Productos del sistema lignosulfonato y sus concentraciones

10.3) Sistema Polimérico Inhibido.

Al perforar zonas con arcillas y lutitas altamente hinchables y dispersibles, el uso de

un sistema de fluidos como el lignosulfonato no es suficiente para el control eficiente de

estos minerales reactivos. En ese sentido se hace necesario añadir productos químicos

conocidos como inhibidores los cuales le confieren al lodo base agua una mayor resistencia

y tolerancia para la construcción de hoyos en zonas arcillosas.

Uno de los sistemas de fluidos más usados para la perforación de zonas arcillosas

intermedias es el Sistema Polimérico Inhibido con potasio y glicol. En este sistema la

viscosidad y el control de filtrado es obtenido a través de polímeros como la goma xántica y

el PAC LV (Celolosa polianiónica de baja viscosidad).

RIF: J -30482511-0

A diferencia de los sistema aguagel y lignosulfonato en los que la viscosidad y parte

del control de filtrado se obtiene al añadir sólidos en forma de bentonita, en el sistema

polimérico inhibido la goma xántica actúa como viscosificante. La gama xántica es un

polímero natural obtenido a partir de la bacteria Xanthomonas campestris. Este producto es

hidrosoluble, ligeramente aniónico y altamente ramificado. Tiene un peso molecular

comprendido en el rango de 2 a 3 millones, lo cual es relativamente alto para los fluidos de

perforación.

El xantano tiene una estructura repetida de cinco anillos que se compone de una

cadena principal de dos anillos y una cadena lateral de tres anillos. La cadena principal se

compone de residuos de glucosa cuya estructura es idéntica a la estructura de la celulosa.

Tres cadenas laterales de residuos adicionales de azúcar se ramifican a partir de la cadena

principal. Varios grupos funcionales (carbonilo, carboxilo, hidroxilo y otros) se agregan a las

cadenas laterales para proporcionarle al xantano sus exclusivas propiedades

viscosificadoras.

La larga estructura de ramificación del polímero, unida al enlace de

hidrógeno relativamente débil entre los grupos laterales, le imparte al xantano

exclusivas propiedades viscosificadoras. Cuando se alcanza una concentración

determinada del polímero, se forman enlaces de hidrógeno entre las ramificaciones

del polímero, resultando en una red compleja y enredada de moléculas débilmente

enlazadas.

Sin embargo, las interacciones electrostáticas son débiles, y cuando se

aplica un esfuerzo de corte al sistema, las fuerzas de atracción que mantienen

unidos a los polímeros se separan. A medida que los enlaces de hidrógeno se

rompen, la viscosidad del fluido disminuye. Cuando se deja de aplicar el esfuerzo de

corte, las cadenas del polímero reanudan los enlaces de hidrógeno entre las

moléculas y vuelven a su estado viscosificado original. El polímero xantano produce

fluidos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y estructuras de gel.

La viscosidad disminuye progresivamente, a medida que se aumenta el esfuerzo de

corte. Cuando se deja de aplicar el esfuerzo de corte, el fluido recupera totalmente

su viscosidad original. Bajo condiciones de alta velocidad de corte – en la columna

de perforación, por ejemplo – la viscosidad del sistema de lodo disminuye. Bajo las

velocidades de corte muy altas que existen en las toberas de la barrena, el fluido

disminuye su viscosidad dramáticamente, hasta comportarse casi como el agua.

Bajo condiciones de velocidad de corte más baja – en el espacio anular, por ejemplo

– los enlaces de hidrógeno vuelven a formarse y la viscosidad aumenta. Bajo

condiciones estáticas, los fluidos de xantano demuestran características tixotrópicas

que producen geles.

RIF: J -30482511-0

El PAC (Celulosa polianiónica) es un polímero derivado de la celulosa,

concretamente del mejoramiento del CMC (Carboxi metil celulosa), para incrementar su

solubilidad en agua y mejorar su rendimiento. El PAC LV proporciona el control de filtrado en

sistemas de agua dulce y agua salada, formando un revoque fino, duro y dúctil que limita la

pérdida de filtrado a las formaciones permeables, todo esto con incidencia mínima sobre las

propiedades reológicas del sistema.

El potasio es uno de los iones más eficaces para minimizar (inhibir) la hidratación de

lutitas y arcillas. El carácter inhibidor del potasio se obtiene mediante el intercambio de

bases iónicas de iones potasio por iones sodio y/o calcio entre las capas de arcillas, y

mediante la fijación del ion potasio en la red cristalina de los minerales arcillosos hinchables.

Anteriormente uno de los productos donadores de potasio más usados era el Cloruro de

Potasio (KCl). Sin embargo, por restricciones ambientales (la presencia del ión cloruro) ha

caído en desuso. El acetato de potasio surge como una alternativa amigable al

medioambiente e igualmente efectiva para la inhibición de arcillas y lutitas a partir del ión

potasio.

El Acetato de Potasio (CH3COOK) es una sal orgánica obtenida a partir del ión

acetato (base conjugada del ácido acético) y el ión potasio. Al disociarse en agua este

producto posee la cualidad de generar cierto nivel de alcalinidad y producir un incremento en

el pH del fluido. Del mismo modo, esta sal tiende a actuar como amortiguador de pH por lo

que al realizar las pruebas químicas el Mf puede ser hasta de un orden de magnitud mayor

al Pf.

Por su parte, los glicoles son compuestos orgánicos pertenecientes a la clase de los

alcoholes, con propiedades únicas y de especial interés para la industria de los fluidos de

perforación. Los aditivos basados en glicoles de uso más difundido son el polipropilen glicol

(PPG) y el polietilen glicol (PEG), los cuales son de baja toxicidad, y mejoran la lubricidad, el

control de filtrado y la inhibición de las lutitas. Hasta ahora se encuentran cuatro posibles

mecanismos de acción que tratan de explicar el funcionamiento de los glicoles:

a) Adsorción de polímero en la superficie de la arcilla: Los poliglicoles tienen gran

afinidad por la superficie de la arcilla. Las moléculas de poliglicol compiten con las de agua

por los sitios activos de adsorción. Esto evita que las moléculas de agua formen estructuras

organizadas que produzcan hinchamiento y dispersión. Y para obtener resultados similares

dentro de la formación misma, el polímero debe ser capaz de difundirse dentro de la lutita,

para lo cual requiere de cadenas cortas y flexibles. Esta teoría sugiere que en el proceso de

adsorción se produce la formación de complejos arcilla-polímero, como indicadores de

patrones de estabilidad.

b) Taponamiento de poros en las paredes de la formación por glicoles por encima de

su punto de nube: Cuando se alcanza una temperatura por encima de la cual el polímero

se separa de la fase acuosa las estructuras que se forman pueden taponar las paredes de la

RIF: J -30482511-0

formación, reduciendo la invasión del lodo hacia el pozo y, consecuentemente, reduciendo la

exposición de las lutitas al agua. Esto no explica los casos en que se usan glicoles que se

supone no alcanzan punto de nube bajo condiciones de perforación. Por otra parte, las

lutitas presentan muy bajas permeabilidades que todo parece decir que el bloqueo físico del

poro es muy poco probable de que sea exitoso.

c) Reducción de actividad química del agua: La presencia de poliglicoles reduce la

actividad química del lodo, lo que pudiera inhibir mecanismos osmóticos que promueven la

penetración del agua en las paredes del pozo. Esta reducción en la actividad química por la

presencia de pequeñas cantidades de glicol (máximo 5% en fluidos inhibitorios), no parece

ser suficiente para evitar la penetración del agua y el hinchamiento de lutitas. Otros aditivos

como los metilglucósidos se basan en esta misma teoría, con la formación de una membrana

osmótica de mayor eficiencia.

d) Aumento en la viscosidad del filtrado: no siempre puede utilizarse la formación de una

membrana que equilibre la actividad de la lutita, por lo que también se puede utilizar la

reducción de transporte de fluido mediante fluidos más viscosos que invadan la formación

más lentamente. Para algunos casos, sin embargo, el aumento de viscosidad del agua en

presencia de poliglicoles es muy pequeño para que este efecto sea importante.

e) Formación de Puentes de Hidrógeno: esta teoría señala que los glicoles pueden

interferir con los puentes de hidrógeno formados entre el agua y la superficie de la lutita,

durante el proceso de absorción de agua (hidratación), con el subsecuente hinchamiento y

eventual dispersión. Los glicoles también pueden formar puentes de hidrógeno y por tanto

competir tanto con el agua de hidratación alrededor de los cationes adsorbidos, como con el

agua de presente en el medio.

El sistema polimérico inhibido es una alternativa excelente para la perforación de la

zona intermedia de las distintas zonas de la Faja del Orinoco. En las tablas 23 y 24 se

observan las propiedades típicas y los productos usados en este sistema.

Propiedad Valor

Densidad (lpg) 8,6 -10,2

Viscosidad Embudo (s/qto) 35 - 60

Viscosidad Plástica (cP) 11 – 16

Punto Cedente (Lb/100 ft2) 19 - 27

Geles (Lb/100ft2) 7/11 – 10/ 16

Filtrado API (ml/30 min) Hasta 6

pH 9,5 – 10,5

MBT (lpb) Hasta 30

Contenido de arena (%) Menor de 1

Tabla 23: Propiedades referenciales para el sistema polímero inhibido

RIF: J -30482511-0

Propiedad Valor

Goma xántica: Viscosificante 1 – 2 lpb

PAC LV: Controlador de filtrado 2 – 3 lpb

Acetato de Potasio: Inhibidor 4 -6 lpb

Poliglicol de alto peso molecular: Inhibidor 1 -3 % v/v

Gasoil: Lubricante Hasta 10%

Carbonato de Calcio y/o barita: Densificante Lo requerido

Potasa cáustica: Alcalinizante 0,1 – 0,2 lpb

Tabla 24: Productos del sistema polímero inhibido y sus concentraciones

10.4) Sistema viscoelástico.

Los fluidos viscoelásticos, conocidos también como fluidos de reología específica,

son fluidos pseudoplásticos, es decir, fluidos cuyo comportamiento es independiente del

tiempo y se caracterizan por tener propiedades viscoelásticas: Son viscosos como un líquido

y elásticos como un sólido. La viscoelasticidad se define como el grado de deformación o

esfuerzo elástico alcanzado por un fluido antes de iniciar su transformación de un estado

casi sólido a un estado líquido. De ahí se tiene que un fluido viscoso se deforma o fluye al

aplicarle tanto un esfuerzo como una deformación, pero no se recupera cuando se suspende

la fuerza, mientras que un fluido elástico recupera su forma original al remover el esfuerzo,

siempre y cuando la deformación no exceda el límite elástico del material.

Los fluidos viscoelásticos se caracterizan por dar altas viscosidades a bajas tasas de

corte y desarrollar altos geles instantáneos pero frágiles y de fácil ruptura. Además, ofrecen

baja resistencia al flujo con mínima presión de bomba y exhiben un punto cedente muy

elevado que indica la transición del estado casi sólido al estado casi líquido bajo condiciones

de corte mínimo.

Los fluidos viscoelásticos se utilizan para perforar pozos horizontales y/o

direccionales por su gran capacidad de limpieza y suspensión. Su capacidad de suspensión

es tal que aún en condiciones estáticas minimizan la formación de lechos de ripios o

camadas que se forman usualmente en el punto de máxima desviación del pozo. Esta

propiedad es medida a velocidades de corte por debajo de 3 rpm con un viscosímetro

Brookfield, mientras que con viscosímetros convencionales las menores medidas que

pueden tomarse son a 6 y 3 rpm respectivamente. El viscosímetro Brookfield es un aparato

de laboratorio que mide viscosidades a tasas de corte inferiores a 5,1 seg-1

(LSRV). Este

reómetro especial permite correlacionar las propiedades de suspensión de los sólidos con la

viscosidad determinada a una velocidad de corte de 0,06 seg-1

, no obstante su aplicación en

campo no ha sido estandarizada.

RIF: J -30482511-0

Los fluidos pseudoplásticos se caracterizan por dar valores bajos de “n” y valores

altos de “K” a bajas velocidades de corte. Pruebas de campo y laboratorio corridas a 100

rpm y 3 rpm han determinado que para una concentración de 2 lpb de biopolímero es posible

obtener viscosidades Brookfield mayores de 40000 cP, valores de “n” menores de 0,2 y

valores de “K” por encima de 10 lb segn /100 pies

2.

Los biopolímeros de cadena larga, como la goma xántica por ejemplo, son utilizados

en concentraciones alrededor de 2 lpb para modificar la reología, aumentar viscosidad a baja

tasa de corte y aumentar la elasticidad, minimizando las viscosidades obtenidas a elevadas

tasas de corte como la plástica y la de embudo. Los biopolímeros son poco resistentes a las

altas temperaturas, no alcanzan a resistir más de 250ºF. También se degradan cuando

permanecen estáticos por largos períodos de tiempo, por lo que es aconsejable usar algún

tipo de bactericida durante la preparación y mantenimiento del lodo.

El filtrado de los fluidos viscoelásticos se controla con almidón natural o modificado.

Los almidones están sujetos a degradación por temperatura, bacterias y fuerte agitación.

Además, precipitan con calcio al ser agregados al mismo tiempo que la soda cáustica. Los

almidones modificados o celulósicos resisten temperaturas cercanas a los 250 ºF, mientras

que los naturales se degradan alrededor de los 200 ºF.

El pH del sistema debe mantenerse entre 9 – 10, ya que variaciones fuera de este

rango causarían pérdida de viscosidad con su consiguiente disminución de la capacidad de

acarreo y limpieza.

Durante la navegación a través de las arenas productoras en los pozos horizontales

puede suceder que se pierda la dirección del pozo y por error se perforen tramos de lutitas.

Es por eso que usualmente se agrega una pequeña concentración de inhibidores como

acetato de potasio a razón de 1 a 2 lpb.

Otra condición de los fluidos viscoelásticos es que deben diseñarse de manera tal de

producir un buen sello con las arenas productoras. De esta forma se minimizará la

ocurrencia de problemas potenciales como incremento en la pérdida de filtrado o pega

diferencial de tuberías. El diseño de estos fluidos se hace con carbonato de calcio

dimensionado como agente ponteante. El tamaño del carbonato de calcio a usar dependerá

del tamaño de poro y permeabilidad de las arenas productoras. Es así como a partir de esta

información se buscará el carbonato o combinación de distintos tipos de carbonato que

ofrezca el mejor ponteo y sello de cara a la formación.

RIF: J -30482511-0

En las tablas 25 y 26 se observan las propiedades típicas y los productos usados en este

ººsistema.

Propiedad Valor

Densidad (lpg) 8,6 – 8,8

Viscosidad Embudo (s/qto) 45 - 65

Viscosidad Plástica (cP) 12 – 16

Punto Cedente (Lb/100 ft2) 30 - 45

Geles (Lb/100ft2) 7/14 – 16/ 20

Filtrado API (ml/30 min) Hasta 5

pH 9 – 10

MBT (lpb) Hasta 5

Lecturas de 6/3 13/12 – 11/10

Contenido de arena (%) Menor de 1

Tabla 25: Propiedades referenciales para el sistema polímero inhibido

Propiedad Valor

Goma xántica clarificada: Viscosificante 1 – 2 lpb

Almidón: Controlador de filtrado 4 – 6 lpb

Acetato de Potasio: Inhibidor 1 -2 lpb

Gasoil: Lubricante Hasta 10%

Carbonato de Calcio Lo requerido

Potasa cáustica: Alcalinizante 0,1 – 0,2 lpb

Tabla 26: Productos del sistema polímero inhibido y sus concentraciones

10.5) Sistema de Alto Desempeño.

Un sistema de alto desempeño es un fluido base agua de última tecnología, que

cumpla con los requerimientos de estabilidad de hoyo, orientación, lubricidad y que permita

evaluar el pozo mediante cualquier herramienta de perfilaje existente. Diseñado con varios

inhibidores de arcillas (encapsulantes, inhibidores químicos y poliméricos, copolímero

anfotérico, complejo alumínico), surfactante-lubricante, controlador de filtrado y viscosificante

polimérico sin la presencia de bentonita en su formulación. Fluido que cumpla con las

RIF: J -30482511-0

regulaciones ambientales existentes y que pueda ser utilizado en pozos en Operaciones

Costa Afuera.

Con la entrada al Proyecto de Gas Mariscal Sucre, ESVENCA ha desarrollado un

sistema de alto desempeño desempeño propio de nombre ENVIRONDRILL – Plus. Este es

un sistema ambientalmente amigable que ofrece bondades técnicas de inhibición de lutitas y

arcillas reactivas.

Este sistema se distingue por presentar las siguientes características:

Alto poder de inhibición.

Estable químicamente para atravesar largas secciones de lutitas y arcillas

reactivas.

Fluido para alta velocidad de penetración proporcionando estabilidad en el hoyo.

Buena resistencia a contaminantes y a altas temperaturas.

Buena capacidad de acarreo y estabilidad reológica.

Ambientalmente amigable.

Los productos principales del sistema son los inhibidores (base salina, poliamina y

polímero encapsulante) y el surfactante. La base salina corresponde a la sal empleada como

inhibidor, cuyo mecanismo de inhibición corresponde al intercambio catiónico o de bases con

las arcillas. Normalmente se emplean sales de potasio como el cloruro, acetato o formiato

(esta última por sus características de inhibición, densidad y bondades ambientales es la

usada actualmente por el sistema).

El segundo inhibidor del sistema es la poliamina. La poliamina es una proteína

supresora de hidratación de segunda generación (el hecho de ser de segunda generación

significa que es resistente a altas alcalinidades y altas salinidades). Estas proteínas están

formadas por cadenas de aminas anfotericas que al disociarse en el agua producen dos

tipos de iones unidos por cadenas de carbono , cationes orgánicos poliméricos gigantes y

aniones orgánicos también poliméricos y gigantes los que le dan el carácter de inhibidor y

anfoterico. Como las superficies (caras y filos) de las lutitas y arcillas están impregnadas de

cargas negativas permanentes, el extremo catiónico de estas aminas se pega fuertemente a

estas cargas y hace que la proteína proteja estas superficies y filos de la acción del agua.

Pero también la lutita al ser cortada produce en las zonas de rotura cargas positivas

instantáneas y temporales por efecto de las fuerzas de Van der Walls y de London las cuales

inmediatamente son cubiertas y balanceadas por el extremo aniónico de la amina, de esta

manera se obtiene un lodo inhibido y un liquido filtrante no reactivo para proteger a la

formación de la reacción al ser invadida.

RIF: J -30482511-0

El tercer inhibidor del sistema es el polímero encapsulante. Este es un polímero

inhibidor no iónico de bajo peso molecular, que funciona a base de radicales que son partes

moleculares independientes activas, capaces de compartir un solo electrón a diferencia de

los iones (cationes y aniones) que son capaces de compartir dos electrones,

En este caso, el polímero se adhiere fuertemente a las superficies activas de los

sólidos compartiendo su único electrón disponible y neutraliza las cargas externas de los

mismos, protegiendo las arcillas y lutitas de la acción reactiva del agua. La ventaja de su

bajo peso molecular le permite al polímero inhibir partículas sólidas individuales sin juntar

unas a otras como hacen los polímeros de alto peso molecular los cuales producen

aglomeración de racimos de partículas activas encapsuladas lo que da como resultado

grandes saltos reológicos y alto incremento de geles.

Por otro lado, una función importante de este tipo de polímeros sintéticos no iónicos

de bajo peso molecular es actuar como un catalizador negativo (retardador químico) de la

reacción de hidratación de lutitas y arcillas incrementando el valor de la Energía de

Activación (E0) de la reacción haciéndola mas difícil de remontar para dar inicio a la

reacción, la cual una vez remontada produciría la reacción en cadena ya que el Calor de

Reacción (H) es mucho menor que la energía de activación.

Por su parte, el surfactante es un compuesto orgánico que incrementa la tasa de penetración durante la perforación. Este producto humecta eficazmente la sarta de perforación minimizando el embolamiento de la mecha y el ensamblaje de fondo así como también disminuye el torque y el arrastre. Este aditivo es muy eficaz en la mayoría de los fluidos de perforación base agua, afectando al mínimo las propiedades del sistema.

En las tablas 27 y 28 se observan las propiedades típicas y los productos usados en este

sistema.

Propiedad Valor

Densidad (lpg) 9 -12

Viscosidad Embudo (s/qto) 40 - 60

Viscosidad Plástica (cP) 15 - 30

Punto Cedente (Lb/100 ft2) 20 - 35

RIF: J -30482511-0

Geles (Lb/100ft2) 6/12 – 12/20

Filtrado API (ml/30 min) Hasta 5

pH 9,5 – 10,5

MBT (lpb) Hasta 30

Lecturas de 6/3 15/12 – 10/8

Contenido de arena (%) Hasta 1

Tabla 27: Propiedades referenciales para el sistema polímero inhibido

Propiedad Valor

Poliamina: Inhibidor de arcillas 6 – 8 lpb

Polímero encapsulante: Inhibidor de arcillas 2 -4 lpb

Base salina (formiato de potasio, acetato de potasio u otros) 20 - 40 lpb

Surfactante: Lubricante, antiembolante 6 – 8 lpb

Goma Xántica: Viscosificante 1 – 2 lpb

PAC LV: Controlador de filtrado 2 – 3 lpb

Potasa cáustica: Alcalinizante pH de 9,5 – 10,5

Carbonato de Calcio: Agente ponteante Lo requerido

Barita: Densificante Lo requerido

Tabla 28: Productos del sistema polímero inhibido y sus concentraciones

RIF: J -30482511-0

CAPÍTULO 11: FILTRACIÓN.

Los fluidos de perforación son lechadas que se componen de una fase líquida y

partículas sólidas. La filtración se refiere a la acción mediante la cual la presión diferencial

hace entrar a la fase líquida del lodo de perforación dentro de una formación permeable.

Durante este proceso, las partículas sólidas son filtradas, formando un revoque. Si la fase

líquida también contiene un líquido inmiscible – tal como una salmuera en un lodo base

aceite – entonces las gotas del líquido inmiscible también se depositarán en el revoque y

contribuirán al control de filtración. La permeabilidad se refiere a la capacidad del

fluido para fluir a través de formaciones porosas.

Los sistemas de lodo deberían estar diseñados para sellar las zonas permeables

lo más rápido posible con revoques lisos y delgados. En las formaciones muy permeables

con grandes gargantas de poros, el lodo entero puede invadir la formación (según el tamaño

de los sólidos del lodo). Para estas situaciones, será necesario usar agentes ponteantes

para bloquear las aberturas, de manera que los sólidos del lodo puedan formar un sello. Los

agentes ponteantes deben tener un tamaño aproximadamente igual a la mitad del tamaño de

la abertura más grande. Dichos agentes ponteantes incluyen el carbonato de calcio, la

celulosa molida y una gran variedad de materiales de pérdida de circulación.

La filtración ocurre bajo condiciones tanto dinámicas como estáticas, durante las

operaciones de perforación. La filtración bajo condiciones dinámicas ocurre mientras el fluido

de perforación está circulando. La filtración estática ocurre en otros momentos – durante las

conexiones, los viajes o cuando el fluido no está circulando. 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 del lodo 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

realizar pruebas de rutina.

11.1) Pruebas de filtración estática.

El API ha normalizado dos procedimientos para la prueba de filtración estática. La

primera es la prueba de baja presión, baja temperatura y la otra es la prueba de filtrado

HPHT (Alta Presión y Alta Temperatura).Normalmente, la prueba de baja temperatura, baja

presión se llama prueba de filtración API.

RIF: J -30482511-0

La prueba de filtración API es realizada durante 30 minutos a temperatura ambiente

con una presión diferencial de 100 psi a través del papel filtro. Las variaciones de

temperatura afectan esta prueba; por lo tanto se recomienda realizar esta prueba cada vez a

más o menos la misma temperatura. En la gama de temperaturas de 70 a 140ºF, el volumen

de filtrado aumentará en un 50% o aproximadamente 10% por cada aumento de temperatura

de 15º. El volumen de filtrado de API es indicado por los centímetros cúbicos (cm3) de

filtrado captado después de 30 minutos. El espesor del revoque de API que se ha depositado

durante la prueba de filtración de API está indicado en 1/32 de pulgada. En algunas

regiones, los operadores requieren medidas métricas, y el espesor del revoque está indicado

en milímetros (mm).

La prueba HPHT es realizada durante 30 minutos a 300ºF o a una temperatura

equivalente a la temperatura de la formación, con una presión diferencial de 500 psi a través

del papel filtro. Esta prueba puede ser realizada a temperaturas tan bajas como 200ºF y tan

altas como 450ºF. El valor indicado del filtrado HPHT es igual a dos veces (2x) los

centímetros cúbicos (cm3) del filtrado captado después de 30 minutos. Se debe doblar el

volumen de filtrado porque la superficie de filtración de la celda de filtración HPHT es igual a

la mitad de la superficie de filtración de la celda de filtrado API. El espesor del revoque HPHT

depositado durante la prueba de filtración ATAP está indicado en 1/32 pulgada o en

milímetros.

Otro tipo de prueba de filtración estática HPHT, es la PPT (Permeabilty Plugging

Test) o prueba de retorno de permeabilidad, es usada ocasionalmente para evaluar la tasa

de filtración a través de núcleos simulados (discos de aloxita o cerámica). Esta prueba mide

una “pérdida instantánea” y una pérdida de filtrado de 30 minutos a presiones muy altas (500

a 2.500 psi) y temperaturas elevadas. El PPT es una celda HPHT modificada con un pistón

flotante y una cámara de lodo presurizada hidráulicamente. La unidad tiene el núcleo

simulado en la parte superior de la celda y el filtrado es captado en la parte superior.

Figura 78: Unidad de filtrado API y Unidad HPHT

RIF: J -30482511-0

Figura 79: Unidad de PPT / Discos de Cerámica

11.2) Teoría de filtración.

Para que la filtración pueda ocurrir, tres condiciones son necesarias:

1. Debe haber un líquido o un fluido líquido/lechada de sólidos.

2. Debe haber un medio permeable.

3. La presión del fluido debe ser más alta que la presión del medio permeable.

Durante la perforación, se hace circular un fluido a través del pozo. Se perforan

zonas permeables como las areniscas y se mantiene generalmente la presión hidrostática de

la columna de lodo a una presión superior a la presión poral. Una vez que estas condiciones

se han satisfecho, un revoque de sólidos de lodo se acumula sobre las formaciones

permeables. Mientras tanto, la fase líquida del lodo, es decir el filtrado, fluirá a través del

revoque y dentro de la formación. El espesor del revoque y la profundidad de invasión de

filtrado son controlados por la concentración de sólidos, la presión diferencial, la

permeabilidad del revoque y el tiempo de exposición. Durante la exposición inicial de una

formación permeable a un fluido de perforación, cuando los sólidos del lodo están formando

un revoque de baja permeabilidad en el pozo, se produce una alta tasa de filtración y los

sólidos finos del lodo invaden la formación. Esta alta tasa de filtración inicial se llama pérdida

instantánea.

RIF: J -30482511-0

Figura 80: Proceso de filtración / Formación del revoque

11.2.1) Filtración Estática.

La filtración estática ocurre bajo condiciones estáticas, es decir en cualquier

momento en que el lodo no está circulando. Varios factores controlan la tasa de filtración

bajo estas condiciones. La ley de Darcy, un modelo clásico de flujo de fluido, ayuda a

identificar los factores que afectan la filtración. También se puede usar para ilustrar el

volumen de filtrado y el espesor del revoque. La ley de Darcy se aplica al flujo de fluidos a

través de materiales permeables (arena, arenisca o revoque). Puede ser usada para

establecer la relación entre la tasa de filtración y la permeabilidad, superficie de la sección

transversal, presión diferencial, viscosidad del filtrado y espesor del revoque. Para el flujo de

filtrado a través de un revoque, la permeabilidad del revoque es la permeabilidad

determinante, visto que es mucho más baja que la permeabilidad de la formación. La ley de

Darcy se puede escribir de la siguiente manera:

RIF: J -30482511-0

Como lo ilustra esta ecuación, la pérdida de filtrado es inferior cuando la

permeabilidad del revoque es más baja, la superficie es más pequeña y la presión diferencial

es más baja. La filtración también disminuye cuando la viscosidad del filtrado y el espesor

del revoque aumentan, siempre que el revoque más grueso tenga la misma permeabilidad.

Durante los periodos estáticos, el espesor del revoque aumenta con el tiempo, pero la

velocidad de deposición disminuye. Un revoque grueso puede causar numerosos problemas

y debería evitarse. Por lo tanto, la filtración estática es la principal preocupación y sería

conveniente que cualquier situación de perforación sufriera la menor pérdida posible de

filtrado.

11.2.2) Filtración dinámica.

La filtración dinámica es sensiblemente diferente de la filtración estática, muchas

veces con tasas de filtración considerablemente más altas. No existe ninguna correlación

directa entre las medidas de filtración estática de API y HPHT y la filtración dinámica. La

experiencia ha demostrado que un lodo que demuestra buenas características de filtración

estática y estabilidad tendrá un rendimiento satisfactorio bajo las condiciones reales de

perforación, indicando que la pérdida de filtrado dinámica está comprendida dentro de un

rango satisfactorio.

La filtración comienza tan pronto como la barrena expone la roca permeable. Un

sobrebalance de la presión hidrostática causará el flujo inmediato del filtrado dentro de la

formación a una velocidad elevada. A medida que la filtración continúa, los sólidos más

grandes de lodo sellan las formaciones porosas y un revoque empieza a formarse – bajo

condiciones dinámicas. Como con la filtración estática, la permeabilidad del revoque limita la

filtración, no la permeabilidad de la formación. La turbulencia del flujo de fluido en la barrena

y en las partes adyacentes a los portamechas tiende a mantener estas tasas de filtración a

altos niveles, mediante la erosión del revoque. Bajo condiciones dinámicas, las tasas de

filtración no disminuyen con el tiempo, como con la filtración estática. Además, el espesor del

revoque no sigue aumentando. En cambio, se establece un equilibrio entre la deposición del

revoque y la erosión hidráulica, de manera que la tasa de filtración dinámica se vuelve más

o menos constante. Puede que se trate menos de la erosión verdadera que de la tendencia

del movimiento del fluido a impedir la deposición de las partículas sólidas de una manera

organizada. El equilibrio del revoque es determinado principalmente por las características

RIF: J -30482511-0

de los sólidos del lodo (tamaño, composición y concentración de las partículas), y en menor

parte por las condiciones hidráulicas (flujo turbulento o laminar) y la viscosidad del filtrado.

Los revoques dinámicos son más delgados y más sólidos que los revoques

estáticos. A medida que la perforación continúa, el pozo está sujeto a condiciones

dinámicas. Una vez que los portamechas pasan más allá de la formación permeable, las

condiciones de flujo laminar normalmente predominan y las fuerzas de erosión hidráulica

disminuyen. Bajo condiciones laminares, las tasas de filtración dinámica son

considerablemente más bajas que bajo las condiciones turbulentas, y se puede hacer una

correlación con las características de filtración estática. Durante las conexiones y los viajes,

las condiciones estáticas depositan un revoque estático y las tasas de filtración disminuyen

(raíz cuadrada del tiempo). Cuando se reanuda la circulación, el revoque estático depositado

sobre el revoque dinámico comienza a desgastarse (quizás totalmente, según las

condiciones hidráulicas) hasta que se logre de nuevo el equilibrio a una tasa de filtración

constante.

Los estudios han identificado varias diferencias importantes entre la filtración

dinámica y la filtración estática. Una diferencia es el efecto del aceite emulsionado u otros

líquidos inmiscibles. Aunque estos líquidos insolubles reduzcan la pérdida de filtrado estática

y el espesor del revoque, en realidad aumentan la filtración dinámica al causar que el

revoque sea menos cohesivo y más erosionable. Otra diferencia es que el aumento de la

concentración de polímeros de control de filtración para reducir la pérdida de filtrado API a

niveles ultrabajos puede aumentar la filtración dinámica. Estas diferencias se deben

principalmente a la modificación de la resistencia ante la erosión de los revoques. Los

revoques dinámicos depositados por fluidos floculados son más gruesos pero más cohesivos

que los revoques depositados por fluidos desfloculados. La resistencia a la erosión de los

revoques floculados parece estar relacionada con los sólidos de arcilla que son mantenidos

unidos por las cargas electrostáticas. Los revoques de los fluidos desfloculados parecen ser

más erosionables porque sus cargas son neutralizadas. Esto no significa que los fluidos

floculados serían preferidos en lo que se refiere a la filtración dinámica. La alta tasa de

filtración indeseable y el mayor espesor del revoque anulan cualquier ventaja posible que

sería obtenida con un revoque más sólido y menos erosionable. Como con la filtración

estática, los fluidos y los revoques que contienen una cantidad suficiente de bentonita de alta

calidad producen las más bajas tasas de filtración, los revoques más delgados y las

características globales de filtración más deseables.

11.3) Aditivos para el control de filtrado.

Varios tipos de aditivos de control de filtración son usados en los lodos base agua.

Las recomendaciones de tratamiento se basan en el sistema de lodo y su ambiente químico.

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11.3.1) Arcillas.

La bentonita de calidad API es la arcilla principal que se usa en los fluidos de

perforación base agua y tiene su origen en Wyoming, de ahí su nombre de bentonita de

“Wyoming” (bentonita de sodio). Tiene uno de los más altos rendimientos (es decir que

genera el más grande volumen de lodo a una viscosidad determinada) y es una de las

arcillas más hidratables del mundo; esta arcilla es considerada como un producto de primera

calidad. La bentonita de Wyoming es el mejor producto que se puede usar en la formulación

de un lodo con buenas propiedades de revoque y control de filtración. La bentonita no

solamente proporciona el control de filtración, sino también aumenta la viscosidad; por lo

tanto, en las aplicaciones de lodo densificado y de altas temperaturas, la concentración de

bentonita debería limitarse al rango de 7,5 a 15 lpb. Los fluidos no densificados usan

frecuentemente una concentración de bentonita de 15 a 30 lpb, según la composición

química del agua de preparación y la viscosidad deseada. Cualquier concentración superior

a 7,5 lpb proporcionará una buena base para el revoque y las características de filtración.

Las partículas de bentonita son partículas laminares muy delgadas con un área

superficial grande. Al ser examinadas con un microscopio, estas partículas se parecen a

pequeños trozos flexibles, planos y delgados de celofán u hojas de papel húmedo. La

bentonita molida de primera calidad tiene un alto porcentaje de partículas de menos de un

micrón de ancho (ver la Figura 7). Aunque este tamaño parezca ser pequeño, las laminillas

de arcillas pueden tener un espesor de solamente 10 angstroms. Estas dimensiones le

proporcionan a las laminillas de arcilla una relación muy alta de diámetro a espesor (1.000 a

1) y un área superficial muy alta por unidad de peso (~45 m2/g). Cuando está desfloculada,

la estructura de la laminilla permite que la bentonita se asiente plana sobre el revoque y lo

selle de una manera que se compara frecuentemente con el techo de una casa que está

cubierto con guijarros.

11.3.2) Polímeros.

Los polímeros son los productos de control de filtración más usados en los lodos

base agua. Pueden variar de almidones naturales y celulosa modificada a polímeros

sintéticos complicados, capaces de proporcionar el control de filtración a temperaturas

elevadas y en condiciones adversas. Estos polímeros a veces se clasifican según su acción

dentro de un sistema de lodo, así como también según su composición química. La

clasificación basada en la acción depende de si el polímero se adsorbe en los sólidos o

viscosifica la fase fluida.

Los polímeros de pérdida de filtrado más comunes no sólo viscosifican la fase fluida,

sino también se adsorben en los sólidos cuando son usados en suficientes concentraciones,

proporcionando la encapsulación de dichos sólidos. Al agregar polímeros a los lodos será

RIF: J -30482511-0

necesario tomar ciertas precauciones, debido a las posibles interacciones con otros

productos químicos contenidos en el sistema de lodo. Para las operaciones en el campo, se

recomienda realizar pruebas piloto antes de usar un nuevo aditivo de control de filtración.

Los polímeros reducen la pérdida de filtrado de varias maneras:

1. Sellando las aberturas del revoque con partículas de polímeros.

2. Encapsulando los sólidos mediante la formación de un revestimiento o una película

deformable más grande que reduce la permeabilidad del revoque.

3. Mediante la viscosificación de la fase líquida.

Almidones: El almidón, un polímero de carbohidrato natural, ha sido usado para

controlar la filtración en los fluidos de perforación desde los años 1930. Se puede

conseguir con facilidad como almidón amarillo (no tratado) y blanco (modificado).

Los almidones pueden ser usados en agua de mar, agua salada, agua dura y

salmueras complejas. Los almidones más económicos y más usados son

preparados a partir de maíz o papas, pero también hay almidones disponibles que

son preparados a partir de otros productos agrícolas. La mayor parte del almidón

que se usa para el control de filtración es preparado mediante la separación y el

calentamiento de los granos de almidón para romper su capa de amilopectina. Esto

libera la amilosa, la cual absorbe el agua y se hincha para formar bolsas esponjosas.

La amilosa causa una disminución de la filtración mediante la reducción de la

cantidad de agua libre en el sistema y la obturación de los poros del revoque. Se

dice que los almidones tratados de esta manera están pregelatinizados. El

rendimiento de estos almidones no debería verse afectado por el pH, la salinidad, la

dureza o temperaturas inferiores a 250ºF. Los almidones están frecuentemente

clasificados como materiales “no iónicos”, aunque puedan tener un carácter muy

ligeramente aniónico. A veces se usa el almidón como viscosificador en los fluidos

de salmuera, pero las soluciones de almidón son más newtonianas y no

proporcionan la suspensión de los recortes y de los materiales densificantes.

CMC (Carboxi Metil Celulosa): Es un polímero natural modificado que se usa para

el control de filtración. La estructura de la CMC es una molécula de cadena larga

que puede ser polimerizada en diferentes longitudes o grados. El material se prepara

comúnmente en tres grados, cada uno de los cuales tiene diferentes propiedades de

viscosidad, suspensión y reducción de la pérdida de filtrado. Los tres grados son Alta

Viscosidad (HV), viscosidad media o regular (R), y Baja Viscosidad (LV). El polímero

CMC también está disponible en purezas que varían de un grado técnico de 75% a

un grado refinado de 99,5+%. La CMC de grado técnico contiene sal de cloruro de

sodio, un producto secundario del proceso de fabricación. La CMC es un aditivo

eficaz de control de pérdida de filtrado en la mayoría de los lodos base agua. Es

especialmente eficaz en los sistemas tratados con calcio, donde actúa para

estabilizar las propiedades. La CMC no está sujeta a la degradación por actividad

bacteriana y es eficaz cuando el pH es alcalino. La eficacia de la CMC disminuye

cuando las concentraciones de sal son superiores a 50.000 mg/l. La CMC está

sujeta a la degradación térmica a temperaturas superiores a 250º F. El grado de

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CMC usado depende de las propiedades deseadas. Cuando se desea obtener la

viscosidad junto con una pérdida de filtrado baja, se usa CMC de viscosidad alta o

media. La CMC de baja viscosidad reducirá la pérdida de filtrado con un aumento

mínimo de la viscosidad. Como es ligeramente aniónica, las pequeñas cantidades de

CMC de baja viscosidad agregadas pueden actuar como un diluyente en los lodos

no dispersos de bajo contenido de sólidos. Las concentraciones normales varían con

los diferentes grados, pero están comprendidas entre 0,5 y 3,0 lpb, según la

composición química del agua y la pérdida de filtrado deseada.

PAC (Celulosa Polianiónica): Es un polímero natural modificado que está diseñado

para ser usado en la mayoría de los sistemas base agua, incluyendo los lodos de

agua dulce, lodos de agua salada, lodos salados y lodos de bajo contenido de

sólidos. Ésta es una celulosa polianiónica de alto peso molecular que es similar a la

CMC. Se trata del aditivo de control de pérdida de filtrado más usado, y por lo

general constituye un producto que es mucho mejor que la CMC. POLYPAC no está

sujeto a la degradación por actividad bacteriana y es eficaz cuando el pH es alcalino.

Su eficacia disminuye en los fluidos saturados de sal. El PAC está sujeto a la

degradación térmica a temperaturas que exceden 275ºF. Es aniónico y puede

diluirse en los lodos no dispersos. Este polímero aumenta la viscosidad y reduce la

pérdida de filtrado en agua dulce o salada. Las concentraciones normales varían de

0,5 a 2,0 lpb, según la composición química del agua y la pérdida de filtrado

deseada. El PAC R es una celulosa polianiónica de alta calidad creada para

funcionar en condiciones más difíciles. Se puede usar en la mayoría de los sistemas

base agua, incluyendo los lodos de agua dulce, lodos de agua salada, lodos salados

y lodos de bajo contenido de sólidos.

11.3.3) Dispersantes Químicos.

Los dispersantes químicos reducen las tasas de filtración al desflocular las arcillas,

aumentar la viscosidad de la fase fluida y modificar la distribución de sólidos. El lignito

natural y el lignito de potasio proporcionan el control de filtración a temperaturas mucho más

altas que las temperaturas a las cuales el almidón o la CMC pueden ser usados eficazmente.

No están sujetos a la degradación por actividad bacteriana en los sistemas de lodo activo y

pueden ser usados eficazmente en altas concentraciones de sal o calcio.

RIF: J -30482511-0

CAPÍTULO 12: CONTAMINACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION.

Durante la perforación de un pozo hay elevadas posibilidades de que el fluido de

perforación entre en contacto con formaciones y materiales que afecten las características

del lodo. Los contaminantes pueden formar parte de la formación, pueden ser introducidos

desde la superficie o pueden ser resultado de un sobre tratamiento. Como regla general, la

presencia de materiales extraños a la formulación del lodo van cambiar las características

del mismo. Cuando ello sucede el control de las propiedades fundamentales del fluido, como

la reología y viscosidad pueden ser difíciles de mantener.

Fenómenos naturales como altas temperaturas, lutitas hidratables y que se derrumban

van a afectar drásticamente las características del fluido. Toda esta variedad de materiales

se denominan contaminantes. La lista que se detalla a continuación incluye a los

contaminantes más comunes de lodos de base agua.

Gases Ácidos

H2S

CO2

Sales Solubles

Cloruro de sodio

Cloruro de calcio

Cloruro de potasio

Otros.

Sulfato de Calcio o Yeso.

Hidróxido de calcio o cal.

Sulfato de Magnesio y de Sodio.

Lutitas.

Sólidos Perforados.

Sobretratamiento con soda ash y bicarbonato de sodio.

El contaminante más común y crítico es la lutita. Estas al ser perforadas tienden a

hidratarse y dispersarse, incrementando la viscosidad del lodo de una manera considerable.

La alta viscosidad y el contenido de sólidos van a afectar adversamente la penetración,

además de incrementar la densidad equivalente de circulación, hecho que puede conducir a

una pérdida de circulación. Las sales solubles van a incrementar la viscosidad y el filtrado a

valores intolerables. Para controlarlos se requiere un tratamiento químico extensivo y

costoso.

RIF: J -30482511-0

Los gases ácidos además de afectar las propiedades del lodo de una manera adversa,

van a causar una severa corrosión en las partes metálicas del equipo, también pondrán en

peligro la vida de personal, como en el caso del H2S.

12.1) Origen de los contaminantes.

12.1.1) Lutitas.

Las arcillas contenidas en las lutitas van a hidratarse y dispersarse si son puestas en

contacto con el fluido de perforación y su filtrado. El comportamiento de diferentes tipos de

lutitas va a variar dependiendo de:

Origen

Edad

Composición

Contenido de minerales de arcillas

Hay lutitas que son más estables debido al tipo de arcilla que contienen. Mediante el

proceso de la diagénisis las arcillas se convierten en especies más estables, como

consecuencia de presión y de calor. Durante este proceso los minerales arcillosos tipo

montmorillonita se convierten en una arcilla más estable llamada ilita. Las lutitas con alto

contenido de montmorillonita van a ser mucho más hidratables y van a ser más propensos a

dispersarse.

Clasificación de los Minerales de Arcillas

a. Arcillas hidratables

1. Smectitas

Montmorillonita

Saponita

Hectorita Beidelita

2. Vermiculita

b. Arcillas no hidratables

1. Ilita

2. Clorita

3. Kaolinita

Como se mencionó con anterioridad la arcilla más frecuente y la que causa mayor

contaminación es la montmorillonita. Mediante la prueba de MBT se puede determinar el

RIF: J -30482511-0

contenido de montmorillonita del lodo. Se puede diferenciar la cantidad de bentonita

comercial que se ha agregado al lodo de la cantidad que la formación perforada ha

incorporado al sistema. Los sólidos que hallamos en un fluido de perforación tienen dos

orígenes. Uno es de las formaciones que se perforan y son los denominados sólidos

perforados. El otro origen son los sólidos adicionados en superficie, como la bentonita y la

barita. Los sólidos se clasifican también como:

1. Sólidos de baja gravedad especifica. La gravedad es de 2,6.

2. Sólidos de alta gravedad especifica. La gravedad es de 4,2.

Los sólidos también se pueden dividir en:

Sólidos reactivos o activos: Estos son las arcillas, que como se vio tienen

actividad eléctrica. A estos sólidos se les neutraliza con dispersantes químicos.

Dentro de los sólidos reactivos debemos diferenciar entre la bentonita que

agregamos al lodo para tener características de flujo y filtrado deseables y las

arcillas que aportan las formaciones perforadas.

Los sólidos inertes: Son aquellos que no tienen actividad físico-química. Aquí se

incluyen, la barita y los sólidos perforados como arenas, calizas y lutitas no

hidratables. Estos sólidos se controlan mediante el uso racional del sistema de

control de sólidos. Si este equipo no funciona correctamente se deberá recurrir a la

dilución para neutralizar el efecto de los sólidos indeseables. La dilución es

generalmente un método muy caro para el tratamiento de la contaminación de

sólidos.

12.1.2) Sales Solubles.

El origen más común es a partir de formaciones que contienen sal, domos de sal y

agua de una formación salada. Cuando estas sales entran en contacto con el lodo, alteran el

equilibrio físico - químico, floculando las arcillas. Como consecuencia la viscosidad y el

filtrado se incrementan. Cada sal producirá una serie de cambios en la composición química

del lodo que le son característicos. Estos cambios se pueden detectar mediante un análisis

del lodo.

1. Cloruro de Sodio. Es una de las sales contaminantes más comunes. Se halla en

muchas formaciones, domos de sal y agua de formación. Muchas veces forma parte

del agua con que se formula el lodo. La contaminación por NaCI va a incrementar la

viscosidad del lodo y también los geles y el filtrado.

2. Agua de Formación Salada. Un influjo de agua salada se va manifestar mediante un

incremento de volumen del lodo en los tanques. Si la densidad del agua es menor,

disminuirá la densidad del loco. El primer paso para combatir esta contaminación

será el de incrementar la densidad de fluido de perforación para controlar el influjo

del agua salada.

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3. Formaciones Evaporíticas. Estas formaciones son parte de cuencas sedimentarias

de todo el mundo. Un ejemplo clásico son las Capas Rojas de Texas. Cuando se

perfora las mismas, las sales de las capas se disuelven creando problemas en el

sistema, además de formar cavernas de disolución. Las consecuencias de la

contaminación producen un gran incremento de la viscosidad y del filtrado.

4. Domos de Sal o Secciones de Sal. En ambos casos se perforan secciones extensas

de NaCI. La sal se disolverá formando cavernas, además de contaminar seriamente

el lodo. El remedio más lógico para estos casos, es cambiar el sistema de fluido de

perforación a uno de sal saturada. Este lodo es especialmente diseñado para

perforar éste tipo de formación. Al estar saturado no se ve afectado por la presencia

de cantidades masivas de sal y tampoco disolverá al mismo.

12.1.3) Sulfato de Calcio (Yeso y anhidrita).

Se encuentra en amplias capas en muchas partes del mundo y presenta problemas

asociados con contaminación por el ión calcio. Las consecuencias de la contaminación van a

ser un gran incremento en la viscosidad del lodo y también en el filtrado. El calcio

solubilizado incrementará la dureza total del filtrado. El tratamiento especial que se requiere

para neutralizar sus efectos se verá más adelante.

12.1.4) Cemento.

Después de una operación de cementación primaria (o remedial) es frecuente tener

que perforar a través de cemento. El calcio del cemento contaminará el fluido de perforación.

La contaminación es típica y es fácil de reconocer y de tratar.

12.1.5) Gases Ácidos.

El dióxido de carbono y el sulfhídrico son los gases más comunes. Los dos forman

soluciones ácidas en el agua. El efecto de estos ácidos va flocular las arcillas del lodo.

Ambos gases van causar severa corrosión en las partes metálicas del equipo, si no son

detectados y tratados con rapidez. El H2S es un gas tóxico y fatal aún en concentraciones

mínimas. Su neutralización es de gran importancia.

12.2) Tratamiento de los Fluidos de Perforación Contaminados.

Cada contaminante va a causar una serie de cambios en las propiedades del lodo que

son característicos. El analizar el lodo de una manera constante es importante ya que la

detección y tratamiento inmediato de un contaminante puede ser la diferencia entre perder el

pozo u operar de una manera normal.

RIF: J -30482511-0

La primera defensa para la detección de una contaminación potencial es un análisis

periódico de la densidad y de la viscosidad de! fluido. En caso de observar algún cambio

importante se deberán hacer pruebas completas para identificar al contaminante y tratar al

sistema de una forma inmediata.

12.2.1) Contaminación por Arcillas.

Identificación:

Incremento en el contenido de sólidos.

Incremento en el MBT.

Incremento de las propiedades reológicas.

Tratamiento:

Usar al máximo el equipo de control de sólidos.

Usar dispersante.

Diluir si es necesario.

Costo/Control:

Un incremento del 1% del contenido de sólidos de un fluido va resultar en un incremento del

10% del costo diario de tratamiento del sistema.

12.2.2) Contaminación por Bicarbonato de Sodio.

Identificación:

Todo el calcio fue precipitado por el bicarbonato.

Bajo Pf.

Incremento agudo del Mf.

Altos geles progresivos.

Gran incremento del filtrado.

Tratamiento:

Incrementar el pH hasta 9,5 usar soda cáustica.

RIF: J -30482511-0

Determinar las concentraciones de las especies químicas de la siguiente

manera:

Pf > Mf - Pf OH- = 20 (2Pf - Mf)

CO = 40 (Mf - Pf)

Pf < Mf – Pf HCO3 = 20 (Mf - Pf)

CO = 40 Pf

Calcular la cantidad de cal que se debe agregar para eliminar el carbonato y/o

bicarbonato:

1. EPL de iones contaminantes x 0,0130 = lpb de cal

2. Agregar suficiente cal como para asegurase un exceso de 200 mg/I de ion calcio en

solución.

3. Agregar dispersantes para mejorar la reología del lodo.

4. Agregar agua si es necesario.

12.2.3) Contaminación por Carbonato.

Identificación:

Altos geles progresivos.

Alto filtrado.

Alto Pf y Mf y pH.

No hay presencia de calcio en el filtrado.

Tratamiento:

Agregar yeso para precipitar al carbonato y para bajar al pH. Los EPL se

calculan de la manera antes indicada. La cantidad de yeso a agregar se

determina como sigue:

1. EPL contaminante x 0,0364 = lpb de yeso.

2. Evitar el sobretratamiento.

3. Agregar dispersantes para el control de la reología.

4. Agregar agua solamente si es necesario.

RIF: J -30482511-0

Control/Costo:

Generalmente es el resultado de un sobretratamiento con soda ash al tratar una

contaminación de cemento.

12.2.4) Contaminación por Cloruro de Sodio.

Identificación:

Gran incremento de cloruros en el filtrado.

Disminución de Pf y Mf

Disminución del pH

Tratamiento:

No se puede precipitar químicamente el ion contaminante. Si la contaminación

es severa se deberá cambiar a un lodo salado.

Ajustar el pH con soda cáustica.

Utilizar dispersantes para control reológico

Agregar polímeros para control de filtrado adicional.

Si se cambia a un lodo salado agregar atapulgita.

Control/Costo:

Si hay influjo de agua salada el costo diario del tratamiento se incrementara más del

15%.

12.2.5) Contaminación por Cemento.

Identificación:

Gran incremento del pH.

Gran incremento del Pm.

Tratamiento:

1. Según el tipo de sistema usado, se puede usar lignito y bicarbonato de sodio para reducir

el pH y precipitar el calcio soluble. Entonces, las partículas de arcilla estarán libres

para reaccionar con el desfloculante utilizado.

RIF: J -30482511-0

2. Grandes tratamientos de agua y lignosulfonato para controlar las propiedades de flujo. Se

añade bentonita para obtener el filtrado deseado, una vez que las propiedades de flujo están

bajo control.

3. También puede usarse el bicarbonato junto al ácido cítrico para bajar el pH.

Control/Costo:

Normalmente el cemento fraguado es poco soluble y no causa problemas. El cemento

que no ha fraguado se solubiliza con más facilidad. Con contaminación de cemento el costo

diario del tratamiento puede aumentar un 100%. Si la contaminación es severa se deberá

cambiar a un lodo de cal.

12.2.6) Contaminación por Anhidrita.

Identificación:

Aumento de la viscosidad y de los esfuerzos de gel.

Aumento del filtrado.

Aumento de la cantidad de calcio soluble.

Posible disminución de Pf y pH.

Tratamiento:

Precipitar o secuestrar el calcio soluble con fosfatos o carbonato de sodio. Reducir la

viscosidad con tratamientos de lignosulfonatos y soda cáustica. Reducir el filtrado

con tratamientos de bentonita y polímeros.

Dejar que el yeso o la anhidrita permanezca en el sistema para obtener un nivel de

calcio soluble mayor de 600 mg/l. Controlar la viscosidad con el tratamiento de

lignosulfonato, el pH con soda cáustica, y el filtrado con bentonita y polímeros.

Control/Costo:

Un método común para perforar formaciones con yeso es ajustar el pH a 9,5 y agregar

lignosulfonato. Si la contaminación es severa se deberá cambiar a un lodo de yeso.

12.2.7) Contaminación por Alta Temperatura.

Identificación:

Incremento del filtrado.

RIF: J -30482511-0

Incremento del contenido de sólidos.

Disminución del pH.

Disminución de la alcalinidad.

Tratamiento:

Agregar surfactantes.

Incremente el uso de dispersantes.

Agregar lignosulfonato para estabilizar la reología a altas temperaturas.

Reducir la cantidad de bentonita.

El problema puede incrementar el costo del tratamiento en un 30%.

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CAPÍTULO 13: QUIMICA DE LOS POLÍMEROS.

Cuando se discute la química de los polímeros, con frecuencia se aplican términos

como monómero, polímero y copolímeros. Todas estas palabras derivan del griego y poseen

el siguiente significado:

Mono = simple

Poli = muchos

Mer = unidad

Por lo tanto, un monómero es una unidad simple o la unidad básica en la química de

los polímeros, mientras que polímero significa varios monómeros en forma de cadena. Como

ejemplo en la manufacturación de los acrilatos el acido acrílico es el monómero. Un polímero

típico por lo tanto seria CMC (carboximetil celulosa)

13.1)Tipos de Polímeros.

Los polímeros pueden clasificarse de acuerdo a su composición en naturales y

sintéticos. Basados en su origen pueden ser orgánicos e inorgánicos.

Un polímero típico inorgánico es el asbesto y uno sintético inorgánico sería la silicona.

Los polímeros orgánicos a su vez se dividen en tres categorías:

Natural.

Sintético.

Modificado.

Los polímeros naturales incluyen los siguientes:

Proteínas.

Carbohidratos.

Celulosas sin tratamiento.

Los polímeros sintéticos entre otros incluyen:

HEC (Hidroxietil celulosa).

PVC (Cloruro polivinilo).

Nylon.

Los polímeros orgánicos modificados incluyen entre otros:

CMC (Carboxi Metil Celulosa).

PAC (Celulosa Polianiónica).

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Los pesos moleculares de los polímeros varían entre cien y varios cientos de miles.

Un ejemplo de cadenas de polímeros se indica en la Figura 81.

Figura 81: Cadenas de polímeros.

Los copolímeros son polímeros preparados a partir de dos o más tipos de monómeros.

Las posibilidades de manufacturar copolímeros son infinitas y pueden ser logradas de tres

formas diferentes tal cual se indica en la Figura 82.

Aleatorio (Random): -A-B-A-A-A-B-B-A-B-

En bloques (Block): -A-A-A-B-B-A-A-A-B-

Graft: -A-A-A-A-A-A-A-A-A-

B B B

B B B

Figura 82: Estructuras de copolímeros.

Los copolímeros se pueden manufacturar para satisfacer cualquier criterio y

necesidad. Las limitaciones se hallan impuestas por el peso molecular de las unidades. El

peso molecular de los copolímeros puede llegar a los millones. Estos materiales son caros

por lo tanto la consideración del costo puede ser otro factor limitante.

Físicamente los polímeros se dividen en las siguientes categorías:

Lineales.

Ramificados.

Entrecruzados (cross-linked).

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Figura 83: Clasificación estructural de los polímeros.

Estos polímeros pueden ser solubles en agua o aceite. Algunos polímeros solubles en

aceite encuentran aplicación en la formulación de fluidos de completación, en especial en los

fluidos de empaque. Pero la mayoría de los polímeros utilizados en la industria petrolera son

solubles en agua.

De acuerdo a su química de superficie (cargas eléctricas), los polímeros solubles en

agua se clasifican como:

1. Aniónicos: Son moléculas orgánicas, cargadas de una forma negativa. Por lo

general se forman por la disociación de un ácido (-C-O-O-H-). Un ion metálico de

carga positiva, generalmente Na+ se asocia para formar una sal de sodio.

Sulfonatos y fosfatos son algunos de los grupos funcionales de estos polímeros. La

mayoría de los polímeros utilizados por la industria petrolera pertenecen al grupo

aniónico.

2. Catiónicos: Moléculas orgánicas cargadas positivamente. Con frecuencia son del

tipo amina.

3. No iónicos: Estas moléculas orgánicas no poseen carga eléctrica alguna.

Generalmente son óxidos de etileno o de propileno. Estos materiales no se ionizan

pero se dispersan con facilidad en agua. Como humedecen a todos los sólidos en un

sistema, polímeros de este grupo son utilizados para bajar la tensión superficial

entre las partículas.

4. Anfotéricos: Son moléculas orgánicas con cargas positivas y negativas. La carga

general de la molécula se halla gobernada por el pH del medio ambiente. En pH

bajos funcionan como catiónicos, y en pH altos como aniónicos.

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Al hablar de polímeros, dos conceptos muy importantes son el de grado de

polimerización y grado de sustitución. El grado de polimerización se refiere al número de

veces que la estructura de anillo se repite. La estructura de anillo es la estructura repetida

que define el polímero. Cuanto más alto sea el G.P, más alto será el peso molecular. La

viscosidad aumenta a medida que el G.P. aumenta. El grado de substitución se refiere al

número de substituciones que ocurren en una sola estructura de anillo repetida. El polímero

Carboxi Metil Celulosa (CMC), por ejemplo, se forma mediante la reacción de la sal de sodio

del ácido monocloroacético (CICH2COONa) con la celulosa. La mayoría de las veces, una

substitución ocurre en el grupo (-CH2OH) para formar un polielectrolito soluble.

Figura 84: Molécula de Celulosa Original.

Figura 85: Molécula de Carboxi Metil Celulosa.

13.2) Hidratación de los Polímeros.

Cuando se mezclan polímeros aniónicos en agua se comienza el fenómeno de la

hidratación, tal cual se indica en la Figura 3.

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Na+

Figura 86: Hidratación de los polímeros.

La velocidad de deshidratación se halla directamente relacionada a la demanda por

agua y de la concentración del polímero en el sistema. Una vez que la hidratación se ha

llevado a cabo, el catión, generalmente sodio, se separa del polímero, y es envuelto por una

película de agua. Generalmente esta película es de un grosor de 3 a 4 moléculas. La

habilidad de un polímero para atraer y capturar agua crea fuerzas repulsivas que se

desarrollan entre moléculas de polímero. A medida que mayor cantidad de moléculas de

polímeros se hidratan estas fuerzas de repulsión se ven incrementadas. Las fuerzas y la

manera que las cadenas de polímeros se hallan enredadas forman la viscosidad del fluido.

La habilidad del polímero para desarrollar viscosidad depende de los siguientes factores:

1. Demanda por agua, que se halla controlada por el tipo y cantidad de los grupos

funcionales de polímeros.

2. El tamaño, que generalmente es una función del peso molecular del polímero. Las

partículas más grandes desarrollan viscosidad de una manera más rápida. Hay un

límite a este fenómeno ya que cuando la partícula se hace demasiado grande tiene

dificultades para hidratarse.

3. Un incremento en la complejidad de las cadenas resulta en mayor viscosidad, pero

si el polímero es demasiado ramificado la masa resultante se decanta de la solución

sin producir viscosidad alguna.

4. Habilidad para encontrar agua libre en la solución. Si las otras moléculas de

polímeros en el sistema han capturado grandes cantidades de agua y el polímero

nuevo no tiene la habilidad de capturar agua libre no se va a hidratar.

Se sabe de la experiencia de campo que los polímeros no se hidratan con la misma

facilidad en agua salada que en agua fresca. Esto se debe a que el ion metálico de sodio no

se puede desprender con la misma facilidad de la molécula de polímero.

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13.3) Estabilidad de los Polímeros en un Medio Ambiente Acuoso.

La estabilidad de un polímero está controlada por:

1. Concentración y distribución de grupos funcionales ionizables. A mayor número de

grupos funcionales ionizables mayor es la estabilidad del polímero en el agua.

Polímeros con cadenas balanceadas son estables sobre un periodo de tiempo más

largo.

2. Concentración del polímero. Los polímeros necesitan agua libre para poder

hidratarse. La falta de agua inhibe su habilidad de hidratarse, y también su

estabilidad sobre un largo periodo de tiempo.

3. Sales en solución. La presencia de sales disueltas en el agua reduce la habilidad de

la cadena de polímero para brindar viscosidad al medio.

4. pH de la solución. El rango óptimo para la solubilización del polímero es entre 8,5 y

9,5. En soluciones ácidas la solubilización de los polímeros se reduce notablemente.

13.4) Degradación de Polímeros.

Todos los polímeros son susceptibles a los ataques por alguno de estas causas que

resultarán en su degradación:

1. Calor. Para una aplicación provechosa los polímeros deben tener resistencia a las

altas temperaturas que se hallan al perforar un pozo profundo.

2. Degradación mecánica. Los altos rangos de fuerza de corte, como las que se

producen al circular el lodo a través de los jets, pueden romper las cadenas de

polímeros, produciendo la degradación del mismo.

3. Oxígeno. El oxígeno reacciona con los polímeros, rompiendo la cadena. En el

campo se resuelve este problema mediante el uso de los secuestradores de

oxígeno. La combinación de oxígeno y altas temperaturas degradan de una forma

rápida las cadenas de polímeros.

4. Ataques biológicos. Los polímeros naturales como los almidones, no poseen una

alta resistencia al ataque bacterial. Sin la presencia de bactericidas los polímeros

pueden ser totalmente degradados en un par de días.

5. Ácidos, bases y sales. Dependiendo de su química algunos de los polímeros

pueden tener una alta tendencia para reaccionar con algunas bases o ácidos. Ya se

vio que le pH del medio controla de una manera significativa la solubilidad de los

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polímeros como HEC porque este no tienen carga. Por lo tanto, los polímeros no

iónicos encuentran una buena aplicación en salmueras como Cl2Ca, etc.

13.5) Estabilidad Térmica de los Polímeros.

La estabilidad termal de los polímeros puede ser mejorada mediante la manipulación

durante su diseño.

1. Las cadenas lineales favorecen la estabilidad termal. Las cadenas altamente

ramificadas poseen más sitios para ataques y se degradan con más facilidad.

2. La adición de oxígeno a la cadena central de algunos polímeros disminuye su

estabilidad termal.

3. La adición de anillos aromáticos a la cadena central incrementa su estabilidad

termal.

4. La adición de Cl- a la cadena central de un polímero reduce su estabilidad termal.

5. Los polímeros de mayor estabilidad termal son los de un peso molecular de 500.000

a 5.000.000.

13.6) Uso de los Polímeros en el Campo Petrolero.

Los usos más frecuentes de los polímeros en la industria petrolero son:

Viscosificantes.

Floculantes.

Defloculantes.

Agentes de control de filtrado.

Agentes de estabilización de las lutitas.

El peso molecular de un polímero tiene un papel importante en cuanto

la aplicación del polímero se refiere.

1. Polímeros de bajo peso molecular funcionan como adelgazantes o defloculantes.

Esta categoría incluye los polifosfatos y productos como THERMA-THIN (Baroid) y

TACKLE (MI). Los pesos moleculares son menos de 500.000. Su habilidad de

absolver los sólidos perforados permite la reducción de las cargas de estas

partículas. Esto resulta en el adelgazamiento del sistema. Es importante entender

que para que un producto actué como un desfloculante efectivo el mismo debe

minimizar o eliminar el desbalance de cargas que presentan las partículas de arcilla.

Debido a este fenómeno estos polímeros no se pueden utilizar para deflocular

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sistemas donde el incremento de la viscosidad se debe a un sobre tratamiento de

otro polímero En estos casos el único tratamiento es la dilución para incrementar la

distancia entre las partículas de polímero para poder reducir de esta manera las

fuerzas entre las mismas.

2. Los polímeros de pesos moleculares intermedios, entre 500.000 y 5.000.000 se

utilizan como agentes reductores de filtrado. En esta categoría se incluyen al CMC y

PAC. El incremento de la viscosidad producido por estos polímeros es solamente

temporal, ya que una vez que las cadenas de polímeros se han degradado

mecánicamente se produce una reducción de la viscosidad del fluido.

3. Polímeros de alto peso molecular 5.000.000 y más son buenos viscosificantes. Aquí

se incluye el HEC y PHPA

Debido al efecto que el peso molecular tiene sobre la aplicación de un polímero

algunos se pueden utilizar tanto como defloculantes o viscosificantes, dependiendo del peso

molecular. Ejemplos de estos polímeros son los poliacrilatos y las poliacrilamidas.

Algunos de los polímeros más usados son:

1. CMC (Carboximetil celulosa): Se manufactura combinando celulosa natural con una

solución de soda cáustica haciéndolo reaccionar con ácido cloracético para producir una

sal. Esto hace que su solubilidad en agua sea buena. Si se desea manufacturar un CMC

de alto peso molecular, se debe incrementar el grado de polimerización. Para mejorar su

tolerancia a los cloruros se debe incrementar el grado de substitución.

2. PAC (Celulosa Polianiónica): Es un derivado del CMC. Poseen un grado más elevado de

substitución y un peso molecular más elevado. Por ello, son mejores viscosificantes y

poseen una mayor tolerancia por sales y dureza. Los materiales más comunes son el

PAC-R, PAC-LV y PAC HV.

3. HEC (Hidroxyetil Celulosa): Se procesa mediante la reacción de celulosa natural con una

solución de soda cáustica y haciendo reacciona al producto resultante con óxido de

etileno. Este grupo es de carga reducida pero de gran solubilidad en agua. Estos

polímeros son de naturaleza no iónica y no son afectados por la presencia de sales.

4. Almidones.: Son manufacturados a partir de maíz, trigo, papa y yuca. El trigo y maíz son

de bajo peso molecular, papa y yuca del más elevado. Son no iónicos y poseen una

cadena lineal. La substitución es reducida y ello los hace susceptibles al ataque bacterial

y a inestabilidad termal. DEXTRID (Baroid) y Mylogel (MI) son almidones de maíz

modificado.

5. Poliacrilatos y poliacrilamidas: Son polímeros substituidos con polímeros vinílicos. Se

utilizan como extendedores de bentonita, BENEX, X-TEND, floculantes selectivos, MF-1

y agentes de control de filtración POLYAC, WL-100. Estos polímeros no poseen

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resistencia a los iones divalentes como calcio y magnesio. Por lo tanto, la mejor

aplicación de los mismos es en sistemas de agua fresca.

6. Co-polímeros: Se manufacturan a partir de los poliacrilatos y las poliacrilamidas. Se

utilizan principalmente como estabilizadores de las lutitas y viscosificantes. El EZ MUD

pertenece a este grupo. Los polímeros vinílicos son resistentes a las bacterias y poseen

buena estabilidad termal. El PHPA (Poliacrilamida parcialmente hidrolizada) puede

alcanzar pesos moleculares de hasta 20.000.000. Esto les da buenas características

como viscosificantes. Estos productos deben utilizarse en pequeñas cantidades porque

producen incrementos en la viscosidad.

7. Goma Guar: Son polímeros electrostáticamente iónicos o anionicos. El guar gum no

iónico es estable en presencia de sales. Los valores altos de pH destruyen el polímero y

además son muy débiles a los ataques bacteriales. Debido a esto y a su reducida

estabilidad termal, este grupo es de poco uso.

8. Biopolímeros Goma Xántica: Es un polímero natural de alto peso molecular ligeramente

aniónico con una solubilidad adecuada en agua. Cuando el pH del medio ambiente es de

más de 11,5 el polímero se precipita en la presencia de arcillas e iones di valentes. Su

uso es difundido ya que brindan buenas viscosidades en pequeñas concentraciones.

Sus características de "shear thinning" le da un uso aun más difundido. Los polímeros

XC y XCD son los más conocidos y utilizados de este grupo.

9. Sulfonato vinílico/amida vinílica. THERMA CHEK es el representante de este grupo. Este

polímero nuevo halla buena aplicación como agente de control de filtración en ambientes

de alta temperatura. Tiene buena resistencia a calcio y magnesio. El polímero es de una

cadena ramificada que eleva la viscosidad del medio. La degradación mecánica va

reducir esta viscosidad. Estos polímeros son de elevado costo debido al proceso de

manufactura complicado.

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CAPÍTULO 14: BALANCE DE MATERIALES.

El concepto de balance de materiales está basado en la ley de conservación de la

masa, la cual estipula que la masa no puede ser ni creada ni destruida.

Simplemente dicho, la suma de los componentes debe ser igual a la suma de los

productos.

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 +…

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

VTotal ρTotal = V1 ρ 1 + V2 ρ 2 + V3 ρ 3 + V4 ρ 4 +…

Donde:

V = Volumen

ρ = Densidad

Para resolver un balance de masas, primero se debe determinar los volúmenes y las

densidades conocidas e incógnitas, e identificar los elementos como componentes o

productos.

En general, las siguientes etapas permiten resolver las incógnitas:

Etapa 1. Dibujar un diagrama.

Etapa 2. Determinar los componentes y productos, señalar los volúmenes y las densidades

como valores conocidos o incógnitas.

Etapa 3. Desarrollar el balance de masas y volúmenes.

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

Etapa 5. Determinar la segunda incógnita y calcular el consumo de materiales.

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Problemas típicos de balance de masa incluyen los siguientes casos:

1) Preparación de lodo densificado.

2) Mezcla de dos fluidos de distintas densidades.

3) Densificación a volumen constante y volumen variable.

4) Dilución a volumen constante y volumen variable.

5) Reducción del porcentaje de sólidos por dilución.

De la ecuación general de balance de materiales se derivan las siguientes ecuaciones de

uso frecuente en campo:

Densificación con Barita:

X: lpb de barita consumidas

W1: Densidad inicial (lpb)

W2: Densidad final (lpb)

Aumento de volumen al densificar con Barita:

V: Incremento de volumen por bbl de lodo

W1: Densidad inicial (lpb)

W2: Densidad final (lpb)

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Densificación con Carbonato de Calcio:

X: lpb de carbonato consumidas

W1: Densidad inicial (lpb)

W2: Densidad final (lpb)

Aumento de volumen al densificar con carbonato:

V: Incremento de volumen por bbl de lodo

W1: Densidad inicial (lpb)

W2: Densidad final (lpb)

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CAPÍTULO 15: FLUIDOS BASE ACEITE.

El origen de los fluidos de perforación no acuosos se remonta a los años 1920,

cuando se usaba el crudo como fluido de perforación. Las ventajas ofrecidas por el aceite

como fluido de perforación y completación eran obvias aun en esa época:

• Las arcillas no se hidratan ni se hinchan.

• Mejor estabilidad del pozo.

• Producción mejorada a partir de las areniscas que contienen arcillas.

• Menores problemas al perforar a través de evaporitas (sales, anhidrita, etc.).

• Menor ensanchamiento del pozo.

• Propiedades del lodo más estables.

• Mayor resistencia a la contaminación.

Los aceites también tienen ciertas características que son indeseables. Son

inflamables y pueden contener compuestos que causan fallas de los materiales de caucho.

Los aceites no tienen la estructura de gel y son difíciles de viscosificar de manera que

puedan ser densificados. Muchos aceites contienen compuestos tóxicos o peligrosos que

causan riesgos para la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente (HSE). Los aceites tienen

una alta solubilidad para la mayoría de los gases encontrados durante la perforación de

pozos (gas natural, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno). Esto puede afectar la

detección de las arremetidas de gas y los procedimientos de control de pozo. Los aceites no

se degradan fácilmente bajo ciertas condiciones. Los aceites también flotan sobre el agua y

pueden migrar sobre una gran distancia desde su fuente.

Diferentes enfoques han sido adoptados para usar el aceite en los fluidos de

perforación, minimizando los problemas asociados. Se desarrollaron lodos base agua de

“emulsión de aceite” que contenían 10 a 20% de aceite emulsionado. Se usaron productos

químicos para emulsificar el aceite en el agua en forma de pequeñas gotas que permanecen

dispersas en el agua en vez de flotar hacia la superficie. Este aceite emulsionado reducía el

filtrado y la fricción entre la columna de perforación y el pozo. Estos sistemas base agua de

“emulsión de aceite” se usan muy poco actualmente porque producen los mismos problemas

del pozo en las lutitas sensibles al agua y se contaminan como cualquier otro sistema de

lodo base agua.

Durante los años cuarenta, se desarrollaron lodos base aceite diesel que no

solamente toleraban el agua, sino también usaban el agua emulsionada para controlar y

mantener las propiedades. Las gotas de agua emulsionada reducían el filtrado y

aumentaban la viscosidad. La fase aceitosa continua de estos lodos los hacía actuar como

lodos de aceite – humectando con una película de aceite e impidiendo la interacción entre el

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agua emulsionada y las lutitas sensibles al agua y los recortes para proporcionar una buena

estabilidad del pozo. Hoy en día, un lodo de emulsión inversa es un fluido con aceite diesel,

aceite mineral o fluido sintético como fase continua, y agua o salmuera como fase

emulsionada. El agua o la salmuera emulsionada se dispersa dentro del aceite. Ésta es la

fase interna. Se usa sal de cloruro de calcio para aumentar la salinidad de la fase de agua

emulsionada hasta un nivel donde no pueda afectar (ablandar o hinchar) las formaciones y

los recortes sensibles al agua. Del mismo modo hay lodos 100% base aceite para perforar

hoyos intermedios y con bajo contenido de sólidos para perforar zonas productoras.

15.1) Química de Superficies.

La química de superficie se define como el estudio de las interacciones entre cargas

eléctricas entre dos fases. La interfase se puede formar como resultado de cualquiera de las

siguientes combinaciones:

Sólido –Gas.

Sólido-Líquido.

Líquido-Gas.

Líquido-Líquido.

Sólido-Sólido.

Cuando se forma una interfase (superficie de separación) entre un líquido y un

sólido/líquido/gas se crea una tensión de superficie. Debido a que las moléculas líquidas en

la superficie de interfase tienden a producir una fuerza de atracción hacia el líquido,

sufriendo el líquido una contracción. La interfase se puede definir o visualizar como una

membrana estirada y las fuerzas de contracción cohesión que actúan sobre esta membrana

imaginaria como la tensión superficial. La tensión de superficie entre dos líquidos inmiscibles

se denomina tensión interfacial (como en una emulsión aceite/agua). En los fluidos de

perforación cuando se produce una tensión de superficie de alta magnitud el sistema se

caracterizará por la formación de espuma, floculación, desarrollo de altos geles y separación

de aceite/agua.

15.1.1) Energía Libre de Superficie.

Se pueden describir los fenómenos de superficie en términos de energía o libre de

superficie. Energía libre existe en todas las superficies debido a un desbalance de carga en

la interfase. Cuando un líquido humedece un sólido, energía libre es reducida y un trabajo

determinado es realizado. En la industria petrolera se utilizan los surfactantes (agentes de

superficie) para reducir la energía libre en la interfase y por lo tanto llevar a cabo un trabajo.

La incorporación de nuevas superficies, representado por los sólidos que se dispersan en el

sistema, incrementa la energía libre del sistema. Por lo tanto, el uso de los surfactantes va a

reducir la tensión de superficie que de esta manera se está incrementando de una manera

continua. Para entender cómo trabaja la energía libre de superficie al mezclar dos productos

en el campo primero debemos definir el fenómeno de mojabilidad.

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15.1.1.1) Mojabilidad.

Se define como la capacidad que posee un sólido, líquido o gas de estar cubierto o

encapsulado por una película de agua o aceite. Cuando dos líquidos inmiscibles como aceite

y agua se hallan en contacto en la misma superficie uno de ellos va "humedecer" al otro.

Esta preferencia depende completamente de las condiciones de la tensión de superficie que

existen en cada caso. En las Figuras 87 y 88 se describe esta mojabilidad preferencial

indicado por el ángulo.

Figura 87: Mojabilidad preferencial

B A

C Figura 88: Mojabilidad preferencial

En la química de las superficies la tensión se indica con el siguiente símbolo Γ. El

liquido A humectará la superficie C cuando Γ BC > Γ AC + AB cos θ 8 las fuerzas actuando

en la interfase se hallan en equilibrio. Como se ve en la Figura 88 el liquido A no va mojar la

superficie C cuando Γ.AC >+ BC+ Γ. AB cos θ. Ejemplos de esta condición explican porque

el mercurio y el agua no mojan el teflón o el agua al acero.

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Si el ángulo de contacto θ incrementa de 0° a 90° el sólido C será" menos humedecido

por el liquido A (el coseno disminuye de 1 a casi 0). Con el ángulo igual a 90° el agua o

aceite puede mojar de una manera indistinta a los sólidos. Con θ mayor que 90° el sólido

será humedecido por el, líquido B. En la industria petrolera el líquido A es generalmente

agua y el líquido B es aceite y los sólidos son las partículas de sólidos de perforación. Por lo

tanto, al utilizar surfactantes en los fluidos de perforación lo que realmente se trata de hacer

es cambiar el ángulo de contacto y consecuentemente mejorar la humectabilidad por aceite

o agua. Si se cambia la mojabilidad de la formación, las consecuencias pueden ser muy

serias para el potencial de la producción de la misma.

Los fluidos de perforación no acuosos son formulados usando aditivos basados en un

amplio grupo de productos químicos llamados agentes tensioactivos o surfactantes. Estos

productos químicos incluyen emulsificantes, jabones y agentes humectantes. Actúan

reduciendo la tensión interfacial entre dos líquidos o entre un líquido y un sólido. Los agentes

tensioactivos tienen una cabeza polar hidrofílica y una cola organofílica (oleofílica o

lipofílica), como lo muestra la Figura 89.

Figura 89: Estructura de un surfactante o agente tensoactivo

Se puede medir el balance entre la fuerza y el carácter del extremo hidrofílico y el

extremo lipofílico usando el rango de Balance Hidrofílico- Lipofílico (HLB). El número HLB

puede caracterizar la funcionalidad de un agente tensioactivo. Como lo muestra la Figura 90,

los emulsificantes de aceite en agua tienen valores HLB más altos y los emulsificantes de

agua en aceite tienen números HLB más bajos, mientras que los agentes humectantes están

en el medio. Las diferencias principales entre los emulsificantes, los jabones y los agentes

humectantes son las superficies sobre las cuales están diseñados para actuar y sus

números HLB. Puede que estas diferencias no estén claramente definidas. La mayoría de

los emulsificantes también tienen propiedades humectantes. Los agentes humectantes

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también actúan en cierta medida como emulsificantes y pueden ser categorizados según su

función principal en una formulación en particular o según su composición química.

Figura 90: Rango de índice HBL.

Los sistemas no acuosos contienen agentes humectantes que recubren las

superficies y los sólidos para modificar el ángulo de contacto (humectabilidad) de las

superficies de contacto sólido - líquido, como lo muestra la Figura 91. Estos materiales

permiten la humectación de los sólidos de forma preferencial por el aceite o sintético. Si un

fluido es sometido a un sobretratamiento de agentes humectantes, de tal manera que los

sólidos están totalmente humectados, los sólidos tendrán tendencia a sedimentarse o

asentarse. Los sólidos deben ser mantenidos en la condición de humectación preferencial

por aceite para mantener un fluido estable.

Figura 91: Colocación del agente humectante sobre las superficies sólidas

La condición de humectación preferencial por aceite puede ser afectada por la

contaminación con el agua, el incremento en la concentración de sólidos y tratamientos

insuficientes de agentes humectantes. Cuando los sólidos son humectados por agua:

• Los sólidos tienden a adherirse a las zarandas.

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• El lodo adquiere un aspecto “granuloso”, perdiendo su aspecto brillante.

• La Estabilidad Eléctrica (ES) disminuye.

• La reología aumenta.

• Se observará la sedimentación de barita en el vaso de lodo, vaso de calentamiento y los

tanques.

• El filtrado HPHT aumenta y puede contener agua libre.

15.2) Principales productos usados en los fluidos base aceite.

a) Fluido base: Anteriormente el gasoil era el fluido base más usado para la preparación de

lodos base aceite y emulsiones inversas. Sin embargo, hoy en día su uso se encuentra

restringido debido a su toxicidad sobre todo en operaciones costa afuera. Los ensayos de

toxicidad demuestran que los daños causados por el gasoil radican en su alto contenido de

aromáticos. El gasoil para el uso en fluidos de perforación debe cumplir los siguientes

requisitos:

Gravedad API: 36º - 37º.

Punto de inflamación: 180ºF (mínimo).

Punto de combustión: 200ºF (mínimo).

Punto de anilina: 140ºF (mínimo).

El punto de anilina se relaciona con el contenido de aromáticos. Entre mayor sea éste,

menor será el efecto que el gasoil tiene sobre las partes de goma del taladro. Por otro lado,

los riesgos de incendio disminuyen al tener un gasoil con un alto punto de inflamación. Por lo

general, debe haber una diferencia mínima de 50ºF entre el punto de inflamación y la

temperatura en la línea de flujo.

En la actualidad se ha generalizado el uso de aceites minerales. Estos aceites contienen

una fracción de aromáticos más reducida que el gasoil por lo que son menos tóxicos en

especial para los organismos marinos. Son muy usados en la preparación de sistemas 100%

aceite. Son limpios, producen un olor menos desagradable que el gasoil y permiten obtener

bajas viscosidades a altas tasas de penetración. Ejemplo de estos fluidos son la Vassa LP-

90 y Vassa LP-120.

b) Emulsificantes: El emulsificante hace que el agua se emulsione en el aceite formando un

sistema estable. Los emulsificantes que se utilizan en la preparación de los lodos base

aceite deben ser solubles en agua y en aceite. La presencia del calcio soluble el cual es

suministrado por la cal, permite la creación de un detergente que emulsiona las gotas de

agua en la fase continua. Por ello los jabones a base de calcio son emulsificantes primarios

que se usan con bastante frecuencia en los lodos base aceite.

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c) Cal hidratada: La cal tiene como función primaria hacer más efectiva la acción del

emulsificante y como función secundaria actuar como secuestrador de H2S y CO2. Siempre

que se adicione un emulsificante se recomienda agregar 1lpb de cal por cada 2 lpb de

emulsificante. El contenido de cal para las operaciones rutinarias de perforación debe ser de

3-5 lpb. La prueba para determinar el contenido de cal en los lodos base aceite es similar a

la alcalinidad en los lodos base agua.

d) Humectantes: Un humectante es un agente tensoactivo que reduce la tensión interfacial

y el ángulo de contacto entre un líquido y un sólido. Esto hace que el líquido se extienda

sobre la superficie del sólido, como se demostró anteriormente en las Figuras 87 y 88. Los

agentes humectantes tienen un extremo que es soluble en el líquido de fase continua y otro

que tiene una fuerte afinidad con las superficies de los sólidos. En los fluidos no acuosos, los

agentes humectantes causan la humectación de los sólidos por el aceite o líquido sintético.

Los sólidos (barita, arcillas y sólidos perforados) deben ser humectados por la fase líquida

continua del fluido de perforación, si no, se agregarán y se depositarán. La mayoría de los

sólidos tienden naturalmente a ser humectados por el agua y requieren agentes

humectantes para ser humectados por el aceite o el fluido sintético.

e) Agua / activador polar: El agua, o también el activador polar como glicerina, consiste en

pequeñas gotas que se hallan dispersas suspendidas en el aceite, actuando cada una como

una partícula sólida. La adición de emulsificantes hace que el agua se emulsifique en el

aceite formando un sistema estable. La adición de agua ayuda aumentar la viscosidad,

geles y a controlar el filtrado, todo esto debido a que actúa como un sólido en el sistema.

Durante la agitación inicial, el agua se separa en pequeñas gotas y se dispersa en aceite. Al

aumentar la agitación las gotas se hacen más pequeñas y la emulsión se hace más estable.

Igual sucede cuando se adiciona aceite; hay más estabilidad en la emulsión porque aumenta

la distancia entre las gotas de agua. La emulsión resulta menos estable cuando se agrega

agua porque la distancia entre gotas disminuye.

f) Arcilla organofílica: Los fluidos base aceite aunque por lo general son viscosos, tienen

baja capacidad de suspensión en comparación con los lodos base agua. Esto contribuye a

acelerar el asentamiento de la barita, particularmente si está humedecida por agua. Para

aumentar la suspensión en de los lodos base aceite se utilizan las arcillas organofílicas, las

cuales incrementen la viscosidad, el punto cedente y los geles. Las arcillas no tratadas no

pueden ser usadas como viscosificantes porque no se hidratan ni aumentan la

viscosidad en el aceite o el fluido sintético. Si son recubiertas previamente con una

amina, de manera que sean organofílicas, entonces las arcillas sí aumentarán la

viscosidad del aceite. Las arcillas requieren de un activador polar para desarrollar

máximo rendimiento.

g) Controladores de filtrado: La gilsonita o el asfalto, el lignito tratado con aminas

(lignito organofílico) y los polímeros son los aditivos de control de filtración más

comunes. La gilsonita, un hidrocarburo o mineral asfáltico de origen natural, es un

aditivo eficaz y rentable para controlar la filtración en los lodos de aceite. Diferentes

calidades de este aditivo están disponibles, las cuales se distinguen por sus puntos

RIF: J -30482511-0

de fusión. Algunos operadores prefieren no usar la gilsonita debido a

preocupaciones relacionadas con el taponamiento y los daños a la formación. Se

usa frecuentemente el lignito organofílico cuando no se permite el uso de gilsonita

debido a preocupaciones relacionadas con daños a la formación, cuando las

temperaturas exceden el punto de fusión de la gilsonita, o cuando el uso de asfalto

está restringido debido a los reglamentos ambientales. Aunque se use

frecuentemente en los sistemas sintéticos, el uso de lignito tratado con aminas

puede ser considerado inaceptable en los fluidos sintéticos porque puede causar la

descoloración del fluido. Los aditivos poliméricos de control de filtración son

preferibles al lignito tratado con aminas en algunos lodos sintéticos, ya que

proporcionará un buen control de filtración sin causar la descoloración del lodo.

h) Material densificante: La barita es un material de alta gravedad específica que

se utiliza para densificar los fluidos. Puede agregarse sola pero antes de hacerlo es

conveniente agitar el lodo por varias horas. Sólo en caso de necesidad se puede

agregar conjuntamente con algún humectante que ayude a mantener húmedos los

sólidos con aceite.

Figura 92: Emulsificante alrededor de una gota de agua.

15.3) Sistemas base aceite.

A continuación se presentan los sistemas de fluidos base aceites más usados:

RIF: J -30482511-0

15.3.1) Sistema 100% aceite.

Estos sistemas no contienen agua en su formulación. En la práctica, durante la

perforación, estos sistemas incorporan pequeñas cantidades de agua de la formación y los

recortes. La mayoría tolerarán solamente muy pequeñas cantidades de agua y casi nunca

contienen más de 5% de agua. Como regla general los fluidos base aceite ofrecen una

estabilidad mejorada debido a que evitan la interacción entre el fluido de perforación y la

formación perforada, produciendo un hoyo en calibre con un lavado mínimo. Este tipo de

fluidos son muy tolerantes a la contaminación, debido a la falta de reacción entre el fluido y

la formación. Se puede permitir la incorporación de grandes cantidades de sólidos sin afectar

el sistema. El uso de estos sistemas es beneficioso para la perforación de pozos con

elevada temperatura de fondo, ya que estos sistemas se pueden aplicar con éxito al manejar

temperaturas por encima de 300ºF.

15.3.2) Emulsiones inversas.

Éstas contienen aceite (o sintético) como fase externa o continua, y agua (salmuera)

como fase interna de la emulsión. Pueden subclasificarse en dos categorías distintas:

a) Convencional. Éstas son emulsiones “fuertes” y muy estables que tienen un filtrado API

(100 psi) igual a cero. Generalmente tienen una alta estabilidad eléctrica y un filtrado ATAP

controlado inferior a 10 cm3 a 500 psi (3.447 kPa) y 300ºF (149ºC), sin agua en el filtrado.

b) Filtrado relajado. Éstas son emulsiones ligeramente menos estables que son circuladas

intencionalmente con filtrados HPHT más altos que los lodos convencionales de emulsión

inversa. Es normal que estas emulsiones tengan un poco de agua en el filtrado. También

pueden tener un filtrado API (100 psi) medible. Las emulsiones son débiles y la estabilidad

eléctrica será más baja que la de los lodos convencionales de emulsión inversa.

Para la preparación de emulsiones inversas se usa el siguiente orden de agregado.

Para fluidos convencionales:

Fluido base

Viscosificante

Emulsificante

Cal hidratada

Salmuera.

Humectante.

Densificante.

Controlador de filtrado.

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Para fluidos relajados:

Fluido base.

Viscosificante.

Humectante.

Cal hidratada.

Salmuera.

Humectante.

Densificante.

15.4) Ensayos API para fluidos Base Aceite.

A continuación se presentan los procedimientos para la ejecución de las pruebas

para fluidos base aceite, tomados a partir de las prácticas operativas aprobadas de

ESVENCA. A su vez, estas prácticas operativas se basan en la norma API 13B-2 y en las

instrucciones operacionales de OFITE.

15.4.1) Determinación de la densidad de un fluido.

El procedimiento empleado es el mismo que para fluidos base agua (ver capítulo 9,

sección 9.1).

15.4.2) Determinación de la viscosidad de embudo de un fluido.

El procedimiento empleado es el mismo que para fluidos base agua (ver capítulo 9,

sección 9.2).

15.4.3) Determinación de la reología de un fluido.

El procedimiento empleado es el mismo que para fluidos base agua (ver capítulo 9,

sección 9.3).

15.4.4) Determinación del porcentaje de sólidos, agua y aceite de un fluido.

El procedimiento empleado es el mismo que para fluidos base agua (ver capítulo 9,

sección 9.4).

RIF: J -30482511-0

15.4.5) Determinación del filtrado HPHT de un fluido.

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Disponer de: Camisa de calentamiento HP/HT, celda de calentamiento con sus tornillos y orings, dos pines, dos pasadores de seguridad, papel filtro, termómetro, llave Allen, llave ajustable, manómetros de alta y baja presión, bombonas de CO2, cronómetro, teflón y cilindro graduado.

2 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

3 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Llenar la celda de calentamiento dejando vacía ¼ de su capacidad. Colocar el pin de la parte de abajo de la celda de calentamiento.

4

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Colocar el papel de filtro en la celda y después la cubierta.

5

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Tapar y ajustar todos los tornillos en forma de cruz y luego apretar en forma circular.

66

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Colocar el pin de arriba de la celda y proceder a introducir la camisa de calentamiento con los tornillos hacia abajo.

7

7

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Hacer girar la celda hasta que calce en la camisa de calentamiento Colocar el termómetro en el receptáculo.

68

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Conectar las unidades de presión en los pines superior e inferior, asegurando con los pasadores.

6

9 9

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Aplicar una presión de 200 psi a la válvula superior y 100 psi a la válvula inferior con ambas válvulas cerradas. Abrir la válvula superior y aplicar la presión de 200 psi hasta alcanzar la temperatura de 300 ºF.

RIF: J -30482511-0

1

10

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Al alcanzar la temperatura deseada de 300° F aumentar la presión de la unidad superior hasta 600 psi.

1

11

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Abrir la válvula inferior manteniendo 100 psi para crear un diferencial de presión de 500 psi. Durante el transcurso de la prueba, si la presión aumenta por encima de 100 psi, sacar filtrado abriendo la válvula inferior de descarga. Filtrar durante 30 min.

1

12

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Registrar el volumen de filtrado. Este valor se multiplica por dos y se reportará como el volumen total de filtrado.

1

13

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Sacar el cilindro de la celda de calentamiento para enfriarse.

1

14

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Despresurizar la camisa de calentamiento abriendo y cerrando los pines poco a poco. Esperar que se descargue la presión, repitiendo esta operación hasta que el filtro prensa esté totalmente despresurizado.

15 Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Abrir cuidadosamente la camisa de calentamiento aflojando los tornillos. Si el último tornillo es difícil de aflojar, indica que aún la celda tiene presión, razón por la cual se deben apretar nuevamente los tornillos y despresurizar totalmente.

1

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Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Una vez abierto el cilindro, retirar el papel filtro el cual se lavará cuidadosamente para luego medir el revoque formado.

1

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Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

Limpiar el equipo y revisar los pines y oring’s para la próxima prueba.

15.4.6) Determinación de la alcalinidad de un fluido base aceite.

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PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Disponer de frasco erlenmeyer de capacidad mayor a 300 ml, jeringa, cilindro graduado, pipetas, mezcla de alcohol/xileno 50/50, agua destilada, solución indicadora de fenolftaleína, acido sulfúrico 0.1N, agitador magnético y plato de agitación.

2 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

3 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

4

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Mientras se agita con un agitador magnético, titular con acido sulfúrico 0,1 N hasta que el color rosa desaparezca.

5

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

6

Analista de Laboratorio/ Especialistas de Fluidos

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

7

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Alcalinidad del fluido: Vol (ml) de ácido sulfúrico 0.1 N usado en la titulación. El exceso de cal se expresará como: Exc = Alcalinidad del fluido (ml) * 1,295

RIF: J -30482511-0

15.4.7) Determinación de la estabilidad eléctrica de un fluido.

15.5) Resumen de problemas típicos al perforar con fluidos base aceite y emulsiones

inversas.

15.5.1) Viscosidad insuficiente.

Detección:

Sedimentación de Barita.

Limpieza Inadecuada del Pozo.

Solución:

PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD

1 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

Disponer del equipo requerido para la realización de esta prueba: Medidor de estabilidad eléctrica con sus cables y electrodos, termómetro, embudo Marsh, termocopa.

2 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

3 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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

4 Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

5

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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. El electrodo no debe tocar las paredes o el fondo de la termocopa.

6

Analista de Laboratorio/ Especialista de Fluidos

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.

RIF: J -30482511-0

Añadir Viscosificantes – Arcilla organofílica, Modificadores reológicos.

Añadir Agua (hasta valores admisibles).

Someter el fluido a Esfuerzo de Corte.

15.5.2) Viscosidad excesiva:

Causas:

Sólidos – Alto Contenido, Finos, Humectados por Agua.

Alto Contenido de Agua.

Inestabilidad a temperaturas elevadas.

Gases Ácidos.

Sólidos humectados por agua.

Sobretratamiento con viscosificantes.

Solución:

Eliminar / Diluir – Sólidos.

Reducir el contenido de agua

Añadir – emulsificante, agente humectante, diluyentes, cal.

15.5.3) Contaminación con sólidos:

Detección:

Alta viscosidad.

Revoque grueso.

Solución:

Zaranda con malla más fina

Uso de Centrífuga.

Diluir con fluidos base y añadir emulsificante.

Agente humectante.

15.5.4) Influjos de agua salada:

Detección:

Aumento del porcentaje de agua, disminución de la relación aceite:agua.

Alta viscosidad.

Sólidos humectados por agua.

Estabilidad Eléctrica más Baja

RIF: J -30482511-0

Agua en el filtrado HPHT.

Solución:

Emulsificante y cal.

Agente humectante para densificar los sólidos humectados por agua.

Barita para ajustar el peso y controlar el influjo.

15.5.5) Sólidos humectados por agua:

Detección:

Mayor viscosidad.

Menor estabilidad eléctrica.

Aspecto granuloso.

Sedimentación.

Taponamiento de la malla de la zaranda.

Solución:

Si la fase de salmuera está saturada de sal, añadir agua dulce.

Agente humectante.

15.5.6) Contaminación con CO2:

Detección:

Disminución de POM.

Disminución del contenido de cal.

Disminución de la Estabilidad Eléctrica.

Solución:

Añadir cal para mantener un exceso.

Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo.

15.5.7) Contaminación con Sulfuro de hidrógeno (H2S):

Detección:

Sulfuros detectados con el Tren de Gas de Garrett.

Disminución de POM.

Disminución del contenido de cal.

Disminución de la Estabilidad Eléctrica.

RIF: J -30482511-0

El lodo puede volverse negro.

Solución:

Mantener el exceso de cal.

Usar secuestrante a base de de zinc inorgánico.

Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo.

RIF: J -30482511-0

16) Control de la alcalinidad.

La determinación y mantenimiento de valores correctos del pH tienen mayor

importancia hoy día que en el pasado, en cuanto a la formulación de los fluidos de

perforación se refiere. El mantenimiento de valores correctos de pH tiene un impacto directo

sobre las propiedades correctas de los fluidos.

El pH es una medida del grado de acidez o alcalinidad de una solución acuosa. La

dimensión numérica del pH varía entre O y 14 siendo los valores bajos ácidos y los altos

alcalinos. Una solución con un pH de 7 es considerado neutral. El pH se puede expresar

como el logaritmo negativo de la concentración del ion hidrógeno. La ecuación es como

sigue:

La cantidad de iones de hidrógeno en la solución determina la fuerza del ion hidrógeno

en la solución. Si tenemos un ácido fuerte de una molaridad de 0,01 el pH de la solución

será de 2, ya que la concentración del ion hidrógeno será de:

pH = 2

La escala del pH se basa en el constante de la disociación del agua. En agua

destilada hay pocas moléculas que reaccionan uno con la otra para formaciones de

hidronium (H30) y esto determinara las propiedades ácidas. Las propiedades básicas se

hallan dados por el ion OH-, y la ecuación que se indica describe esta relación:

El agua destilada a 25°C se disociará hasta que las concentraciones del [H+] y [OH

-]

se igualan. Por lo tanto, un valor neutro de pH será como sigue: 1 x 10-7

El producto de las concentraciones es la constante de equilibrio para el agua. Esto se

conoce también como la constante de disasociación Kw.

Kw = [1 x 10-7

]

pH = -log (H+)

pH = log [10-2]

2 H20 = [H30+] + [OH-]

Kw = [H+] [OH-]

RIF: J -30482511-0

Kw = [1 x 10-14

]

En esta ecuación el hidrógeno tiene una concentración de 1 x 10-7

y por lo tanto el pH es de

7. Esto se denomina el punto neutral.

En los fluidos de perforación base agua la fase continua es el agua. En este medio

ambiente podemos controlar la concentración de las bases o de los ácidos. Para demostrar

el efecto de una base fuerte sobre la concentración del [OH-} se utilizara una solución fuerte

de soda cáustica. La concentración de la solución es de 0,01.

H+ = + = 10

-12

pH 12 .

[H+] [OH

-) = Kw 1 x 10

-14 moles/litros

Kw = constante de equilibrio del agua.

Para que el producto permanezca constante si la concentración del [H+] aumenta la

concentración de [OH-] debe disminuir.

(H+) moles/litro PH (OH

-) moles/litro

1 x 10-0

0 1 x 10-14

1 x 10-2

2 1 x 10-12

1 x 10-3

3 1 x 10-11

1 x 10-4

4 1 x 10-10

1 x 10-5

5 1 x 10-9

1 x 10-6

6. 1 x 10-5

1 x 10-7

7 1 x 10-7

1 x 10-8

8 1 x 10-6

1 x 10-9

9 1 x 10-5

1 x 10-10

10 1 x 10-4

1 x 10-11

11 1 x 10-3

1 x 10-12

12 1 x 10-2

1 x 10-13

13 1 x 10-1

Kw

(OH)

10-14

10-2

pH = -log [10-12]

Todas las concentraciones se expresan en moles/litros.

RIF: J -30482511-0

1 x 10-14

1 4 1 x 10-0

El API recomienda dos métodos para la determinación del pH.

1. Método colorimétrico, mediante papeles indicadores.

Precisión limitado a 0,5 unidades.

Las condiciones de humedad y temperatura afectan el papel.

Concentraciones de más de 10.000 pm de cloruros afectan las lecturas.

Filtrados oscuros afectan la lectura.

2. Método electrométrico, o medido con un electrodo.

Precisión de 0,02 unidades.

Se puede calibrar mediante soluciones de pH conocido.

Inexacto en soluciones saturadas de NaCI y KCl.

16.1) Alcalinidad.

La alcalinidad de una solución se puede- definir como la concentración de los iones

solubles en agua que pueden neutralizar ácido. En otras palabras cualquier ion que brinda

un protón al lodo actuara como un ácido.

Al contrario cualquier ion que se combina con un protón es un contribuyente a la

alcalinidad. Como ejemplo podemos citar los siguientes ejemplos:

SO4H2 --> 2H+

+ SO42-

El ácido sulfúrico coloca dos protones en el agua.

NaOH --> Na+ + OH

-

El ion [OH-) combina con el [H

+] para formar agua, por lo tanto contribuye a la alcalinidad.

En lodos base agua se cuenta con tres iones que contribuyen a la alcalinidad:

Iones de hidroxilo OH- + H

+- H20

Iones de carbonato CO32-

+ H+ CO3H

- bicarbonato

Iones de bicarbonato CO3H- + H

+ CO2 + H20

RIF: J -30482511-0

En estas reacciones el protón combina con cada uno de los iones. De ésta manera cada

ion contribuye a la alcalinidad. Se ve que la alcalinidad y el pH se hallan relacionados pero

no son lo mismo.

Fuentes de Alcalinidad

Los compuestos más utilizados para el control de la alcalinidad son:

Soda cáustica (NaOH)

Hidroxido de potasio (KOH)

Cal Ca (OH)2

Todo producto que contribuya con [OH-] al fluido de perforación va a incrementar el pH del

mismo.

Los carbonatos se pueden encontrar en la naturaleza en el transcurso de una operación. A

veces ocurre en la forma de K2C03 o potasa.

Frecuentemente un influjo de CO2 puede inducir al carbonato a reaccionar con agua de la

siguiente manera:

CO2 + H20 H20CO3

CO3H2 + OH- CO3H

- + H20

CO3H + OH- CO3

2- + H20

Finalmente el CO2 puede generarse por la degradación bacterial de los productos orgánicos

de los fluidos de perforación. Fluidos conteniendo almidones y diferentes polímeros son

sujetos a la degradación bacterial. Finalmente otra fuente de CO2 es el agua que se utiliza

para la preparación del lodo. Toda agua debe ser analizada para determinar el contenido de

CO2. La CO2 cantidad de carbonato y de bicarbonato presentes en un fluido de perforación

depende del pH del lodo. La Figura 1 ilustra con claridad esta relación. Se ve que el ion

bicarbonato no puede existir a valores de pH de más de 10,3. El rango de pH a los cuales se

detecta el bicarbonato es entre 7-10,30. A niveles de pH mayores que 10,3 la concentración

de los iones de [OH-] es suficientemente alta como para formar una reacción cuyo resultado

final será CO32-

y agua.

Los rangos predominantes de pH para los iones de alcalinidad son:

pH 4,3 - 6,3 Dióxido de carbono, como gas en solución

pH 6,3 - 10,3 Bicarbonato, como ión en solución

pH 10,3.+ Carbonato, como ión en solución

RIF: J -30482511-0

El conocimiento de la relación entre el pH y la alcalinidad es un factor primordial en la

determinación de los diferentes contaminantes de un fluido de perforación. Por ejemplo es

virtualmente imposible tener como contaminantes al mismo tiempo CO2 y CO3H- si el pH es

de más de 11,5. También es improbable tener una contaminación de CO32-

si el pH es 8,5.

16.2) Alcalinidad Pf.

Esta titulación se hace sobre el filtrado del lodo. Se utiliza fenoltaleina como solución

indicador, y un ácido sulfúrico N/50 como la solución tituladora. El punto final de la titulación

se produce cuando el color de la muestra cambia de rojo al color original del filtrado. El

cambio de color ocurre cuando el pH de la muestra llega a 8,3 reportándose como Pf los

mililitros de ácido utilizados. Hay dos reacciones que se producen en el transcurso de la

titulación:

1. CO32-

H2SO4 H-CO3 + H

-SO4

2. OH- + H2SO4 H20 + SO4

2-

En otras palabras a un pH de 8,3 lo siguiente es verdad y se cumple: La mayoría del

carbonato es convertido en agua. De esta manera se puede concluir que al haber una alta

concentración de OH- de CO3

2- el Pf será alto. Para poder determinar cual es el ion presente

y la cantidad de cada uno, se debe determinar el test de Mf. De los dos iones el carbonato

afectara la titulación Mf. Al conducirse un Mf se produce la siguiente reacción:

3. H-CO3 + H2SO4 CO2 + H20 + H

-SO4

Se ve que el bicarbonato es convertido en dióxido de carbón al punto final de la

titulación donde el pH es 4,3. Una alta concentración de ion carbonato en el Pf producira una

alta concentración de iones bicarbonato en la titulación Mf.

16.3) Alcalinidad Mf.

Al finalizar el test de Pf agregar naranja de metileno o verde bromo cresol a la

muestra y continuar la titulación con ácido sulfúrico N/50. Con la naranja de metileno el color

de la muestra cambiara de naranja a un rosado salmón, siendo en este momento el pH de la

muestra 4,3. El resultado se reporta como Mf y será la suma de la cantidad de ácido sulfúrico

que se utiliza para determinar el Pf más la cantidad de ácido empleado para determinar el

Mf. Como ejemplo se analizara la titulación de un filtrado con un pH de 10,4.

La titulación Pf convierte carbonato a bicarbonato.

RIF: J -30482511-0

En este ejemplo se utilizó un total de sulfúrico de 5,30 ml para reducir el pH, de 10,4

a 4,3. La alcalinidad Pf es 3,2 y el Mf de 5,2 ml (3,2 + 2,1). Analizando al Pf y Mf en cuanto a

la composición iónica tenemos.

Sabiendo que el CO32-

afecta tanto al Pf como al Mf es fácil determinar que ion tenemos

presente en el Pf:

[OH-} no se halla presente en la titulación de Mf.

No pueden existir simultáneamente altas concentraciones de OH- y CO3H

- ya que, se

produce la siguiente reacción:

CO3H- + OH

- H20 + CO3

2-

Si tanto el Pf como el Mf son altos el contaminante debe ser CO32-

Si el Pf es alto y al Mf bajo el ion predominante deber ser CO32-

Si el pH es menos de 10 y el Mf es alto el ion predominante será CO3H-

A pH más alto que 10,5 y los valores de Pf y Mf son altos y los iones de CO3-

predominarán.

Si el pH es menos de 10 con un alto Mf el ion predominante es de CO3H-. Si el

pH es más de 10 y Pf es alto con un bajo Mf el ion predominante es OH-.

16.4) Estimación de la Concentración de OH

-, CO3

2- , CO3H

- en Lodos Base Agua.

Si al agregar fenoltaleina no se produce un color rojo el Pf del filtrado es cero. Si el

Pf es cero el pH del filtrado debe ser 8,3 y los iones contribuyendo a la alcalinidad son CO3H-

que son detectados por el análisis del Mf. El reporte se haría de la siguiente manera:

OH- = 0

CO3-2

= 0

Pf = 3,2 ml de H2SO4 50/N

Mt = 5,3 ml de H2SO4

pH = 10,40

pH = 8,30 Cambio de color rosado, a original

pH = 4,30 Cambio de color naranja, a rosado

La titulación Mf convierte bicarbonato a dióxido de carbono.

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CO3H-

= Mf x 20 meg/I

Si se no desarrolla un color rojo al agregar naranja de metileno luego del Pf no se requiere la

adición de ácido sulfúrico ya que el pH es 4,3. Si esto ocurre los iones que contribuyen a la

alcalinidad son de OH- solamente, y se reportan de la siguiente manera:

OH- = Mf x 20 meg/I

CO 2-

= 0

3

CO3H-

= 0

Las siguientes expresiones se pueden utilizar para determinar la concentración de los

iones contribuyendo a la alcalinidad en base a la utilización de Pf y Mf:

Pf = O Alcalinidad es todo originado por CO3H-

Pf = Mf Alcalnidad es originado por OH-

2 x Pf > Mf Alcalinidad es originado por CO32- y CO3H

-

2 x Pf = Mf Alcalinidad es originado Por CO32-

2 x Pf = Mf Alcalinidad es originado por CO32- y CO3H

-

RIF: J -30482511-0

Bibliografía.

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Texas at Austin. PETEX. 6th impression, 2005.

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Geología Aplicada a los procesos de Perforación. Fondo Editorial del Centro

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www.portalplanetasedna.com.ar