“CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMÁN “CIENCIAS DE LA TIERRA”

SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN A TITULACIÓN EN

“INGENIERÍA DE FLUIDOS DE CONTROL”

Trabajo Escrito

“CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN

DEL AGUA EN LA ELABORACIÓN DEL

FLUIDO DE PERFORACIÓN”

PARA OBTENER EL TITULO DE

INGENIERO PETROLERO

PRESENTAN

GUZMÁN CHÁVEZ ALIN

LORENZANA JIMENEZ MARCOS RAÚL

OCAÑA MENDOZA BRANKO ALEXIS

DIRECTORA DE TRABAJO

QUÍMICA ROSA DE JESÚS HERNÁNDEZ ÁLVAREZ

Ciudad de México, enero de 2021.

Carta de Cesión de Derechos

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL PRESENTE

Autorización de obra

Bajo protesta de decir verdad los que suscriben: Guzmán Chávez Alin, Lorenzana Jiménez Marcos Raúl, Ocaña Mendoza Branko Alexis, manifiestan ser autores y titulares de los derechos morales y patrimoniales de la obra titulada “Consideraciones para la selección del agua en la elaboración del fluido de perforación”, en adelante “EL TRABAJO”, y del cual se adjunta copia, por lo que por medio del presente y con fundamento en artículo 27 fracción II, inciso b) de la Ley Federal del Derecho de Autor, otorgo al Instituto Politécnico Nacional, en adelante “EL IPN”, autorización no exclusiva para comunicar y exhibir públicamente total o parcialmente en medios digitales (Publicación en Línea) este Trabajo escrito por un periodo de un (1) año contando a partir de la fecha de la presente autorización, dicho periodo se renovara automáticamente en caso de no dar aviso expreso a el IPN de su terminación.

En virtud de lo anterior, el IPN deberá reconocer en todo momento la calidad de los autores del presente Trabajo.

Adicionalmente, y en calidad de autores y titulares de los derechos morales y patrimoniales del Trabajo, manifestamos que la misma es original y que la presente autorización no contraviene ninguna otorgada por el suscrito respecto a este trabajo escrito, por lo que deslindo de toda responsabilidad al IPN en caso de que el contenido del Trabajo escrito o la autorización concedida afecte o viole derechos de autor, industriales, secretos industriales, convenios o contratos de confidencialidad o en general cualquier derecho de propiedad intelectual de terceros y asumimos lasconsecuencias legales y económicas de cualquier demanda o reclamación que pueda derivarse del caso.

Atentamente

Guzmán Chávez Alin Lorenzana Jiménez Marcos Raúl

Ocaña Mendoza Branko Alexis

Ciudad de México, enero de 2021.

AGRADECIMIENTOS

Mis padres Pilar Chávez y Juan Guzmán han sido los principales promotores de mis

sueños, gracias por su dedicación y paciencia, por apoyarme a cumplir cada meta

que me propongo, por impulsarme a ser mejor persona tanto en lo espiritual como

personal y profesional. Muchas gracias por su apoyo incondicional, ustedes saben

lo capaz que soy y supieron guiarme para concluir esta etapa de mi vida. Gracias

por estar en cada escalón y compartir las desveladas.

A mi hermano Juan Manuel Guzmán, por elegirme como su hermana, por apoyarme

siempre y demostrarme lo fuerte y audaz que soy, por confiar en mí. Agradezco

compartir contigo este camino de la vida, y los muchos momentos y charlas que

hemos tenido, eso me ha hecho ser mejor persona y hermana. Tú has sido la luz en

mis momentos difíciles y quien me alienta a crecer.

María José Chávez agradezco cada momento que hemos compartido y el que me

veas como un ejemplo, por depositar confianza en mí y por ser parte de mis sueños.

Gracias a dios y a la vida por permitirme tener a mi familia, porque cada día nos

brinda salud y nos cubre con su manto de protección, y me permite estar y disfrutar

a lado de estas maravillosas personas que me aman y a las que yo más amo.

Agradezco todo lo recibido y lo que está por llegar, por fortalecerme y permitirme

llegar a donde estoy y a la conclusión con satisfacción de esta etapa.

A mis amigos Andrés Abuadili, Miriam Polito, Braulio Serrano, Ángel Utrera, Julieta

Rivera, Karina Hérnandez, Nancy Trejo, por estar siempre a mi lado, por su apoyo

incondicional, por las pláticas de aliento, por los maravillosos momentos vividos con

ellos, por enseñarme a ser una persona excepcional y fortalecer mi vida.

A mis compañeros y colegas Branko Ocaña y Marcos Lorenzana por la confianza y

el apoyo para la conclusión con éxito de este trabajo, agradezco su dedicación y

paciencia para el desarrollo de este. Les deseo mucho éxito profesional y espero

poder compartir con ustedes en lo laboral.

El Instituto Politécnico Nacional en la que había soñado estudiar, me dio la

bienvenida y me rodeo de personas admirables, brindándome oportunidades

incomparables, así como vivencias asombrosas, y que antes de esto jamás imagine

encontrarme con una de ellas.

Por último, agradezco a la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura Unidad

Ticomán, por ser una pieza importante en el desarrollo de mi vida personal,

académica y profesional. A las ingenieras Karla Zambrano, Isabel Villegas y

Azucena Chavira por aconsejarme, inspirarme y demostrarme que puedo lograr con

satisfacción y salir venturosa de cada obstáculo que se presente, y concluir cada

meta que me proponga. A los ingenieros Pedro Pérez, Gildardo Guerrero, Jaime

Blanco, Mario Torres, Alberto González, por transmitirme su conocimiento y guiarme

a llegar a la conclusión de esta etapa de universitaria, y así también impulsarme a

ser mejor persona y profesionista dentro de la Industria Petrolera.

Sea cual sea tu decisión, asegúrate de que te hace feliz.

GUZMÁN CHÁVEZ ALIN

AGRADECIMIENTOS

A mi familia Teresa Jiménez, Raúl Lorenzana, Ingrid Lorenzana, Paola Juárez,

Anubis y Perkins les agradezco su apoyo incondicional durante todo este largo

camino, su confianza en que se lograría el objetivo, su motivación y sus consejos

durante toda mi vida estudiantil. Gracias a ustedes se ha logrado, a pesar de la

distancia, de lo cansado, y los obstáculos, lo conseguimos. Jamás podré pagar todo

el apoyo que me fue brindado, les estoy eternamente agradecido.

A Mary por darme de igual forma un apoyo incondicional durante esta trayectoria,

por alegrar mi corazón en los momentos más complicados donde no ves cómo salir

del hoyo y haber compartido conmigo una gran etapa de mi vida.

A Tampi por ser uno de mis mejores amigos durante mi carrera, muchas gracias por

todo el apoyo que me brindaste, todas esas platicas fuera de clases para

desestresarnos, y tus clases grabadas por whatsapp, muchas gracias, amigo mío.

A todos mis seres queridos, Ivancito, Gara, Yetla, Profe Sergio, Eñi, Señor Octavio,

Max, Carlitos, Wonka, Axel, Alan, Emma, Ricardo, Iyari, Profe Jhonatan, Pelon,

Nico, Masha, Denver, y todos mis compañeros y amigos que lleguen a faltar,

GRACIAS. Muchas gracias por haber formado parte de mi vida universitaria, ya que,

sin ustedes, quizás nada de esto se hubiera logrado.

LORENZANA JIMENEZ MARCOS RAUL

AGRADECIMIENTOS

Al concluir una etapa maravillosa de mi vida quiero extender un profundo

agradecimiento a quienes hicieron posible este sueño, aquellos que junto a mi

caminaron en las buenas y en las malas. Esta mención es en especial para Dios y

mis padres Manuel y Alicia. Muchas gracias por siempre tenerme en sus

pensamientos y oraciones.

A mi padre: Muchas gracias por siempre ser un apoyo incondicional para mí, gracias

a ti pude realizar mi sueño de estar en una escuela donde la excelencia me

enseñaba día con día y por nunca dejar que nada me faltara, eres la definición de

apoyo y excelencia como padre.

A mi madre: Gracias por siempre confiar en mí, tu más que nadie me conoce y

supiste desde el principio de lo que era capaz de lograr, gracias por siempre ser un

apoyo, por comprenderme y nunca juzgarme eres mi mejor amiga y eres la mejor

madre que Dios me pudo dar.

A mis hermanos Arturo, Ana Laura y Monserrath: Ustedes son parte importante de

mi vida, agradezco haber compartido muchos momentos de todo tipo con ustedes

ya que eso hizo que yo sea la persona que soy hoy en día, gracias por tenerme en

sus pensamientos y oraciones.

A mis abuelos Lorenzo y Carmen: Ustedes que están en el cielo desde hace ya

mucho tiempo también les agradezco ya que sé que ustedes siempre me cuidan y

me guían para que no pierda el camino, de verdad los amo mucho y gracias por los

momentos que pudimos llegar a compartir en mi infancia.

A mis abuelos Jesús y Mirna: Gracias a ustedes por amarme y quererme mucho,

los mantengo en mi corazón día con día, criaron a la mujer que hoy en día es mi

madre y que agradezco supo criarme y amarme, abuelita gracias por consentirme,

por llamarme y por mantenerme en sus oraciones diarias, la amo. Abuelito muchas

gracias por las lecciones de vida que pude adquirir al escucharlo hablar, me

ayudaron en más de una ocasión.

A mi tía Leticia: Muchas gracias por amarme, por estar ahí para mí y por ser una

buena amiga, por no juzgarme, siempre apoyarme y considerarme como un amigo,

un sobrino y un hijo, siempre tendrás mi apoyo incondicional, recuerda que eres una

mujer increíble y que puedes lograr muchas cosas, te amo.

A mis sobrinos Anel, Ángel, Matías: Gracias a ustedes por convertirme en un

ejemplo y en alguien con quien pueden contar y confiar. Siempre serán una parte

de mí y los llevare en mi corazón.

Por último, agradezco a la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura unidad

Ticomán por ayudarme a concluir con una etapa importante en mi vida, a la

ingeniera Azucena Chavira González por ser una pieza importante para lograr este

sueño, por aconsejarme y por ser una amiga, a los ingenieros Omar Alvarado Bailey

y Alejandro Leal Orta por prepararme y enseñarme que soy bueno y que tengo

mucho que ofrecer, además de ser buenos amigos fuera y excelentes profesores

dentro de la institución.

Muchas gracias a todos, los llevaré siempre conmigo.

OCAÑA MENDOZA BRANKO ALEXIS

10 Consideraciones para la selección del agua en la elaboración del Fluido de Perforación

RESUMEN

El presente trabajo es de carácter informativo basado en un análisis bibliográfico, el

cual aborda y profundiza el tema de la selección del agua, para elaborar fluidos de

perforación base acuosa de naturaleza arcillosa, de acuerdo con las formaciones

que se atraviesan durante la construcción del pozo, para evitar problemas

operativos.

Este trabajo contiene los siguientes capítulos.

❖ CAPÍTULO I. Presenta la definición del agua, sus propiedades y su

clasificación, así como los tratamientos para su empleo en la elaboración de

los fluidos de control.

❖ CAPÍTULO II. Comprende los aspectos geológicos y litológicos que se deben

estudiar y tener en cuenta para la selección de fluidos de control a emplear

durante las etapas en la construcción de pozos.

❖ CAPÍTULO III. Contiene la clasificación de los fluidos de control, sus

funciones y propiedades, así como la composición de los mismos, además

incluye los equipos empleados para su evaluación.


ABSTRACT

This work is informative in nature based on a bibliographic analysis, which

approaches and deepens the issue of water selection, to elaborate water-based

drilling fluids of a clay nature, according to the formations that are crossed during the

construction of the well, to avoid operational problems.

This work contains the following chapters.

❖ CHAPTER I. Presents the definition of water, its properties and its

classification, as well as the treatments for its use in the production of control

fluids.

❖ CHAPTER II. Comprises the geological and lithological aspects that must be

studied and taken into account for the selection of control fluids to be used

during the stages of well construction.

❖ CHAPTER III. Contains the classification of control fluids, their functions and

properties, as well as their composition, additionally the equipment used for

their evaluation.


OBJETIVOS

Objetivo General

Conocer la clasificación del agua y sus propiedades, así como su disposición y

tratamiento para su empleo, y de esta manera identificar los tipos de agua que

pueden ser empleados para la elaboración de los fluidos de perforación base

acuosa de naturaleza arcillosa, que permitan desarrollar de manera adecuada las

funciones del fluido durante la perforación de un pozo.

Objetivos Específicos

Conocer la clasificación del agua, así como las propiedades físicas y químicas.

Identificar los tipos de agua y conocer el tratamiento para su empleo en la

elaboración de fluidos de control.

Conocer la importancia del estudio de las formaciones a atravesar y presiones a

controlar, durante la construcción de un pozo.

Detallar la composición de un fluido de control, su clasificación y funciones de

acuerdo con las etapas de perforación de un pozo.

Entender la importancia de las funciones y propiedades básicas que debe tener el

fluido de perforación, para el eficiente funcionamiento de este durante las etapas de

perforación del pozo.

Conocer los equipos empleados para la evaluación de las propiedades básicas del

fluido de perforación.


JUSTIFICACIÓN

Para tener éxito en la construcción de pozos, un factor importante es el empleo del

agua en fluidos de control para intervenir las formaciones presentes en las

diferentes etapas operativas, de acuerdo a la naturaleza de las formaciones, lo que

dependerá del tipo de agua a emplear, para que estos realicen las funciones y

propiedades básicas requeridas.

Por lo que es importante comprender la naturaleza del agua, ya que este es un

componente muy importante en nuestra vida, tanto diaria como en la industria, por

eso la importancia de conocer sus propiedades físicas, químicas y fisicoquímicas,

su composición y los diferentes tipos que encontramos en nuestro planeta.

Específicamente hablando de su empleo en la industria petrolera, que

principalmente es en la elaboración de los fluidos de control.


INTRODUCCIÓN

Derivado de que se tienen dificultades a el momento de perforar un pozo, esto debido a diferentes razones, entre ellas, que no se estudian las formaciones a atravesar, la falta de fluidos de control adecuados durante las etapas de construcción del pozo, adicional a eso, los fluidos de perforación carecen de óptimas condiciones, por lo que no cumplen con ciertas propiedades, que permitan una adecuada aplicación de las funciones de estos.

Por lo que, mediante este trabajo se presentarán son los tipos y características que debe tener el agua, evitando así el contenido de contaminantes que impidan que los materiales y aditivos químicos desarrollen las propiedades requeridas para su aplicación durante la construcción del pozo.

Lo que es importante, porque un deficiente funcionamiento del fluido de control puede generar fenómenos adversos, desde daño en el sistema de circulación, en la formación, así como en el equipo de perforación, además puede causar un atrapamiento de la sarta de perforación, brote o descontrol del pozo, derrumbes de la formación o mala terminación del pozo. Además de generar gastos adicionales e inesperados.

Durante la construcción de pozos, encontramos agua en los yacimientos, a la cual se le denomina “agua producida” en la industria petrolera, es importante el almacenamiento de esta, ya que nos sirve para elaborar lodos de perforación, o es reutilizada, al ser inyectada de nuevo al pozo como método de recuperación secundaria.

Retomando lo anterior, se le denomina inyección directa, en la cual como se mencionó en el párrafo anterior, se inyecta dentro del pozo, puesto que, de acuerdo a la Environmental Protection Agency (EPA), las aguas tienen que tratarse antes de verterlas de nuevo al medio.

Así mismo, la elaboración de fluidos de perforación base acuosa de naturaleza arcillosa es indispensable en la industria, dado que simplemente sin estos sería imposible perforar, al igual que tienen muchas funciones a la hora de ser empleados en las operaciones. Por lo que es de suma importancia la selección del agua con la que será elaborado, evitando así el contenido de contaminantes que impidan la adecuada ejecución de sus funciones.

Por otro lado, debemos conocer y estudiar las propiedades de las formaciones que se encontraran durante la construcción del pozo, lo cual será un punto de partida para la selección del agua, así como para la elaboración del fluido de control adecuado para estas, y de esta manera optimizar la perforación del pozo, así también evitar problemas operativos.


ÍNDICE

RESUMEN ............................................................................................................................................ 4

ABSTRACT .......................................................................................................................................... 11

OBJETIVOS ......................................................................................................................................... 12

Objetivo General ................................................................................................ 12

Objetivos Específicos ........................................................................................ 12

JUSTIFICACIÓN .................................................................................................................................. 13

INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................. 14

ÍNDICE ................................................................................................................................................ 15

CAPÍTULO I “EL AGUA” ...................................................................................................................... 17

1.1 Concepto del agua ....................................................................................... 17

1.2 Propiedades del Agua.................................................................................. 17

1.2.1 Propiedades físicas. .............................................................................. 17

1.2.3 Propiedades físico-químicas. ................................................................ 17

1.2.4 Propiedades químicas. .......................................................................... 18

1.3 Clasificación del agua .................................................................................. 18

1.3.1 Clasificación según la Salinidad. ........................................................... 18

1.3.2 Clasificación según el pH. ..................................................................... 18

1.3.3 Clasificación según V.A SULIN. ............................................................ 19

1.3.4 Clasificación según Iones Predominantes. ............................................ 19

1.4 Tipos de Agua .............................................................................................. 19

1.5 Tratamiento para su empleo ........................................................................ 21

1.5.1 Tratamiento físico. ................................................................................. 21

1.5.2 Tratamiento químico. ............................................................................. 22

1.5.3 Tratamiento biológico. ........................................................................... 22

1.6 Selección del fluido de control de acuerdo a las formaciones a intervenir ... 22

1.6.1 Fluido bentonítico – no disperso. .......................................................... 22

1.6.2 Fluido bentonítico polimérico. ................................................................ 22

1.6.3 Fluido disperso – no inhibido. ................................................................ 22


1.6.4 Fluido disperso – inhibido. ..................................................................... 23

CAPÍTULO II “ASPECTOS GEOLOGICOS Y LITOLOGICOS PARA LA SELECCIÓN DEL FLUIDO DE

CONTROL” ......................................................................................................................................... 24

2.1 Composición ................................................................................................ 24

2.1.1 Conceptos Básicos. ............................................................................... 24

2.1.2 Tipos de rocas. ...................................................................................... 24

2.2 Propiedades Petrofísicas ............................................................................. 24

2.2.1 Porosidad. ............................................................................................. 24

2.2.2 Permeabilidad. ...................................................................................... 25

2.2.3 Saturación de fluidos. ............................................................................ 25

2.2.4 Presión Capilar. ..................................................................................... 25

2.2.5 Mojabilidad. ........................................................................................... 25

2.3 Medios para identificar las formaciones y su problemática .......................... 26

2.3.1 Registros Geofísicos y su clasificación. ................................................ 26

CAPÍTULO III “FLUIDOS DE CONTROL EMPLEADOS EN LA CONSTRUCCIÓN DE POZOS” .................. 31

3.1 Clasificación y Funciones de acuerdo a las etapas operativas .................... 31

3.1.1 Fluidos de perforación. .......................................................................... 31

3.1.2 Fluidos de terminación. ......................................................................... 32

3.1.3 Fluidos empacantes. ............................................................................. 33

3.3 Tipos de Lodos y sus propiedades. .......................................................... 34

3.4 Propiedades de los lodos de perforación. ................................................ 35

3.4 Equipos empleados para su evaluación ...................................................... 37

3.4.1 Balanza de lodos (Densidad). ............................................................... 37

3.4.2 Embudo Marsh (Viscosidad cinemática). .............................................. 39

3.4.3 Viscosímetro FANN 35 (Viscosidad dinámica). ..................................... 39

3.4.4 Retorta (Evaluación de fases dispersa y continua). .............................. 42

3.4.5 Prensa filtro API (Capacidad filtrante). .................................................. 44

CONCLUSIONES ................................................................................................................................. 46

REFERENCIAS ..................................................................................................................................... 47


CAPÍTULO I “EL AGUA”

1.1 Concepto del agua

El agua es una sustancia liquida la cual esa esencial para la vida, pero dependiendo

de su composición mineralógica y de los usos que se le haya dado, diferenciamos

varios tipos de agua, y no todos son aprovechables por la vida, ni útiles a los seres

humanos.

Está compuesta por un átomo de oxígeno y dos de hidrógeno. Se puede decir que

su principal función es la de preservar a los seres vivos ya que no existe ningún tipo

de vida que subsista prescindiéndola. Se caracteriza por ser incolora, inodora e

insípida.

Es el único elemento que se encuentra en los tres tipos de estado de la materia:

sólido, líquido y gaseoso. Lo podemos encontrar en ríos, lagos, cuencas, mares y

en yacimientos, dentro de los poros de la roca y mezclado con otros minerales.

También en los polos en su estado sólido como hielo y en las nubes que se

precipitan en forma de lluvia en su estado gaseoso.

1.2 Propiedades del Agua

1.2.1 Propiedades físicas.

Densidad: 1 gr/cc a 4 °C/ 0.917 gr/cc a 0 °C/ 0.9580 gr/cc a 100 °C

Incoloro

Inodoro

Insípido

Punto de congelación: 0 °C

Punto de ebullición: 100 °C

Presión critica: 217.5 atm

Presión de vapor: 20 °C es de 17.535 mm de Hg

Temperatura critica: 374 °C

Capacidad calorífica: 18 cal/mol

Viscosidad: a 20 °C es de 1.009 ctp

Tensión superficial: a 20 °C 72.8 dinas/cm

1.2.3 Propiedades físico-químicas.

Bajo grado de ionización

Elevada constante dieléctrica

Elevado calor de vaporización


Gran calor especifico: El agua absorbe grandes cantidades de calor que utiliza en

romper los puentes de hidrogeno. Su temperatura baja más lentamente que la de

otros líquidos a medida que va liberando energía al enfriarse.

Fuerza de cohesión

Acción disolvente

1.2.4 Propiedades químicas.

Disolvente universal: Es el líquido que más sustancias disuelve, esto se debe a su

capacidad para formar puentes de hidrogeno con otras sustancias, ya que se

disuelven al interactuar con las moléculas del agua.

Puentes de hidrogeno: Mantiene las moléculas fuertemente unidas, formando una

estructura compacta volviéndolo un líquido casi incompresible. Tiene una elevada

fuerza de cohesión a los puentes de hidrogeno.

Bajo grado de ionización: La molécula del agua es de carácter polar, por lo que el

átomo del hidrogeno tiende a disociarse del átomo de oxígeno, de este modo,

algunas moléculas de agua saltan un átomo de hidrogeno hacia una molécula

vecina provocando la auto-ionización de la molécula.

Electrolisis: En este proceso se funde o se disuelve el electrolito en un determinado

disolvente, con el fin de que dicha sustancia se separe en iones ionizados.

1.3 Clasificación del agua

1.3.1 Clasificación según la Salinidad.

CLASIFICACION SALINIDAD (mg/l)

Dulce o fresca <1

Salobre 1<x<25

Salada o de Mar 25<x<50

Salmuera 50<x<150

Salmuera dura x>150

1.3.2 Clasificación según el pH.

CLASIFICACION NIVEL DE pH

Fuertemente acida <3.5

Acida 3.5<x<5.5


Débilmente acida 5.5<x<6.8

Neutra 6.8<x<7.2

Débilmente básica 7.2<x<8.5

Básica >8.5

1.3.3 Clasificación según V.A SULIN.

Esta clasificación depende de la relación de los elementos químicos (Na y Cl)

concentrados en una muestra de agua. (Los valores se expresan en mini-

equivalentes por litro meq/L).

CLASIFICACION Na / Cl (Na / Cl) / So4 (Na / Cl) / Mg

Sulfato sódico >1 <1 -

Hidrocarbonatada >1 >1 -

Clorocalcita <1 - >1

Cloromagnesiana <1 - <1

1.3.4 Clasificación según Iones Predominantes.

Es la clasificación más usada en la industria petrolera para identificar modelos de

aguas. (Separa sus valores de cationes y aniones).

ANIONES CATIONES

Bicarbonatos (HCO3-) Sodio (Na+)

Carbonatos (CO32-) Calcio (Ca2+)

Cloruros (Cl-) Potasio (K+)

Sulfatos (SO42-) Magnesio (Mg+)

Nitratos (NO3-) -

1.4 Tipos de Agua

Agua potable: Esta agua puede ser consumida por personas y animales sin riesgo

de contraer enfermedades, debe estar libre de bacterias, microorganismos,


patógenos, partículas en suspensión y sustancias orgánicas radiactivas. De

acuerdo a la normativa de la Unión Europea se establece que el agua debe contener

sales, minerales u iones que estén dentro de los rangos aceptados

Agua salada. Agua en la que la concentración de sales es relativamente alta (más

de 10 000 mg/l). La podemos encontrar en el agua de los océanos

Agua salobre. Tiene más sales disueltas que la dulce, pero menos que la de mar,

tiene una concentración de sales disueltas de 1000-10000 mg/l.

Agua dulce. Agua natural con una baja concentración de sales, generalmente

considerada adecuada, previo tratamiento, para producir agua potable. Se

encuentra en capas de hielo, glaciales, lagos, ríos, mantos acuíferos, agua

subterránea o se puede originar por la precipitación en la atmosfera terrestre en

forma de niebla o nieve, se puede consumir.

Agua dura. Es aquella que contiene cantidades importantes de calcio y magnesio

disuelto, el agua dura puede generar depósitos y llegar a obstruir tuberías. Se puede

remover la dureza mediante la precipitación con cal o con el proceso combinado

como ablandamiento cal-soda.

Agua blanda. Es la que contiene una concentración baja de carbonato de calcio y

otros iones. Genera fácilmente espuma con el jabón.

Aguas negras. Agua de abastecimiento de una comunidad después de haber sido

contaminada por diversos usos. Puede ser una combinación de residuos, líquidos o

en suspensión, de tipo doméstico, municipal e industrial, junto con las aguas

subterráneas, superficiales y de lluvia que puedan estar presentes.

Aguas grises. Aguas domésticas residuales compuestas por agua de lavar

procedente de la cocina, cuarto de baño, fregaderos y lavaderos, no puede ser

consumida por el humano, pero pueden tener un segundo uso siendo tratadas.

Aguas residuales. Fluidos residuales en un sistema de alcantarillado. El gasto o

agua usada por una casa, una comunidad, una granja o una industria, que contiene

materia orgánica disuelta o suspendida.

Agua bruta. Agua que no ha recibido tratamiento de ningún tipo o agua que entra

en una planta para su tratamiento.

Aguas muertas. Agua en estado de escasa o nula circulación, generalmente con

déficit de oxígeno.

Agua alcalina. Agua cuyo pH es superior a 7.


Agua capilar. Agua que se mantiene en el suelo por encima del nivel freático debido

a la capilaridad.

Agua de gravedad. Agua en la zona no saturada que se mueve por la fuerza de

gravedad.

Agua de suelo. Agua que se encuentra en la zona superior del suelo o en la zona

de aireación cerca de la superficie, de forma que puede ser cedida a la atmósfera

por evapotranspiración.

Agua estancada. Agua inmóvil en determinadas zonas de un río, lago, estanque o

acuífero.

Agua freática. Agua subterránea que se presenta en la zona de saturación y que

tiene una superficie libre.

Agua subterránea. Agua que puede ser encontrada en la zona saturada del suelo,

zona formada principalmente por agua. Se mueve lentamente desde lugares con

alta elevación y presión hacia lugares de baja elevación y presión, como los ríos y

lagos.

Agua superficial. Toda agua natural abierta a la atmósfera, como la de ríos, lagos,

reservorios, charcas, corrientes, océanos, mares, estuarios y humedales.

1.5 Tratamiento para su empleo

1.5.1 Tratamiento físico.

Adsorción: Aprovecha las fuerzas físicas, comúnmente las de Van der Waals, entre

los contaminantes y diferentes minerales o matrices con gran área superficial para

atrapar los contaminantes. Este mecanismo se denomina adsorción y las matrices

comúnmente utilizadas son el carbón activado, la zeolita, las resinas y las arcillas.

Con este procedimiento es fácil retener los compuestos orgánicos disueltos y

algunos metales pesados.

Filtros de arena: Remueven las partículas que posiblemente no fueron retenidas en

el tanque de sedimentación. Para aplicar este proceso se recomienda que

previamente se haya hecho una estabilización de pH, una estructura que retenga

las partículas grandes en el agua y un tanque de aireación.

Ciclón: Es un centrifugador que separa la materia por sus propiedades físicas como

la afinidad al agua.

Aireación: Es el proceso utilizado ya sea para mezclar, circular, o disolver aire dentro

de un líquido u otra sustancia. Se utiliza con frecuencia como un método secundario

en el tratamiento de las aguas residuales. Los mezcladores o difusores de aireación


se utilizan para exponer las aguas residuales o el agua sucia al aire. Cuando se

agrega aire, se liberan algunos de los gases del agua, tales como el dióxido de

carbono y el sulfuro de hidrógeno, este último responsable del mal sabor y olor del

agua.

1.5.2 Tratamiento químico.

Precipitación Química: Sirve para remover los coloides o las partículas suspendidas

modificando su configuración electrónica, es decir modificando la carga de las

partículas para volverla más afines a un coagulante especial y formar partículas más

grandes, estos procesos son conocidos como floculación y coagulación.

Oxidación Química: Este tratamiento consiste en modificar la estructura química de

los contaminantes por medio de agentes químicos muy oxidantes, catalizadores e

irradiación ultravioleta para disminuir su grado de toxicidad. Se usa para

compuestos fenólicos y en industrias de teñido.

1.5.3 Tratamiento biológico.

Consiste en el uso de microorganismos aerobios o anaerobios que degradan la

materia orgánica en provecho de su metabolismo. Entre los procesos más utilizados

están los reactores biológicos y tanques o lagunas de lodos activados.

1.6 Selección del fluido de control de acuerdo a las formaciones a

intervenir

1.6.1 Fluido bentonítico – no disperso.

Se llaman no dispersos ya que no utilizan dispersantes y las arcillas comerciales

agregadas al lodo, al igual que las que se incorporan de la formación, encuentran

su equilibrio en el sistema de una forma natural.

Usos:

• Este fluido es usado al inicio de la perforación.

1.6.2 Fluido bentonítico polimérico.

Este fluido se realiza con agua fresca o salada, considerando un contenido de calcio

menor a 200 ppm. (El Ca++ se controla con carbonato de sodio)

Usos:

• Este fluido se emplea para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla

1.6.3 Fluido disperso – no inhibido.

Este fluido utiliza dispersantes químicos para separar la bentonita sódica, no se

usan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos

perforados, maximizando su dispersión.


Este es el fluido de perforación más utilizado en la industria petrolera. La viscosidad

es controlada con dispersantes. Este fluido tiene una buena tolerancia a los

contaminantes más comunes y a grandes contenidos de sólidos.

Usos:

• Si a este fluido se le añaden surfactantes y una mayor dosis de lignitos resulta

excelente para perforar pozos de alta temperatura.

1.6.4 Fluido disperso – inhibido.

En este tipo de lodos se utilizan dispersantes químicos para separar la bentonita

sódica. Se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre

los sólidos perforados, maximizando su dispersión.


CAPÍTULO II “ASPECTOS GEOLOGICOS Y LITOLOGICOS

PARA LA SELECCIÓN DEL FLUIDO DE CONTROL”

2.1 Composición

2.1.1 Conceptos Básicos.

Formación. Una formación o formación geológica es una unidad litoestratigráfica

formal que define cuerpos de rocas caracterizados por unas propiedades litológicas

comunes como composición y estructura, que las diferencian de las adyacentes.

Pueden asociarse en unidades mayores como grupos, subdividirse en miembros o

diferenciarse unidades menores significativas como capas.

Rocas. Se denomina roca al conjunto de minerales y fragmentos de otras rocas que

se relacionan entre sí en el tiempo, en el espacio y en su génesis, y que forman

parte de la litosfera.

2.1.2 Tipos de rocas.

Rocas ígneas o magmáticas. Este tipo de rocas se forman al consolidar un magma.

Si la consolidación se produce en zonas profundas de la litosfera, se denominan

rocas plutónicas o intrusivas, por el contrario, cristalizan en la superficie, se les

denomina rocas volcánicas o extrusivas. Si la formación se realiza cerca de la

superficie, rellenando estructuras como diques, lacolitos, filones o similares, se les

denomina rocas filonianas, subvolcánicas o hipoabisales.

Rocas metamórficas. Son aquellas rocas que han sufrido un proceso de

metamorfismo, es decir, que han sufrido transformaciones en estado sólido debido

a un cambio en las condiciones de presión, temperatura y a la presencia de fluidos

químicamente activos.

Rocas sedimentarias. son aquellas que se han formado por acumulación y

diagénesis de materiales que han sufrido transporte y sedimentación en una cuenca

sedimentaria, y donde además pueden intervenir otros factores como la actividad

biológica y la precipitación química.

2.2 Propiedades Petrofísicas

2.2.1 Porosidad.

La porosidad es la capacidad de las rocas para contener fluidos y es el resultado de

la relación entre el volumen de espacios vacíos sobre el volumen total de la roca.

= Volumen Vacío / Volumen Total


2.2.2 Permeabilidad.

La permeabilidad se define como la propiedad de una roca para permitir el paso de

un fluido a través de los espacios vacíos (poros) interconectados. La permeabilidad

está determinada por la ecuación que define la “Ley de Darcy”. Darcy estableció

que el caudal que atraviesa un medio poroso es proporcional al gradiente hidráulico

y al área de flujo.

Donde: Q: Flujo (cc/seg) ΔP: Diferencia de presión (atm/cm) A: Área (cm2) μ: Viscosidad (ctp) L: Longitud (cm) K: Cte de proporcionalidad (Darcies)

2.2.3 Saturación de fluidos.

Es la relación del volumen de fluido dentro del volumen total poroso.

Sw – 1 = So

Donde:

Sw = saturación de agua (%)

So = saturación de aceite (%)

2.2.4 Presión Capilar.

Diferencia de presión que se produce entre dos fases de fluidos inmiscibles en las

gargantas porales y que genera contracción de los mismos, ocupando la menor área

posible por unidad de volumen. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto

dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos.

La presión en el lado del fluido no-mojante de la interfase (Pnw), es mayor que la

presión para el lado del fluido mojante (Pn). Esta diferencia de presiones se define

como presión capilar (Pc).

Pc=Pnw-Pw

2.2.5 Mojabilidad.

Preferencia de una roca a ser embebida por un determinado fluido, hecho que

determina el comportamiento de hidrocarburo o del agua a lo largo de la historia de

la producción de un yacimiento. Angulo medido a través de la fase mojante que

conforma la interfase agua/aceite en un contacto con la superficie sólida.


Un ángulo de contacto pequeño (< 90°) indica que la mojabilidad es muy alta, y el

fluido se extenderá sobre la superficie; ángulos de contacto grandes (> 90°)

significan que la mojabilidad es baja y el fluido disminuirá el contacto con la

superficie, formando una gota compacta.

2.3 Medios para identificar las formaciones y su problemática

2.3.1 Registros Geofísicos y su clasificación.

Los registros geofísicos de pozos constituyen una de las informaciones básicas

obtenidas durante la perforación de un pozo petrolero, ya que permiten determinar

propiedades geológicas y petrofísicas de las rocas tales como litología, porosidad,

saturación de fluidos y, por consiguiente, su capacidad de producción de

hidrocarburos y su calidad de rocas almacén y sello. De esta manera se tiene un

mayor criterio a la hora de elaborar el fluido de control adecuado.

Un registro geofísico es un gráfico X-Y en donde el eje Y representa la profundidad

del pozo y el eje X representa el o los valores de algunas características del pozo

que se pueden medir o calcular como son:

• Porosidad

• Saturación de fluidos

• Resistividad de las formaciones

• Agua de formación

• Conceptos de invasión de las formaciones

• Determinación de la resistividad del lodo, del filtrado de lodo y del enjarre

• Densidad

• Tiempo de tránsito

• Diámetro del agujero,

• por mencionar algunas.

Para determinar algunas características de las formaciones del subsuelo es

necesario llevar a cabo la toma de registros. Para esto se utiliza una unidad móvil

(o estacionaria en pozos costa afuera) que contiene un sistema computarizado para

la obtención y procesamiento de datos. También cuenta con el envío de potencia y

señales de comando a un equipo que se baja al fondo del pozo por medio de un

cable electromecánico. El registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la

sonda en frente de la formación, moviendo la herramienta lentamente con el cable.

Dentro de los objetivos del registro geofísico podemos mencionar:

• Determinación de las características de la formación: porosidad, saturación

de agua/hidrocarburos, densidad.

• Delimitación (cambios) de litología


• Desviación y rumbo del agujero

• Medición del diámetro del agujero

• Dirección del echado de formación

• Evaluación de la cementación

• Condiciones mecánicas de la TR.

2.4.1 Registros resistivos.

La cantidad de aceite o gas contenido en una unidad de volumen del yacimiento es

el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Para deducir la

resistividad de formación en la zona no invadida, las medidas de resistividad se

usan, solas o en combinación. Es decir, atrás de la zona contaminada por los fluidos

de control del pozo. También se usan para determinar la resistividad cercana al

agujero. Ahí, en gran parte, el filtrado del lodo ha reemplazado los fluidos originales

Las medidas de resistividad junto con la porosidad y resistividad del agua de

formación se usan para obtener la saturación de agua. La saturación obtenida de

las resistividades somera y profunda se compara para evaluar la productividad de

la formación. La resistividad de una formación pura saturada con agua es

proporcional a la resistividad del agua con la que se encuentra saturada.

2.4.2 Doble inducción fasorial.

La herramienta doble inducción fasorial realiza medidas de resistividad a tres

diferentes profundidades de investigación. De esta manera, proporciona

información para determinar las resistividades de la zona virgen, la zona barrida y

la zona de transición (en su caso). Con esta información se pueden obtener datos

de saturación y movilidad de fluidos (complementada con información de otras

herramientas). El sistema fasorial permite obtener datos más exactos para

diferentes valores de resistividad. La herramienta cuenta con un sistema de auto

calibración que mejora la precisión de la respuesta y reduce el efecto de las

condiciones ambientales. Además, el sistema de transmisión de datos en forma

digital del fondo a la superficie permite una mayor capacidad de señales libres de

ruidos.

Las principales aplicaciones de esta herramienta son:

• Interpretación de formaciones con diámetros grandes de invasión

• Formaciones con contraste medio-alto de resistividades

• Gráficos de invasión

• Pozos con lodos no conductivos.

2.4.3 Doble Laterolog telemétrico.

La herramienta Doble Laterolog proporciona dos mediciones con la mayor

profundidad de investigación, de tres mediciones necesarias que se requieren para


tratar de determinar la resistividad de la zona invadida (Rxo=) y de la zona virgen

(Rt), a éstas se les conocen como Lateral Somera (Lls) y Lateral Profunda (Lld). La

tercera medición requerida se puede obtener de correr la herramienta de Enfoque

Esférico o Micro esférico (MSFL) en forma independiente o combinada En la

herramienta DLL se permite que varíe tanto el voltaje emitido como la corriente (pero

manteniendo el producto potencial constante), con lo cual brinda un rango de

mediciones.

Aplicaciones principales:

• Resistividad en la zona virgen y zona lavada

• Perfiles de invasión

• Correlación

• Detección de vista rápida de hidrocarburos

• Control de profundidad

• Indicador de hidrocarburos móviles

2.4.4 Microesférico enfocado.

Esta herramienta surge de la necesidad de conocer Rxo para realizar correcciones

a las lecturas de otras herramientas y tener un valor adecuado de Rt. Durante el

desarrollo de las herramientas de registros se han pasado por varias etapas hasta

llegar al SRT (Spherically Focused Resistivity Tool). Previos a esta generación

podemos citar microlog, microlate- rolog y proximidad. La herramienta actual se

conoce genéricamente como registro Microesférico (Micro Spherical Focused Log).

Se basa en el principio de enfoque esférico usado en los equipos de inducción, pero

con un espaciamiento de electrodos mucho menor. En este caso los electrodos se

ubican en un patín de hule que se apoya directamente sobre la pared del pozo. El

arreglo Microesférico reduce el efecto adverso del enjarre del fluido del pozo. De

esta manera se mantiene una adecuada profundidad de investigación.

Principales aplicaciones:

• Resistividad de la zona lavada

• Localización de poros y zonas permeables

• Indicador de hidrocarburo móvil

• Calibrador.

2.4.5 Registros nucleares.

La determinación de la porosidad de la formación se puede hacer de manera

indirecta a través de las medidas obtenidas de herramientas nucleares o acústicas.

Las herramientas nucleares utilizan fuentes radiactivas. Mediante la medición de la

forma de interactuar, con la formación de las partículas irradiadas por la fuente, se

pueden determinar algunas características.


Tipos de herramientas nucleares

• Radiación natural

• Rayos Gamma, espectroscopía

• Neutrones

• Neutrón compensado

• Rayos Gama, Litodensidad compensada

Las herramientas para medir la radiación natural no requieren de fuentes radiactivas

y la información que proporcionan es útil para determinar la arcillosidad y contenido

de minerales radiactivos de la roca. Las herramientas de neutrón compensado y

litodensidad requieren de fuentes radiactivas emisoras de neutrones rápidos y rayos

Gamma de alta energía, respectivamente. Dada la forma diferente en que las

partículas interaccionan con la materia, resulta útil la comparación directa de las

respuestas obtenidas para la detección de zonas con gas, arcillosas, etc.

2.4.6 Registros acústicos.

El equipo sónico utiliza una señal con una frecuencia audible para el oído humano.

El sonido es una forma de energía radiante de naturaleza puramente mecánica. Es

una fuerza que se transmite desde la fuente de sonido como un movimiento

molecular del medio. Este movimiento es vibratorio debido a que las moléculas

conservan una posición promedio. Cada molécula transfiere su energía (empuja) a

la siguiente molécula antes de regresar a su posición original. Cuando una molécula

transfiere su energía a otra, la distancia entre ellas es mínima, mientras que entre

la primera y la anterior a ella, la distancia es mayor que la normal. Las áreas de

distancia mínima entre moléculas se llaman "áreas de compresión" y las de mayor

distancia se llaman "áreas de rarefacción". Un impulso de sonido aparecerá como

un área de compresión seguida por un área de rarefacción.

2.4.7 Sónico digital.

La energía sónica emitida desde el transmisor impacta la pared del pozo. Esto

origina una serie de ondas en la formación y en su superficie. El análisis del tren de

ondas complejo proporciona la información concerniente a la disipación de la

energía de sonido en el medio. La herramienta Sónico Digital permite la digitación

del tren de ondas completo en el fondo, de tal manera que se elimina la distorsión

del cable. La mayor capacidad de obtención y procesamiento de datos permite el

análisis de todos los componentes de la onda de sonido (ondas compresionales,

transversales y Stoneley).

Las aplicaciones principales de la herramienta son:

• Correlación de datos sísmicos

• Sismogramas sintéticos

• Determinación de porosidad primaria y secundaria


• Detección de gas

• Detección de fracturas

• Características mecánicas de la roca

• Estabilidad del agujero

• Registro sónico de cemento


CAPÍTULO III “FLUIDOS DE CONTROL EMPLEADOS EN

LA CONSTRUCCIÓN DE POZOS”

3.1 Clasificación y Funciones de acuerdo a las etapas operativas

3.1.1 Fluidos de perforación.

Un fluido de perforación también denominado lodo de perforación. Se trata de una

suspensión de sólidos, líquidos o gases en un líquido. El líquido en el cual todos los

aditivos químicos están suspendidos se conoce como fase continua del líquido de

control o lodo y las partículas sólidas o líquidos suspendidos dentro de otro

(glóbulos) constituyen la fase discontinua; cuando se conoce la constitución de la

fase continua, se obtiene el tipo de sistema de fluido conocido como base del lodo.

En un lodo base agua algunos aditivos químicos que son sólidos se disuelven o

dispersan en la fase continua. Se forma una mezcla homogénea que proporcionará

un sistema de fluido de perforación.

3.1.2 Composición.

Están formados por dos fases, la fase continua que es el medio portador y la fase

dispersa que está formada por partículas coloidales de naturaleza arcillosa y/o

compuestos orgánicos e inorgánicos los cuales le imparten las propiedades

requeridas para perforar, terminar y reparar un pozo.

3.1.3 Medio portador.

Puede ser agua, aceite y/o gas. El agua para su empleo puede proceder de ríos,

agua dulce, acuíferos, mar y salobre. No debe tener agentes contaminantes que

impidan que los materiales y aditivos químicos desarrollen las propiedades

requeridas para su aplicación, además de no debe tener agentes de carácter tóxico

3.2.1 Funciones principales.

Los fluidos de perforación deben de cumplir con cuatro propiedades indispensables

en el sistema de circulación, las cuales son:

TIPO DE FLUIDO FASE DISCONTINUA FASE CONTINUA

Base agua Bentonita, Barita,

Dispersantes y ciertos

polímeros, integran el

7% al 27% de los sólidos

y el 3% de lubricantes

líquidos como volumen.

El agua representa el

60% al 90% del volumen

del sistema.


MATERIALES FUNCIONES PROPIEDADES

Bentonita Acarreo de recortes Viscosidad

Bentonita Suspensión de recortes Gelatinocidad

Bentonita Control de filtración Impermeabilidad

Barita Control de presiones de

la formación

Densidad

3.2.2 Funciones complementarias.

• Enfriar y lubricar la barrena y sarta de perforación.

• Transmitir potencia hidráulica a la barrena.

• Soportar parte del peso de la sarta de perforación.

• Proteger la sarta de perforación de la corrosión.

• Permite la obtención de información de las formaciones penetradas.

3.2 CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE ACUERDO A LA NATURALEZA

DE LAS FORMACIONES

3.1.2 Fluidos de terminación.

Los fluidos de terminación y reparación son diseñados para controlar la presión,

realizar operaciones de limpieza y proteger la formación productora mientras se

realizan los trabajos correspondientes. Estos fluidos son utilizados para eliminar

ciertos tipos de daños al a formación.

Composición:

Los fluidos de terminación comúnmente son salmueras (cloruros, bromuros y

formiatos).

Sistema de fluidos sin sólidos:

Este sistema es el preferido para la terminación o reparación ya que tiene la

característica de proteger las formaciones, además, estos sistemas sirven como

fluidos de empaque que pueden acelerar las operaciones de reparación.

Los sistemas sin solidos son soluciones de diversas sales que se clasifican en

monovalentes y bivalentes.

SOLUCIONES MONOVALENTES

Cloruro de sodio

Bromuro de sodio

Formiato de sodio


Cloruro de potasio

Bromuro de potasio

Formiato de potasio

Formiato de cesio

SOLUCIONES BIVALENTES

Cloruro de calcio

Bromuro de calcio

Bromuro de zinc

Ventajas de fluidos limpios:

• No dañan la formación productora

• El retorno a la permeabilidad es excelente

• Se mezclan a la densidad deseada

• Tienen tasas de corrosión bajas

• Son estables a las condiciones del pozo

• Compatibles con aditivos químicos

• No son dañinos a la salud y medio ambiente

3.1.3 Fluidos empacantes.

Los fluidos empacadores son utilizados en la etapa final de la terminación del pozo,

estos fluidos son colocados en los espacios anulares entre las tuberías de

producción y las de revestimiento, y esto con la finalidad de que estas se protejan

de los efectos de la corrosión y faciliten la recuperación de los aparejos de

producción.

También, son empleados para obtener una presión hidrostática en la parte externa

de las tuberías de producción y así poder evitar alguna falla por colapsos en las

tuberías de revestimiento, en algunas áreas de presión anormal.

Propiedades de los fluidos empacantes:

• Estable a condiciones de presión y temperatura

• No ser corrosivo

• Que evite la formación de bacterias

• Que esté libre de solidos indeseables

• Que no dañe las formaciones productoras

• Que no dañe el medio ambiente

• Que facilite la recuperación de aparejos de producción.

Fluidos empacantes base agua:

Los fluidos empacantes pueden ser base agua o base aceite, los base agua por su

naturaleza química, requieren el empleo de agentes químicos como inhibidores de


corrosión, alcalinizantes, secuestradores de gases y algunos bactericidas y

viscosificantes como complemento para así poder cumplir su función como fluidos

empacantes de manera eficiente.

Composición:

• Agua con densidad de 1.0 gr/cc

• Salmuera sódica con densidad de 1.03 a 1.19 gr/cc

• Salmuera cálcica con densidad de 1.20 a 1.39 gr/cc

• Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: CaCl2-CaBr2-ZnBr2 las cuales

pueden variar sus densidades desde 1.31 hasta 2.30 gr/cc-

Ventajas:

• Una de las principales ventajas de estos fluidos empacantes base agua es

que no dañan el medio ambiente y que son de un menor costo, actualmente

son los más demandados.

• Para este fluido es posible utilizar agua tratada, siempre y cuando cumpla

con una densidad de 1.0 gr/cc y verificar con un equipo de filtración que no

rebase los 30 NTU de índice de turbidez.

• De igual forma es posible utilizar salmueras sódicas o cálcicas siempre y

cuando cumplan con ciertos requisitos:

• El cloruro de sodio debe solicitarse con una pureza del 99% y el cloruro de

calcio con 95% de pureza como mínimo.

• Y se debe ajustar su Ph a 9.5.

3.3 Tipos de Lodos y sus propiedades.

3.3.1 Lodo base agua.

Cuando se le agrega al agua a los productos químicos orgánicos se les denomina

lodos base agua con dispersantes orgánicos, y cuando se les agrega aceite se

denominan emulsionados.

Los primeros son los más utilizados y se clasifican de acuerdo al dispersante usado

en su control. Los lodos base agua emulsionados requieren en su preparación

aceite, diésel o crudo en cantidad de 5 a 10% del volumen total del lodo.

Ventajas:

• Aumentar el avance de la perforación.

• Prolongar la vida de la barrena.

• Reducir la torsión y embolamiento de la barrena.

• Prevenir pegaduras por presión diferencial.

• Mejorar el enjarre.

• Incrementar la lubricidad de la barrena.


3.3.2 Lodos Base Aceite.

El lodo base aceite se refiere a lodos preparados en aceite con un porcentaje de 1

a 5% de volumen de agua, mientras que el lodo de emulsión inversa se usa para

designar un lodo con más del 5% y hasta con 40% de volumen de agua; éste se

puede dispersar y emulsificar con aceite.

Estos fluidos son estables a altas temperaturas, inertes a la contaminación química

y pueden ser densificados después de ser ajustada la relación aceite-agua.

Usos:

• Formaciones con altas temperaturas.

• Formaciones con lutitas hidrófilas (arcillas deshidratadas).

• Formaciones con anhidrita o yeso 13.

• Formaciones salinas.

• Formaciones con intercalaciones de asfalto.

• Formaciones solubles.

• Protección de arenas productoras.

• Baches para liberar tuberías pegadas por presión diferencial.

• Zonas de alta presión.

3.4 Propiedades de los lodos de perforación.

3.4.1 Densidad.

Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en sitio los fluidos

de la formación. La densidad del lodo es el factor, considerado independientemente,

más importante para controlar las presiones de formación a lo largo de toda la

profundidad del pozo.

Para un pozo balanceado, la presión de formación no debe exceder la presión

hidrostática ejercida por la columna de lodo.

Se expresa en lb/ga en sistema inglés o gr/cc en sistema internacional.

3.4.2 Viscosidad.

La viscosidad del lodo mide la resistencia al flujo del lodo de perforación (dicho de

otra manera, la resistencia interna debida a la atracción de las moléculas de líquido);

entre mayor sea la resistencia, mayor será la viscosidad. La viscosidad entonces es

la resistencia del fluido al movimiento, y debe ser suficientemente alta para que el

lodo pueda mantener limpio el pozo y arrastre los cortes hasta la superficie.

3.4.3 Viscosidad plástica.

Es la viscosidad que resulta de la fricción mecánica entre:

• Sólidos


• Sólidos y líquidos

• Líquidos y líquidos

Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los sólidos

presentes en el fluido, y se controla con equipos mecánicos de Control de Sólidos.

Este control es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo

para obtener altas tasas de penetración (ROP).

3.4.4 Punto cedente.

Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones

dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra

en movimiento. El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del

fluido en condiciones dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de

los contaminantes solubles como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de

formación.

3.4.5 Filtrado.

El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia

las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial.

Esta característica es afectada por los siguientes factores:

• Presión Dispersión

• Temperatura Tiempo

3.4.6 Potencial de hidrógeno.

El pH indica si el lodo es ácido o básico. La mayoría de los fluidos base acuosa son

alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7.5 a 11.5. Cuando el pH varía de 7.5

a 9.5, el fluido es de bajo pH y cuando varía de 9.5 a 11.5, es de alto pH. El valor

del pH se puede medir de forma precisa mediante un potenciómetro, también

conocido como pH-metro (/pe achímetro/ o /pe ache metro/), un instrumento que

mide la diferencia de potencial entre dos electrodos: un electrodo de referencia

(generalmente de plata/cloruro de plata) y un electrodo de vidrio que es sensible al

ion de hidrógeno.

El pH de una disolución se puede medir también de manera aproximada empleando

indicadores: ácidos o bases débiles que presentan diferente color según el pH.

Generalmente se emplea un papel indicador, que consiste en papel impregnado con

una mezcla de indicadores cualitativos para la determinación del pH. El indicador

más conocido es el papel de litmus o papel tornasol. Otros indicadores usuales son

la fenolftaleína y el naranja de metilo.

3.4.7 Salinidad.

El contenido salino del lodo puede incrementarse para estabilizar la formación salina

y reducir el lavado de las paredes del pozo como resultado de que la formación se


esté derrumbando. Los lodos en agua salada deben estar preferiblemente

saturados, con el mismo tipo de sal de la formación. Las fluctuaciones menores

pueden indicar cambios de presión de formación.

3.4.8 Tixotropía.

Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y electroquímica

bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de suspensión del

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

que la origina el mismo tipo de sólido. Esta fuerza debe ser lo suficientemente baja

para: Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie,

principalmente en la trampa de arena. Permitir buen rendimiento de las bombas y

una adecuada velocidad de circulación Minimizar el efecto de succión cuando se

saca la tubería Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido.

3.4.9 Reología.

Es la ciencia de la deformación y flujo de los materiales. Es la rama de la física que

trata sobre la mecánica de los cuerpos deformables. Deformación. La deformación

que sufren los materiales puede ser arbitrariamente dividida en dos tipos generales:

• Deformación espontáneamente reversible llamada elasticidad.

• Deformación irreversible denominada flujo.

3.4.10 Elasticidad.

Corresponde a una energía mecánicamente recuperable. Es decir, el trabajo

empleado en deformar un cuerpo perfectamente elástico, es recuperado cuando el

cuerpo es retornado a su forma original indeformada. Esta deformación es

considerada como una función del esfuerzo.

3.4.11 Flujo.

Corresponde a la conversión de la energía mecánica en calor. El trabajo empleado

en mantener el flujo es disipado en una forma de calor y no es mecánicamente

recuperable. En el flujo, la deformación es una función del corte.

3.4.12 Corte.

El corte es un tipo de deformación muy importante. En donde el corte simple es un

caso especial de una deformación laminar y puede ser considerado como un

proceso, en el cual planos paralelos infinitamente delgados, se deslizan uno sobre

otro; como en un paquete de naipes.

3.4 Equipos empleados para su evaluación

3.4.1 Balanza de lodos (Densidad).

Este procedimiento de prueba es un método para determinar el peso (densidad) de

un volumen dado de un líquido. La densidad puede ser expresada como libras por


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

kilogramos por metro cúbico (kg/m³).

La densidad (comúnmente llamada peso del lodo) se mide con una balanza de lodo

de suficiente precisión para obtener mediciones con un margen de error de 0,1 (0,5

o 5 de profundidad).

La balanza de lodo Figura 1, se compone principalmente de una base sobre la cual

descansa un brazo graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel de burbuja de aire,

caballero y contrapeso. Se coloca el vaso de volumen constante en un extremo del

brazo graduado, el cual tiene un contrapeso en el otro extremo. El vaso y el brazo

oscilan perpendicularmente al cuchillo horizontal, el cual descansa sobre el soporte,

y son equilibrados desplazando el caballero a lo largo del brazo.

Figura 1 Balanza de lodos

3.4.1.1 Procedimiento para determinar la densidad.

1. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con el lodo a probar.

2. Volver a colocar la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada,

asegurarse que parte del lodo sea expulsado a través del agujero de la tapa.

3. Limpiar el lodo que está fuera del vaso y secar el vaso.

4. Colocar el brazo de la balanza sobre la base, con el cuchillo descansando

sobre el punto de apoyo.

5. Desplazar el caballero hasta que el nivel de burbuja de aire indique que el

brazo graduado está nivelado.

6. En el borde del caballero más cercano al vaso, leer la densidad o el peso del

lodo.

El resultado se debe ajustar a la graduación de escala más próxima, en lb/gal, lb/ft³,

psi/1000 ft de profundidad o en Gravedad Específica (SG).


3.4.2 Embudo Marsh (Viscosidad cinemática).

El viscosímetro de Marsh Figura 2, es un embudo que tiene un diámetro de 6

pulgadas en la parte superior y una longitud de 12 pulgadas. En la parte inferior, un

tubo de orificio liso de 2 pulgadas de largo, con un diámetro interior de 3/16 pulgada,

está acoplado de tal manera que no hay ninguna constricción en la unión. Una malla

de tela metálica con orificios de 1/16 de pulgada, cubriendo la mitad del embudo,

está fijada a 3/4 de pulgada debajo de la parte superior del embudo.

Figura 2 Embudo Marsh

3.4.2.1 Procedimiento que se sigue para determinar la viscosidad con el

viscosímetro de Marsh.

1. Mantener el embudo en posición vertical, tapar el orificio con un dedo y verter

la muestra de lodo recién obtenida a través de la malla dentro de un embudo

limpio, hasta que el nivel del fluido llegue a la parte inferior de la malla.

2. Retirar inmediatamente el dedo del orificio y medir el tiempo requerido para

que el lodo llene el vaso receptor hasta el nivel de 946 cm³ indicado en la

jarra. El resultado se ajusta al segundo entero más próximo como indicación

de viscosidad Marsh. Registrar la temperatura del fluido en grados Fahrenheit

o Celsius.

3.4.3 Viscosímetro FANN 35 (Viscosidad dinámica).

Los viscosímetros de indicación directa Figura 3, son instrumentos de tipo rotativo

accionados por un motor eléctrico o manualmente. El fluido de perforación está

contenido dentro de un espacio anular entre dos cilindros concéntricos. El cilindro

exterior o manga del rotor es accionado a una velocidad rotacional constante (rpm).

La rotación del cilindro externo produce un esfuerzo de torsión sobre el cilindro

interno o plomada. Una torsión del resorte impide el movimiento del cilindro interno,

y un disco graduado (dial) unido al cilindro interno indica el desplazamiento del


cilindro interno. Las constantes del instrumento han sido ajustadas para que la

viscosidad plástica y el punto de cedencia se obtengan utilizando lecturas de la

velocidad de la manga del rotor de 300 y 600 rpm. El instrumento de 115 volts es

accionado por un motor sincrónico de dos velocidades para obtener velocidades de

3, 6, 100, 200,300 y 600 rpm. Este viscosímetro es el más usado.

La temperatura máxima de operación es de 120 para fluidos poliméricos y 150 para

fluidos emulsión inversa. Si un fluido se elevara a mayor temperatura debe usarse

un cilindro interior de metal solido o uno hueco con el interior completamente seco.

El líquido atrapado dentro de un cilindro interior hueco puede vaporizarse cuando

se sumerge en fluidos de alta temperatura y causar que explote.

Figura 3 Viscosímetro FANN 35

3.4.3.1 Procedimiento para determinar la viscosidad aparente,

viscosidad plástica y punto de cedencia.

1. Colocar la muestra recién agitada dentro de un vaso térmico y ajustar la

superficie del lodo al nivel de la línea trazada en la manga de rotor.

2. Calentar o enfriar la muestra hasta la temperatura de operación. Agitar a 600

rpm mientras se ajusta la temperatura.

3. Con la manga del rotor girando a 600 rpm, espere a que la lectura del disco

alcance un valor fijo, anote la lectura obtenida a 600rpm. (Cambiar las

velocidades solamente cuando el motor está en marcha).

4. Ajustar el conmutador a la velocidad de 300 rpm. Esperar que el cuadrante

indique un valor constante y registrar el valor indicado para 300 rpm.


5. Para registrar el valor indicado a 3, 6, 100, 200 rpm se realiza el mismo

procedimiento que en el punto 4 con sus respectivas revoluciones por minuto.

6. Viscosidad plástica en centipoise = indicación a 600 rpm menos indicación a

300 rpm.

7. Punto Cedente en lb/ft² = indicación a 300 rpm menos viscosidad plástica en

centipoise.

8. Viscosidad aparente en centipoise = indicación a 600 rpm dividida por 2.

3.5.3.2 Procedimiento para determinar el esfuerzo gel.

1. Agitar la muestra a 600 rpm durante aproximadamente 10 segundos.

2. Apagar el motor y permitir que el lodo permanezca en reposo durante 10

segundos pasado el tiempo de reposo se agita la muestra a una velocidad

de 3 rpm, la lectura máxima leída es el valor de la fuerza de gel inicial (gel a

10 segundos) en lb/100ft².

3. Repetir las etapas del 1 al 3, dejando un tiempo de 10 minutos de reposo,

reporte la lectura máxima leída como gel a 10 minutos en lb/100ft².

Todos los resultados de las lecturas a diferentes rpm (L600, L300, L200, L100, L6,

L3) se expresan en cp.

• Viscosidad aparente (cp)

• Viscosidad plástica (cp)

• Punto de cedencia (lb/100ft²)

• Gelatinosidad (lb/100ft²)


3.4.4 Retorta (Evaluación de fases dispersa y continua).

El instrumento llamado retorta proporciona los medios para separar y medir los

volúmenes de agua, aceite y sólidos contenidos en una muestra de lodo ya sea

base agua o base aceite.

En la retorta se sabe el volumen de una muestra de lodo debido a que esta es

calentada para vaporizar los componentes líquidos los cuales son condensados y

recolectados en un receptor graduado. El volumen total de sólidos (suspendidos y

disueltos) es obtenido por la diferencia (volumen total de la muestra, menos el

volumen del líquido). El conocimiento del contenido de agua, aceite y sólidos es

fundamental para el control adecuado de las propiedades del lodo tales como:

relación aceite / agua, reología, densidad, filtración y salinidad de la fase acuosa. El

conocimiento de los sólidos en un lodo base aceite es esencial para la evaluación

del equipo de control de sólidos.

Instrumento retorta con accesorios Figura 4:

1. Taza de muestra

2. Condensador de líquidos

3. Elemento de calentamiento

4. Colector del líquido (probeta)

5. Lana de acero fina

6. Grasa de silicón para altas temperaturas limpiador de tubería

7. Espátula con forma de cuchilla

8. Agente antiespumante

Figura 4 Kit de Retorta


3.4.4.1 Procedimiento que se sigue para determinar el contenido de

aceite, agua y sólidos.

1. Asegurar de que la copa de la retorta para la muestra, el tubo del

condensador y el recibidor del líquido estén limpios, secos y fríos a su uso

previo.

2. Tomar una muestra de lodo y pasarlo por la malla 20 del embudo marsh para

eliminar material de perdida de circulación, recortes grandes o partículas.

3. Lubricar las cuerdas de la copa de la muestra y el tubo del condensador con

una cantidad ligera de grasa de silicón. Esto previene que se pierda vapor a

través de las roscas, facilita el desensamble del equipo y limpieza al final de

la prueba.

4. Empacar ligeramente un anillo de fibra de acero en la parte superior interna

de la cámara. Usar solamente la cantidad suficiente de esta para evitar que

los sólidos pasen al colector de líquidos (esto es determinado por la

experiencia).

5. Llenar la copa de la retorta con la muestra de lodo libre de gas.

6. Colocar con cuidado la tapa sobre la copa y dejar que el exceso de muestra

salga por el agujero de la tapa, para asegurar el volumen correcto de

muestra.

7. Con la tapa mantenida firmemente en su lugar, limpiar el exceso de lodo,

asegurarse de que la cuerda de la tapa este todavía cubierta con la grasa de

silicón y que el agujero de la tapa no esté tapado.

8. Enroscar la copa en la cámara de la retorta con su condensador.

9. Colocar el recibidor del líquido, limpio y seco debajo del tubo de descarga del

condensador.

10. Calentar la retorta y observar la caída del líquido por el tubo del condensador.

Continuar calentando durante 10 minutos más a partir del tiempo y que no se

obtenga más condensado líquido.

11. Remover el receptor del líquido de la retorta. Verificar si hay sólidos en el

líquido recuperado. Si es así el lodo entero ha hervido sobrepasando el

excedente de la copa y la prueba deberá repetirse.

12. Leer el volumen de agua y aceite recibido después de que se enfrió a

temperatura ambiente. Registrar los volúmenes (o por ciento de volumen) de

agua y aceite colectado.

Los resultados se obtienen a partir de las siguientes ecuaciones:

• Volumen por ciento de agua (Vw)


• Volumen por ciento de aceite (Vo)

• Volumen por ciento de sólidos (Vs)

• Relación aceite/agua (o/w)

fase acuosa =

relación aceite =

relación agua =

3.4.5 Prensa filtro API (Capacidad filtrante).

Prueba a baja presión y baja temperatura, el equipo utilizado para esta prueba es

una prensa de filtrado, consiste generalmente de una celda cilíndrica para el lodo,

la cual tiene un diámetro de 3 pulgadas y una altura no más de 2.5 pulgadas.

3.4.5.1 Procedimiento para determinar el filtrado API.

1. Debe de estar seguro cada parte de la celda, particularmente de la malla, la

cual debe de estar limpia y seca; las juntas no deben de estar deformadas o

gastadas. Verter la muestra de lodo dentro de la celda a menos de 1/2

pulgada (13mm) de la tapa (para reducir al mínimo la contaminación del

filtrado con CO2) y completar el ensamblado con el papel filtro en su lugar.

2. Colocar el cilindro graduado bajo el tubo de drenar para recibir el filtrado.

Cerrar las válvulas de descarga y ajustar el regulador para aplicar una

presión de 100 psi ± 5 (690 KPa ± 35) en 30 segundos o menos. El periodo

de la prueba comienza en el instante en el que se aplica la presión.

3. Al cabo de 30 minutos medir el volumen del filtrado. Cerrar el flujo en el

regulador de la presión y abrir la válvula de descarga cuidadosamente.

4. Reportar el volumen de filtrado en centímetros cúbicos (a 0.1 cm³) como

filtrado API y la temperatura inicial del lodo en °F (°C). Guardar el filtrado para

realizar pruebas químicas posteriormente.


5. Quitar la celda del armazón asegurándose primero de que se halla liberado

primero toda la presión. Usar la más extrema precaución para liberar el papel

filtro con un mínimo de alteración del enjarre, desarmar la celda y desechar

el lodo. Lavar el enjarre sobre el papel con una corriente ligera de agua.

6. Medir y reportar el espesor del enjarre el cual debe de estar cercano a 1/32

de pulgada. (0.8mm).

7. Aunque las descripciones del enjarre son subjetivas, tales notaciones como

duro, suave, resistente, elástico, firme etc., puede dar una información

importante sobre la calidad del enjarre.

8. Reportar el volumen de filtrado en centímetros cúbicos (a 0.1 cm³) como

filtrado API y la temperatura inicial del lodo en °F (°C).

Figura 5 Prensa Filtro API


CONCLUSIONES

Después de elaborar este trabajo escrito de manera exitosa, se logró analizar y comprender la importancia del agua y su empleo en la industria petrolera, específicamente en el área de perforación, durante la construcción de pozos, así mismo se comprendió que conocer los aspectos geológicos y litológicos es vital durante las etapas operativas, lo cual nos ayuda a una selección adecuada de los materiales para la elaboración del fluido de control, y desarrolle sus funciones de manera efectiva.

Poder conocer el fluido de control que vamos a emplear en la etapa de perforación es fundamental, ya que de este y sus correctas propiedades como lo son la viscosidad, densidad, gelatinosidad e impermeabilidad, depende la estabilidad del pozo y el éxito de la construcción de este, así como, que en el espacio anular el fluido efectué de manera eficiente la suspensión y acarreo de recortes, control de filtrado y control de presiones para proteger las paredes del pozo.

El empleo de los equipos para la evaluación de las propiedades que se requiere tenga el fluido de perforación, es vital, debido a que, desde la construcción del pozo, y durante las actividades operativas, se requiere tener un monitoreo constante de las propiedades del fluido de perforación, ya que como se mencionó en el presente trabajo se necesita que las funciones de este sean eficaces y de acuerdo a las formaciones que se estén atravesando. Para de esta forma asegurar el éxito de la construcción del pozo y evitar problemas como brotes, descontrol, derrumbes, y hasta la mala terminación del pozo.

Dicho lo anterior se concluye que el agua es el recurso natural principal más importante que necesitamos en la industria petrolera en las diferentes etapas durante la construcción de pozos, ya que esta causa un gran impacto a nivel nacional y mundial tanto en cuestiones económicas, ambientales y como en cuestiones de abundancia en el área donde se lleve a cabo la perforación.

Es muy importante hacer conciencia acerca de los diferentes tipos de agua que existen y del porcentaje de agua con el que contamos para poder realizar nuestras labores tanto en la vida diaria, como en el aspecto industrial, hablado de la industria del petróleo y gas, en la etapa de perforación, ya que el empleo de esta de manera adecuada y en cantidad necesaria, así como los tratamientos para su empleo, constituyen un factor importante en el cuidado del medio ambiente.

Es de gran ayuda el continuar con el desarrollo de investigación, sobre el tema del agua y su empleo en la industria del petróleo y gas, para que de esta manera se concientice al público y se comprenda el alcance que tiene este recurso dentro de la industria. Ya que como se ha venido observando a lo largo de los años, y a pesar de que se ha catalogado a la industria como poco o nada amigable con el medio ambiente, en esta se busca generar el menor impacto negativo.


REFERENCIAS

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“CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN