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• LUIS ANTONIO BARRIENTOS

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Universidad Autónoma Gabriel René Moreno Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera: Ingeniería Petrolera

Practicas de Campo en el Área de Fluidos de Perforación

Huascar Villegas Delgadillo

Diseño de Fluidos de Perforación y Equipo de Control de Sólidos Empresa: MI-SWACO

Santa Cruz de la Sierra – Bolivia

Informe de Prácticas

Fluidos de Perforación

Noviembre 2006 AGRADECIMIENTOS A mis padres, Zacarías Florencio Villegas Meleán y Ruth Delgadillo Martines, por su apoyo, dedicación, y sacrificios hechos para mi formación profesional. A los Ingenieros Felipe Aponte y Luís Fernando Soza, por su apoyo y aporte bibliográfico para la realización del presente trabajo. Al Señor Juan Pérez del Laboratorio de Fluidos de Perforación de MI-SWACO por su apoyo, enseñanzas y aporte bibliográfico para la realización del presente trabajo. Al Ingeniero Julio C. Toro por el apoyo y orientación durante el proceso de definición. A la empresa MI-SWACO por la oportunidad para realizar las Practicas en Fluidos de Perforación.

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Hoja de Abreviaturas y Siglas. Las siguientes abreviaturas y siglas con encontradas en el texto. API = Az = ml = ppm = mg/l = lb/bbl = bbl = cp = ft = gpm = Hp = Kips = lb. = lb/gal = min. = OBM = PC = plg = psi = ROP = rpm = seg. = VP = WBM =

Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute). Azimut Mililitros. (Unidad de volumen) Partes por millón (unidad de concentración). Miligramos por litro (unidad de concentración) Libras por barril (unidad de concentración) Barriles. centipoise. pies. Galones por minuto. Caballos de fuerza (horse power) Kilo libras libra. Libras por galón. minuto. Lodo base aceite (Oil Base Mud) Punto Cedente. pulgada. Libras por pulgada cuadrada (Pound Square Inch). Rata de penetración (Rate of Penetration). Revoluciones por minuto. Segundo. Viscosidad Plástica. Lodo Base Agua (Water Base Mud)

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INDICE RESUMEN……………………………………………………………………………………..7 CAPITULO I “FLUIDOS DE PERFORACION”.......................................................................8 1.-Introducción.............................................................................................................................8 2.- Marco Teórico y Conceptual..................................................................................................8 2.1.- Funciones del Fluido de Perforación...............................................................................8 2.2.- Diseño de Fluidos de Perforación..................................................................................10 2.3.- Tipos de Fluidos de Perforación....................................................................................11 2.3.1.- Fase Continua de los Fluidos de Perforación.........................................................12 2.3.2.- Fase Discontinua de los Fluidos de Perforación.....................................................12 2.3.3.- Características y Aplicación de los Fluidos de Perforación...................................13 2.4.- Química de las Arcillas..................................................................................................16 2.4.1.- Tipos de Arcillas.....................................................................................................16 2.4.2.- Arcillas Montmorilloníticas (Arcillas de Tres Capas)............................................18 2.4.3.- Hidratación de las Arcillas.....................................................................................19 2.4.4.- Procesos de Enlace de las Partículas de Arcilla.....................................................20 2.4.5.- Rendimiento de las Arcillas....................................................................................22 3.- propiedades fisico – quimicas del fluido..............................................................................23 3.1.- Prueba del Lodo Base Agua (WBM).............................................................................23 3.1.1.- Densidad del Lodo..................................................................................................23 3.1.2.- Propiedades Reológicas..........................................................................................25 3.1.3.- pH y Alcalinidad del lodo......................................................................................29 3.1.4.- Análisis del Filtrado................................................................................................31 3.1.5.- Análisis Químico del Lodo y Filtrado....................................................................35 3.1.6.- Análisis del Contenido de Líquidos y Sólidos........................................................42 3.1.7 Prueba de Glicol (Procedimiento de campo para determinar el contenido de glicol) ............................................................................................................................................47 3.1.8.- Viscosímetro Brookfield usado para obtener la Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte (LSRV)................................................................................................................48 3.1.9.- Temperatura............................................................................................................51 3.2.- Prueba del Lodo Base Aceite (Base Diesel, Base Aceite Mineral y Base Sintético)....52 3.2.1.- Densidad (Peso del Lodo)......................................................................................52 3.2.2.- Propiedades Reológicas..........................................................................................52 3.2.3.- Análisis del Filtrado................................................................................................52 3.2.4.- Actividad del Agua.................................................................................................53 3.2.5.- Estabilidad Eléctrica...............................................................................................54 3.2.6.- Análisis del Contenido de Líquido y Sólidos.........................................................55 3.2.7.- Análisis Químico del Lodo Base Aceite.................................................................56 3.3.- Prueba Piloto..................................................................................................................58 4.- Contaminación y Tratamiento..............................................................................................61 4.1.- Introducción...................................................................................................................61 4.2.- Contaminación de Anhidrita o Yeso.............................................................................61 4.2.1.- Factores de Detección.............................................................................................62 Huascar Villegas Delgadillo

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4.2.2.- Tratamiento.............................................................................................................62 4.2.3.- Convirtiendo el Sistema en un Sistema a Base de Calcio......................................63 4.3.- Contaminación de Cemento...........................................................................................63 4.3.1.- Factores de Detección.............................................................................................64 4.3.2.- Tratamiento del fluido de perforación para la contaminación de cemento:...........64 4.4.- Contaminación de Carbonatos.......................................................................................66 4.4.1.- Tratamiento de un Contaminante de Carbonato/Bicarbonato................................67 4.5.- Contaminación de Sal....................................................................................................67 4.5.1.- Halita (NaCl)..........................................................................................................68 4.5.2.- Silvita (KCl)...........................................................................................................68 4.5.3.- Carnalita (KMgCl3•6H2O)....................................................................................69 4.6.- Contaminación de Sulfuro de Hidrógeno (H2S)...........................................................69 4.7.- Contaminación con Temperatura...................................................................................70 4.7.- Contaminación por sólidos............................................................................................71 5.- Balance de Materiales...........................................................................................................71 CAPITULO II “CONTROL DE SÓLIDOS”............................................................................73 1.- Introducción..........................................................................................................................73 2.- MARCO TEÓRICO Y CONCEPTUAL..........................................................................73 2.2.- Clasificación de los Tamaños de Partículas..................................................................75 3.- Métodos de Separación de Sólidos.......................................................................................78 3.1.- Tanque de Asentamiento o Trampa de Arena...............................................................78 3.2.- Zarandas.........................................................................................................................78 3.2.1.- Mallas de Zarandas.................................................................................................80 3.3.- Hidrociclones.................................................................................................................81 a) Desarenadores................................................................................................................83 b) Desarcilladores..............................................................................................................83 c) Limpiadores de Lodo.....................................................................................................84 3.4.- Centrífugas.....................................................................................................................85 3.4.1.- Aplicaciones de la Centrífuga.................................................................................86 3.5.- Instalación del Equipo...................................................................................................88 4.- Manejo de Desechos.............................................................................................................90 4.1.- Dewatering.....................................................................................................................90 4.2.- Tratamiento y disposición de aguas...............................................................................91 4.3.- Transporte, almacenamiento y disposición final de recortes base agua........................92 4.4.- Transporte, almacenamiento y disposición final de recortes base aceite......................93 CAPITULO III “DESARROLLO EN LABORATORIO”........................................................94 1.- introduccion..........................................................................................................................94 2.- objetivos................................................................................................................................94 2.1.- Generales.......................................................................................................................94 2.2.- Específicos.....................................................................................................................94 3.- fundamentos Teóricos.-........................................................................................................95 4.- Desarrollo.- ..........................................................................................................................95 Experiencia Nº 1....................................................................................................................95 Experiencia Nº 2 ...................................................................................................................97 Experiencia Nº 3.- ...............................................................................................................100 Experiencia Nº 4.- ...............................................................................................................101 Experiencia Nº 5.- ...............................................................................................................104 Huascar Villegas Delgadillo

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Experiencia Nº 6.- ...............................................................................................................105 Experiencia Nº 7.- ...............................................................................................................106 Experiencia Nº 8. – .............................................................................................................109 Experiencia Nº 8 (Reformulado). – .....................................................................................110 Experiencia Nº 9.- ...............................................................................................................112 Experiencia Nº 10.-..............................................................................................................113 Experiencia Nº 11 (Adicional).-...........................................................................................116 CAPITULO iV “DESARROLLO EN EL CAMPO”..............................................................119 1.- Introducción....................................................................................................................119 2.- Antecedentes...................................................................................................................119 3.- Objetivos del Intervalo...................................................................................................119 4.- Sistema de Fluido de Perforación...................................................................................119 4.1.- Problemas Potenciales.-...........................................................................................120 4.2.- Recomendaciones ...................................................................................................120 4.3.- Aditivos que conforman el sistema GLYDRIL.......................................................120 4.4.- Pruebas Piloto .........................................................................................................121 5.- Sistema de Circulación.-.................................................................................................122 5.1.- Bombas....................................................................................................................123 5.2.-Cajones.....................................................................................................................123 5.3.- Equipo de Control de Sólidos..................................................................................126 5.4.- Equipo de Tratamiento de Desechos.......................................................................130 5.5.- Mud House (Almacén de los materiales).- .............................................................131 6.- Resumen de actividades y operaciones tramo 6 1/8”.....................................................132 6.1.- Introducción.............................................................................................................132 6.2.- Desarrollo de actividades.........................................................................................132 6.3.- Registro de los parámetros reológicos, análisis de sólidos y manejo de volúmenes ..........................................................................................................................................136 6.4.- Descripciones de operaciones de perforación.........................................................140 Conclusiones............................................................................................................................143 Recomendaciones....................................................................................................................144 Anexos.....................................................................................................................................144 Anexo I: Referencias Cruzadas de Productos......................................................................144 Anexo III: Tabla Poly Plus..................................................................................................152 Anexo IV: Tabla Glicol.......................................................................................................154 Anexo IV: Tabla Actividad del Agua..................................................................................156 Anexo V: Interpretación de los ensayos de alcalinidad.......................................................158 Anexo VI: Referencia Rápida para Reconocer y Tratar los Contaminantes.......................160 Anexo VII: Circuito de Circulación Rig. 151......................................................................164 Bibliografía..............................................................................................................................166

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RESUMEN.El presente trabajo es un estudio del diseño, preparación, aplicación, seguimiento y manejo de los fluidos de perforación, con el cual se pretende mostrar la importancia de su evaluación y acompañamiento durante las diversas actividades de perforación. El presente informe de prácticas se ha dividido en cuatro capítulos principales: El primer capítulo esta enteramente dedicado a las generalidades y conceptos básicos referentes a los fluidos de perforación con respecto a la descripción de sus funciones, diseño y tipos de fluidos de perforación, así como los procedimientos y equipos que se emplean para realizar las pruebas en laboratorio y campo. El segundo capítulo contiene a las generalidades y conceptos básicos aplicados a los equipos de control de sólidos, así como una descripción de los equipos usados en el campo, además de una breve mención del manejo de desechos de perforación y del tratamiento de las aguas. El tercer capítulo esta aplicado plenamente a la parte práctica de los procedimientos y equipos que se emplean para realizar las pruebas en laboratorio y campo El cuarto capítulo se dedica al desarrollo en el campo, así como la variación del diseño original del fluido de perforación puede sufrir debido a los problemas que surgen a raíz de la perforación del pozo. Se menciona también los problemas que se tuvieron en el campo durante el periodo de prácticas y las soluciones que se plantearon y aplicaron.

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CAPITULO I “FLUIDOS DE PERFORACION” 1.-INTRODUCCIÓN El objetivo de una operación de perforación es perforar, evaluar y terminar un pozo que producirá petróleo y/o gas eficazmente. Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. La responsabilidad de la ejecución de estas funciones es asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo y las personas que dirigen la operación de perforación. El deber de las personas encargadas de perforar el agujero incluyendo el representante de la compañía operadora, el contratista de perforación y la cuadrilla del equipo de perforación - es asegurar la aplicación de los procedimientos correctos de perforación. La obligación principal del ingeniero de lodo es asegurarse que las propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico. El ingeniero de lodo también debería recomendar modificaciones de las prácticas de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación. La ingeniería de fluidos de perforación diseña los fluidos técnica y económicamente más adecuados, aprovechando toda la antecedentes, estudios, evaluaciones e información que sea posible disponer sobre el área a perforar además de contar con la permanente actualización de nuevas tecnologías y sistema de fluidos de perforación. 2.- MARCO TEÓRICO Y CONCEPTUAL 2.1.- Funciones del Fluido de Perforación Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido es capaz de realizar aunque algunas de éstas no sean esenciales en cada pozo, las funciones mas comunes son las siguientes: 1. Transporta a superficie los recortes y derrumbes durante la perforación. La remoción de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la columna de perforación y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación. 2. Mantiene en suspensión los recortes cuando se suspende la circulación del fluido. Los lodos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales densificantes y los aditivos, sin embargo deben de permitir la remoción de lo recortes por el equipo de control de sólidos. La suspensión de los recortes requiere de fluidos con propiedades Tixotropicas (Gelificación bajo condiciones estáticas).

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3. Controla las presiones de la formación. Mediante la presión hidrostática que ejerce la columna del fluido en el agujero perforado. Esto impide que los fluidos de la formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos de la formación presurizados causen un reventón. 4. Protege la pared del agujero con un revoque semipermeable y estable. Cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la presión de la formación un delgado revoque de baja permeabilidad se deposita en la pared del pozo con el fin de limitar la invasión de filtrado de lodo a la formación. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforación y producción. 5. Sostiene las paredes del pozo. Con lodos base agua las diferencias químicas causan interacciones entre el fluido de perforación y la lutita, produciendo el cerramiento del agujero y por ende resistencias y fricciones durante el movimiento de la sarta de perforación. La inestabilidad del pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación creando condiciones de agujero reducido, puentes y relleno durante las maniobras. El ensanchamiento del pozo en arenas y areniscas se debe la erosión causada por las fuerzas hidráulicas. 6. Minimizar los daños a las formaciones productoras. 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 por las interacciones químicas (lodo) y mecánicas (conjunto de perforación) con la formación. 7. Soporta parte del peso de la tubería de perforación y los portamechas. El lodo ayuda a soportar una porción del peso de la columna de perforación debido al empuje ascendente del fluido de perforación conocido como factor de flotación (Principio de Arquímedes), reduciendo la carga del gancho en la torre de perforación. 8. Enfriar y lubricar a la barrena y la sarta de perforación. Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción en el trepano y en la columna de perforación. La circulación del fluido de perforación enfría el trepano y la columna de perforación. Además lubrica la columna de perforación, reduciendo aún más el calor generado por fricción. 9. Transmitir la energía hidráulica a la herramienta y a la barrena. Se produce con la presión de bombeo del fluido a través de las boquillas del trepano. La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración (ROP) y mejorar la limpieza del agujero mejorando la remoción de los recortes. Actualmente esta transmisión de energía se utiliza para operar motores de fondo en la perforación de pozos direccionales. 10. Asegurar una evaluación adecuada de la formación. Las propiedades químicas y físicas del lodo afectan la evaluación de la formación. Durante la perforación los registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la circulación del lodo y los recortes para detectar indicios de petróleo y gas, así como las condiciones del fondo del pozo. Huascar Villegas Delgadillo

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También el lodo genera la toma de información a través de registros eléctricos, al efectuarse con fluidos que propicien la conducción eléctrica. 11. Controlar la corrosión. Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento que están constantemente en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los inhibidores químicos y secuestradores son usados cuando el riesgo de corrosión es importante. 12. Facilitar la cementación y la completación. El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación. El lodo debería tener un revoque fino y liso para que se pueda cementar correctamente la tubería de revestimiento, todo el lodo debe ser desplazado por los espaciadores, los fluidos de limpieza y el cemento. 13. Minimizar el impacto al ambiente. Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables. 2.2.- Diseño de Fluidos de Perforación Para el diseño de un fluido de perforación, se debe contemplar si se trata de un pozo exploratorio o de desarrollo a fin de poder seleccionar los datos correlativos que faciliten la obtención de parámetros óptimos en el fluido de perforación, de acuerdo a las profundidades de cada contacto litológico. Inicialmente, la anticipación de los problemas del pozo ayuda a seleccionar un sistema de fluido de perforación específico para un pozo en particular. Sin embargo, otros factores pueden existir, exigiendo el uso de un sistema diferente. El costo, la disponibilidad de los productos y los factores ambientales siempre son considerados importantes. No obstante, la experiencia y las preferencias de los representantes de la compañía petrolera suelen ser los factores decisivos. •

Pozos Exploratorios: en los proyectos para estos pozos los datos proporcionados por los registros sísmicos, y de geopresiones, levantamientos geológicos, profundidades del pozo, número de cañerías de revestimientos que se van a asentar y cálculos de densidades requeridas son factores fundamentales.

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Pozos de Desarrollo: en la determinación de estos programas se cuenta con muchos datos disponibles tales como programas de fluidos de los pozos aledaños, interpretación de registros eléctricos y pruebas de laboratorio y de campo, asentamiento de cañerías de revestimiento en los pozos vecinos, comportamiento del fluido utilizado en cada etapa perforada en pozos correlacionada, etc.

A continuación mostramos un diagrama muy ilustrativo que nos puede ayudar en el diseño del fluido de perforación correcto para cada proyecto (Ver Fig.1).

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Fluidos de Perforación TIPO DE FORMACION A PERFORAR POZOS EXPLORATORIOS POZOS DE DESARROLLO DATOS

POZOS CORRELATIVOS

ESTUDIOS GEOFISICOS

ESTUDIOS GEOLOGICO S

ANALISIS Y CARACTERISTICAS

CONDICIONES OPERATIVAS

CONTAMINANTES GASES DE FORMACION, CO2, H2S, CH4, C2H6, FLUIDO DE AGUA SALADA, YESO ANHIDRITA, DEGRADACION DE ADITIVOS QUIMICOS.

HIDRAULICA, DENSIDAD DE TRABAJO, DISPONIBILIDAD DE EQUIPO: BOMBAS DE LODO PLANTAS DE LODO EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS Y GAS

SELECCION DEL FLUIDO DE PERFORACION BASE AGUA: BENTONITICO DISPERSO INHIBIDO, POLIMERICO INHIBIDO, SALADOS, FORMIATOS BASE ACEITE, EMULSION INVERSA CON SALMUERA DE CALCIO, EMULSION INVERSA RENBAJADO SIN ASFALTO

Fig.1 Diagrama de la selección de los fluidos 2.3.- Tipos de Fluidos de Perforación Un fluido de perforación que es fundamentalmente líquido, se denomina también lodo de perforación. Se trata de una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un líquido. El líquido en el cual todos los aditivos químicos están suspendidos se conoce como FASE CONTINUA del lodo y las partículas sólidas o líquidas suspendidos dentro de otro (Glóbulos) constituyen la FASE DISCONTINUA; Cuando se conoce la constitución de la fase continua, se obtiene

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el tipo de sistema de fluido conocido como base del lodo; por ejemplo en la siguiente tabla observamos: FASE CONTINUA

FASE DISCONTINUA

TIPO DE FLUIDO

(Mayor Volumen de Líquidos)

(Menor Volumen de Sólidos o Líquidos)

El agua integra el 60 al 90 % del volumen, como base en la formulación de un sistema (tipo) de fluido.

Bentonita, Baritina, Dispersantes y ciertos polímeros integran del 7 al 27% de los sólidos y el 3% de lubricantes líquidos como volumen.

La fórmula de estos tipos de fluidos se conoce como base agua (WBM).

El aceite integra el 40 a 70% del volumen, como base en la formulación de un sistema (tipo) de fluido.

Las Salmueras de diversas sales como calcio o sodio ocupan entre el 10 al 20% como volumen, los emulsificantes el 6% y de un 15 a 30% de los sólidos.

La fórmula de estos tipos de fluidos se conoce como base aceite (OBM).

Tabla 1. Fase continua y discontinua de los fluidos 2.3.1.- Fase Continua de los Fluidos de Perforación La fase continua de un lodo base agua es el agua. Algunos aditivos químicos que son sólidos se disuelven o se dispersan en la fase continua y forman una mezcla homogénea que proporcionará un fluido de perforación. En el caso de un fluido base aceite conocido como emulsión inversa, la fase continua es el diesel y los glóbulos de agua salada son la fase discontinua o dispersa. 2.3.2.- Fase Discontinua de los Fluidos de Perforación La fase discontinua de los fluidos esta constituida en su mayoría por aditivos sólidos agregados a los fluidos de perforación (también existen aditivos en estado líquido), estos aditivos generan distintas propiedades al fluido de perforación:

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a) Viscosificadores.- Como primer elemento tenemos a la Bentonita el cual además de ser un viscosificador tiene como función secundaria controlar el filtrado, además existen en el mercado viscosificadores específicos como ser las gomas xantanas que elevan la viscosidad a bajas concentraciones o el asbesto. b) Materiales Densificadores.- Estos materiales debido a su alta gravedad específica elevan el peso al lodo, además de que son materiales inertes que no interactúan químicamente con la fase continua del fluido; entre los productos usados tenemos la Baritina (SG 4,2), luego está la hematita (SG 5,0) la cual tiene una desventaja porque causa problemas magnéticos y por último el CaCO3 (SG 2,8). c) Reductores de Filtrado.- Estos materiales tienen como función principal controlar el filtrado; pero además muchos de ellos presentan propiedades secundarias como la de estabilizar la reología sirviendo como viscosificadores secundarios y hasta de inhibidores de lutita. Entre estos productos tenemos el Almidón; además distintos polímeros como ser el CMC (Carboximetílcelulosa) y PAC (Celulosa Polianiónica), los cuales presentan mayores resistencias al las temperaturas y a la degradación. d) Dispersantes/Desfloculantes.- Estos materiales usados para reducir la viscosidad de los fluidos de perforación también tienen como propiedad secundaria la de reducir el filtrado. Entre los productos más usados tenemos el quebracho, los Lignitos y lignosulfonatos tanto de hierro como de cromo, así como el SPA (Poliacrilatos). e) Controladores del pH.- Entre los materiales que le dan alcalinidad al lodo tenemos la soda cáustica (NaOH) y la potasa cáustica (KOH). Nota.- Al final de este trabajo se presenta una lista completa de productos con sus respectivas propiedades, que son comúnmente usados en la industria (Ver Anexo I). 2.3.3.- Características y Aplicación de los Fluidos de Perforación •

Fluidos Base Agua Los sistemas de fluidos base agua se clasifican por su resistencia a los tipos de contaminantes de la formación y a sus temperaturas, los cuales se van transformando en su formulación debido a la incorporación de flujos como gases, sal, arcilla, yeso, líquidos y sólidos propios de la formación o de aditivos químicos excedidos y degradados.

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Fluido Bentonítico – No Disperso El término No Disperso indica que no se utilizan dispersantes y las arcillas comerciales agregadas al lodo, al igual que las que se incorporan de la formación, van a encontrar su propia condición de equilibrio en el sistema de una forma natural. Este fluido es utilizado en el inicio de la perforación.

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Fluido Bentonítico Polimérico Es empleados para la perforar formaciones de bajo contenido de arcilla. Se puede realizar con agua fresca o salada, considerando el contenido de calcio menor de 200 ppm. El Ca2+ se controla con carbonato de sodio.

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Fluido Disperso – No Inhibido Se utilizan dispersantes químicos para desflocular a la bentonita sódica controlando con facilidad la viscosidad, no se utilizan iones de inhibición. Se trata de un sistema con buena tolerancia a los contaminantes más comunes y a grandes contenidos de sólidos. Además, si se le agregan surfactantes y mayor dosis de lignitos resulta excelente para perforar pozos de altas temperaturas.

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Fluido Disperso – Inhibido Los sistemas de agua salada y agua salobre son usados en las operaciones de perforación costa fuera y costaneras debido a las provisiones inagotables de ese tipo de agua en el sitio de perforación. Otras ventajas derivadas del uso de agua salada o salobre en los fluidos de perforación incluyen el hecho que las arcillas perforadas se hidratan menos que cuando se usa agua dulce. Los sistemas saturados de agua salada están diseñados para impedir el ensanchamiento del pozo durante la perforación de las secciones de sal. Este ensanchamiento resulta de que la sal contenida en el pozo se disuelve en la fase acuosa “no saturada de sal” del fluido de perforación. La saturación se logra mediante la adición de sal (cloruro de sodio) en el sistema de lodo hasta alcanzar el punto de saturación.

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Fluido Base Aceite El fluido de emulsión inversa se define como un sistema en el que la fase continua es aceite y el filtrado también los es. El agua que forma parte del sistema consiste de pequeñas gotas que se hallan dispersas y suspendidas en el aceite. Cada gota de agua actúa como una partícula de sólido. La adición de emulsificadores hace que el agua se emulsifique en el aceite y forme un sistema estable. Los emulsificantes que se utilizan en el sistema deben de ser solubles tanto en agua como en aceite. El empleo de otros materiales organofílicos va a proveer las características de gelación, así como la utilización de asfalto o gilsonita para la reducción de filtrado de iones de calcio o de sodio para la inhibición. Las emulsiones inversas se formulan utilizando amplia variedad de aceites: por ejemplo, diesel o aceites minerales. Se utilizan para perforar lutitas problemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arenas productoras con altas temperatura, en medios corrosivos.

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Sistemas de Emulsión Directa En las zonas depresionadas, las necesidades actuales para lograr los objetivos de perforación, requieren de fluidos de baja densidad. Estos deben superar las desventajas a las que están sometidos, como son la baja estabilidad de la temperatura, sensibilidad a la soda cáustica, bajo poder de inhibición en arcillas hidratables, gases amargos que alteran su composición química y la sensibilidad que tiene a cualquier contacto con fluidos de emulsión inversa. Esto nos ha llevado a la conclusión que este tipo de fluido sólo sea aplicable en donde le permitan los gradientes de fracturas o en combinación con nitrógeno, por medio de la tecnología de perforación bajo balance. Ya sea en zonas depresionadas en donde las rocas están fracturadas y son susceptibles de pérdidas de circulación; o en la reparación de pozos en campos productores de gas, para evitar el daño a la formación por bajo contenido de sólidos. Este lodo se refuerza con polímeros que soportan altas temperaturas y son utilizados como estabilizadores térmicos y reductores de filtrado. Los fluidos de baja densidad son emulsiones directas que se preparan a razón de hasta 80% de diesel se acuerdo a la densidad requerida un 28% de agua y un 2% de emulsificantes, así como también de un agente supresor de hidratación y un polímero viscosificante. Estas emulsiones directas proporcionan estabilidad al agujero ya sea en una perforación o reparación de pozos.

A continuación podemos observar una tabla con un posible programa de fluidos de control a usar en la perforación de las diferentes etapas de un pozo:

Tabla 2. Fluidos de control por etapas

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2.4.- Química de las Arcillas La arcilla puede ser añadida intencionalmente, tal como en el caso de la bentonita, o puede entrar en el lodo como contaminante importante mediante la dispersión de los sólidos de perforación. En cualquier caso, la arcilla se convierte en una parte activa del sistema. Arcilla es un término que se usa para describir los sedimentos, suelos o rocas compuestos de partículas minerales y materia orgánica de granos extremadamente finos, con partículas que tienen un diámetro inferior a 2 micrones. Los minerales arcillosos son minerales de silicato alumínico de granos finos que tienen micro estructuras bien definidas. En la clasificación mineralógica, los minerales arcillosos están clasificados como silicatos estratificados porque la estructura dominante se compone de camas formadas por capas de sílice y alúmina. Cada capa consta de una estructura laminar y delgada, llamada capa unitaria. La mayoría de los minerales arcillosos tienen una morfología laminar. Según las unidades repetidas de la estructura, los minerales arcillosos también se pueden clasificar de acuerdo a la relación de capas de sílice a capas de alúmina, tal como 1:1, 2:1 y 2:2, además de si estos minerales arcillosos son estratificados o en forma de aguja. El término bentonita se usa para describir la montmorillonita sódica explotada comercialmente (se trata de una forma de esmectita) que se usa como aditivo para el lodo de perforación. Geológicamente, la bentonita es una capa de ceniza volcánica alterada. 2.4.1.- Tipos de Arcillas Existe un gran número de minerales arcillosos, pero los que nos interesan en relación con los fluidos de perforación pueden ser clasificados en tres tipos. 1. El primer tipo consta de arcillas en forma de aguja que no son hinchables. Se cree que la forma de las partículas es responsable de la capacidad que la arcilla tiene para aumentar la viscosidad. El tamaño natural de cristales finos y la forma de aguja hacen que la arcilla desarrolle una estructura de “escobillas” en suspensión. Debido a su forma y a sus características no hinchables, estas arcillas demuestran un control de filtración muy débil. Estas arcillas no están casi nunca presentes en las lutitas de las formaciones. •

Atapulguita.- Compuesta en porcentajes mayor por el catión magnesio lo que hace que sea muy usado principalmente como mejorador de viscosidad en los lodos base agua salada o agua de mar.

•

Sepiolita.- Se usa generalmente como viscosificador suplementario para los fluidos geotérmicos y de alta temperatura

2. El segundo tipo son las arcillas laminares no hinchables (o ligeramente hinchables):

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•

Ilita (Arcillas de Tres Capas).- Sus moléculas están unidas por un ión potasio (K+), (Ver Fig. 4), el color de la arcilla es verdoso. Las ilitas tienen la misma estructura básica que las montmorillonitas, pero no muestran la capacidad de hinchamiento entre capas. El espacio entre las capas unitarias es de 2,8 Å y 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.

•

Clorita (Arcillas de Tres Capas).- Son de color amarillo verdoso, y el catión que mantiene unido las laminas de arcilla es el magnesio. Las cloritas no se hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que hinchen ligeramente al ser modificadas. 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 distancia entre capas de clorita suele ser de aproximadamente 14 Å. La clorita también puede formar arcillas de capas mixtas con otros minerales arcillosos tales como la esmectita las cuales tendrían las propiedades de ambos tipos de minerales arcillosos (Ver Fig. 4).

•

Kaolinita (Arcillas de Dos Capas).- Es una arcilla de color blancuzco muy usado en artesanía y la fabricación del papel. 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 se encuentra comúnmente como componente menor a moderado (5 a 20%) de las rocas sedimentarias tales como las lutitas y las areniscas (Ver Fig. 4).

3. El tercer tipo son las montmorillonitas (Arcillas de Tres Capas) laminares muy hinchables. Este tipo de arcilla se desarrolla más ampliamente en un inciso aparte. Las arcillas son generalmente del tipo de dos capas como la kaolinita o del tipo de tres capas como la montmorillonita, la clorita o la ilita. Cada partícula de arcilla laminar se compone de un apilamiento de capas unitarias paralelas. Cada capa unitaria consta de una combinación de hojas de sílice dispuestas tetraédricamente (en pirámide) y hojas de alúmina o magnesia dispuestas octaédricamente (ocho caras). Las arcillas de tres capas se componen de capas unitarias constituidas por dos hojas tetraédricas de cada lado de una hoja octaédrica, en cierto modo como un emparedado (Ver Fig. 2). Las arcillas de dos capas se componen de capas unitarias constituidas por una hoja tetraédrica y una hoja octaédrica.

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Fluidos de Perforación Fig. 2 Partícula de montmorillonita idealizada.

2.4.2.- Arcillas Montmorilloníticas (Arcillas de Tres Capas) Si se sustituye un átomo de aluminio (Al 3+) por un solo átomo de magnesio (Mg2+) en la estructura cristalina (disposición de los átomos), ésta tendrá un electrón excedente o de carga negativa. La carga negativa neta es compensada por la adsorción de cationes (iones positivos) en las superficies de la capa unitaria, tanto en las superficies interiores como en las superficies exteriores del apilamiento. Los cationes que se adsorben en las superficies de las capas unitarias pueden ser cambiados por otros cationes y se llaman los cationes intercambiables de la arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la arcilla se mide y se registra como capacidad de intercambio catiónico (CEC). El catión puede ser un ión de simple carga como el sodio (Na+) o un ión de doble carga como el calcio (Ca 2+) o el magnesio (Mg2+). De este modo, tenemos montmorillonita sódica, cálcica y/o magnésica. Aunque la bentonita de Wyoming esté generalmente definida como montmorillonita sódica, el calcio y el magnesio intercambiables pueden constituir de 35 a 67% de la capacidad total de intercambio. La propiedad más típica de las montmorillonitas es la capacidad de hinchamiento entre capas (hidratación) con el agua (Ver Fig.3 y Fig. 4).

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Fluidos de Perforación Fig. 3 Estructura de la esmectita.

Fig. 4 Comparación de estructuras de arcillas. 2.4.3.- Hidratación de las Arcillas El cristal de bentonita se compone de tres capas: una capa de alúmina con una capa de sílice encima y otra debajo. La laminilla de arcilla está cargada negativamente y una nube de cationes está relacionada con ésta. Según el número de cationes presentes, el espacio entre capas de la montmorillonita seca estará comprendido entre 9,8 (sodio) y 12,1 Å (calcio) y lleno de agua fuertemente ligada. Cuando la arcilla seca entra en contacto con agua dulce, el espacio entre capas se expande y la arcilla adsorbe una gran “envoltura” de agua. Estos dos fenómenos permiten que las arcillas generen viscosidad. Las bentonitas a base de calcio sólo se expanden hasta 17 Å, mientras que la bentonita sódica se expande hasta 40 Å (Ver Fig. 5). El espesor de la película de agua adsorbida es controlado por el tipo y la cantidad de cationes asociados con la arcilla. Los cationes divalentes como Ca 2+ y Mg2+ aumentan la fuerza de atracción entre las laminillas, reduciendo así la cantidad de agua que se puede adsorber. Los cationes monovalentes como Na+ producen una fuerza de atracción más débil, permitiendo que más agua penetre entre las laminillas. Huascar Villegas Delgadillo

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Fig. 5 Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y sódica. Como la bentonita sódica se hincha cuatro veces más que la bentonita cálcica, la bentonita sódica generará una viscosidad cuatro veces más importante. Además de adsorber el agua y los cationes en las superficies exteriores, la esmectita absorbe agua y cationes en las superficies entre las capas de su estructura cristalina. La capacidad de adsorber agua, la cantidad de cationes intercambiables (CEC) y el área superficial son fenómenos muy relacionados entre sí que a veces son llamados propiedades coligativas de la arcilla. El rango de CEC para materiales minerales arcillosos puros está indicado en la siguiente tabla:

Tabla 3. Rango de CEC para materiales minerales arcillosos puros.

2.4.4.- Procesos de Enlace de las Partículas de Arcilla

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Los distintos procesos de enlace de las partículas de arcilla son importantes para la reología de las suspensiones de arcilla. Las partículas laminares finas y planas de arcilla tienen dos superficies diferentes. La cara grande o superficie planar está cargada negativamente y la superficie fina del borde está cargada positivamente donde se interrumpe la red y se expone la superficie del enlace roto. Estas cargas eléctricas y los cationes intercambiables crean alrededor de las partículas de arcilla un campo de fuerzas eléctricas que determina la manera en que dichas partículas interactúan las unas con las otras. Las partículas de arcilla se asocian cuando están en uno de los siguientes estados: agregación, dispersión, floculación o desfloculación (Ver Fig. 6). Pueden estar en uno o varios estados de asociación al mismo tiempo, con un estado de asociación predominando.

Fig.6 Asociación de las arcillas. •

La agregación (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.

•

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.

•

La floculación se refiere a la asociación de borde a borde y/o borde a cara de las partículas, resultando en la formación de una estructura similar a un “castillo de naipes”. Esto causa un aumento de la viscosidad, gelificación y filtrado. Cualquier cosa que aumenta las fuerzas repulsivas entre las partículas o causa la contracción de la

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película de agua adsorbida, tal como la adición de cationes divalentes o las temperaturas elevadas, puede fomentar la floculación. •

La desfloculación es la disociación de las partículas floculadas. La adición de ciertos productos químicos 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 desfloculación causa una reducción de la viscosidad, los productos químicos desfloculantes son frecuentemente llamados diluyentes de lodo. La desfloculación también permite la disposición plana de las partículas de arcilla en el revoque para reducir el filtrado.

2.4.5.- 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 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 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. Por ejemplo, se requiere aproximadamente 20 lb/bbl de bentonita 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 (Ver Fig. 7).

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Fig. 7 Curvas de viscosidad resultantes de diferentes sólidos de arcilla. 3.- PROPIEDADES FISICO – QUIMICAS DEL FLUIDO Las propiedades físicas y químicas de un lodo de perforación deben controlarse debidamente para asegurar un desempeño adecuado de este durante las operaciones de perforación. Se verifican sistemáticamente en el pozo y se registran en el informe de lodo API. El API (Instituto Americano del Petróleo) ha recomendado métodos estándar para la realización de pruebas de campo y en laboratorio de los fluidos de perforación. Los procedimientos para los ensayos se describen brevemente a continuación. 3.1.- Prueba del Lodo Base Agua (WBM) 3.1.1.- Densidad del Lodo. Las presiones de formación son contenidas por la presión hidrostática del lodo. La presión hidrostática está en función de la profundidad y de la densidad del lodo. La densidad del lodo (comúnmente llamada “Peso del Lodo”) se mide en una balanza de lodo de suficiente precisión para obtener mediciones con un margen de error de ±0,1 lb/gal (±0,5 lb/pie 3 o ±5 psi/1000 pies). A todos los efectos prácticos, la densidad significa el peso por unidad de volumen. El peso del lodo se puede expresar como gradiente de presión hidrostático (psi/1000 pies), como densidad en lb/gal (ppg), lb/pie3 (pcf) y Gravedad Específica (SG) (Ver tabla 4). Huascar Villegas Delgadillo

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lb 3 Kg gal pie g m3 SG = = = 3 = 8,345 62,3 1000 cm lb

Tabla 4. Tabla de conversión para las unidades de densidad a).- Balanza de Lodos Descripción La balanza de lodos (Ver Fig. 8) se compone principalmente de una base sobre la cual descansa un brazo graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel de burbuja de aire, pesa corrediza y contrapeso. Se coloca el vaso de volumen constante en un extremo del vaso graduado, el cual tiene un contrapeso en el otro extremo. El brazo y el vaso oscilan perpendicularmente al cuchillo horizontal, el cual descansa sobre el soporte, y son equilibrados desplazando la pesa corrediza lo largo del brazo. Procedimiento 1. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con el lodo a probar. 2. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada, asegurándose que parte del lodo sea expulsada a través del agujero de la tapa. 3. Limpiar el lodo que está afuera 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 la pesa corrediza sobre el brazo hasta que el nivel de burbuja de aire indique que le brazo graduado está nivelado. 6. En el borde de la pesa corrediza más cercano al vaso, leer la densidad o el peso del lodo. 7. Ajustar el resultado a la graduación de escala más próxima, en lb/gal, lb/pie 3, Kg/m3, psi/1000 pies de profundidad o en Gravedad Específica (SG). 8. Cuando las balanzas no indican la escala deseada, las ecuaciones indicadas en la Tabla 4 pueden ser usadas.

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Fluidos de Perforación Fig. 8 Balanza de Lodos

Calibración Para proceder con al calibración se seguirá el mismo procedimiento anterior, con la diferencia que en vez de usar lodo se usará agua pura o destilada y la burbuja de nivel debería estar centrada cuando la pesa corrediza está en 8,33 lb/gal. Si no, añadir o remover los perdigones de plomo a través de la tapa de calibración (contrapeso de la balanza). Gradiente de lodo: psi pie = 0,052 ×lb gal

= 0,4333 ×SG

= 0,00695 ×lb / pie 3

3.1.2.- Propiedades Reológicas. La medición de las propiedades reológicas de un lodo es importante en el cálculo de las pérdidas de presión por fricción, para determinar la capacidad del lodo para elevar los recortes, para analizar la contaminación del fluido por sólidos, sustancias químicas y temperatura; así como para determinar los cambios de presión en el interior del pozo durante un viaje. Las propiedades reológicas fundamentales son la viscosidad y la resistencia del gel. Reología Reología es la ciencia que trata de la deformación y del flujo de la materia. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la manera en que dicho fluido fluirá bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura, la presión y la velocidad de corte. Viscosidad En su sentido más amplio, la viscosidad se puede describir como la resistencia al flujo de una sustancia. Por definición la viscosidad (μ) es igual a la relación del esfuerzo de corte (τ) a la velocidad de corte (γ).

Vis cos idad ( µ ) =

esfuerzo _ de _ corte( τ ) velocidad _ de _ corteγ

Viscosidad Efectiva La viscosidad de un fluido no newtoniano cambia con el esfuerzo de corte. La viscosidad efectiva (μe) de un fluido es la viscosidad de un fluido bajo condiciones específicas. Estas condiciones incluyen la velocidad de corte, la presión y la temperatura. Viscosidad Aparente Huascar Villegas Delgadillo

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La viscosidad efectiva a veces es llamada Viscosidad Aparente (VA). La viscosidad aparente está indicada por la indicación del viscosímetro de lodo a 300 RPM (L 300) o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (L600). a).- Viscosidad de Embudo (Marsh). Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh, este es usado para la medición de rutina en el campo, de la viscosidad del lodo de perforación. Este mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. Descripción El viscosímetro de Marsh (Ver Fig. 9) 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 pulgadas, está acoplado de tal manera que no hay ninguna contracción en la unión. Una malla de tela metálica con orificio de 1/16 de pulgada cubriendo la mitad del embudo, está fijada a ¾ de pulgada debajo de la parte superior del embudo. Procedimiento 1. Manteniendo 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 (1500 ml). 2. Retirar inmediatamente el dedo del orificio y medir el tiempo requerido para que el lodo llene el vaso receptor hasta el nivel de 1 qt (946 ml o cuarto de galón) indicado en el vaso. 3. Ajustar el resultado al segundo entero más próximo como indicación de viscosidad Marsh. Registrar la temperatura del fluido en grados Fahrenheit o Celsius.

Fig. 9 Embudo Marsh Huascar Villegas Delgadillo

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Calibración Llenar el embudo hasta la parte inferior de la malla (1500 ml) con agua dulce a 70±5°F. El tiempo requerido para descargar 1qt (946 ml o cuarto de galón) debería ser 26 seg. ±0,5 seg. b).- Viscosímetro Rotativo Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el empleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa. La unidad estándar de campo es el viscosímetro Fann (Ver Fig. 10). El viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos parámetros reológicos: Viscosidad Plástica y Punto de Cedencia. Viscosidad Plástica (PV) Esta es la resistencia de flujo del lodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas (fricción mecánica). Su unidad está en centipoise (cp). La viscosidad plástica es afectada principalmente por: • • • • •

La concentración de sólidos. El tipo, tamaño y la forma de las partículas sólidos suspendidas en el lodo. La viscosidad de la fase fluida. La presencia de algunos polímeros de cadena larga. Las relaciones aceite-agua (A/A) o Sintético-Agua (S/A) en los fluidos de emulsión inversa.

Punto Cedente (YP) 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. Su unidad está en libra por 100 pies cuadrados (lb/100 ft2). El punto cedente es una medida de estas fuerzas bajo las condiciones de flujo, y depende de: • • •

Las propiedades superficiales de los sólidos del fluido. La concentración volumétrica de los sólidos. El ambiente eléctrico de estos sólidos (concentración y tipos de iones en la fase fluida del fluido).

Resistencia de Gel

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El viscosímetro también se usa para determinar las características tixotrópicas de los lodos, es decir, mide la capacidad de desarrollar una estructura de gel rígida durante el periodo de reposo. Para ello, se hacen dos mediciones de resistencias de gel, después de 10 segundos y después de 10 minutos respectivamente. Descripción Los viscosímetros de indicación directa son instrumentos de tipo rotativo accionados por un motor eléctrico o una manivela. El fluido de perforación está contenido dentro del espacio anular entre dos cilindros concéntricos. El cilindro exterior o manguito de rotor es accionado a una velocidad rotacional (RPM – revoluciones por minuto) constante. La rotación del manguito de rotor en el fluido impone un torque sobre el balancín o cilindro interior. Un resorte de torsión limita el movimiento del balancín y su desplazamiento es indicado por un cuadrante acoplado al balancín. Procedimiento para la determinación de la Viscosidad Aparente, la Viscosidad Plástica y el Punto Cedente 1. Colocar la muestra recién agitada dentro de un vaso térmico y ajustar la superficie del lodo al nivel de la línea trazada en el manguito de rotor. 2. Calentar o enfriar la muestra hasta 120ºF (49ºC). Agitar lentamente a 300 RPM para homogeneizar la temperatura. 3. Arrancar el motor colocando el conmutador en la posición de alta velocidad, con la palanca de cambio de velocidad en la posición más baja. Esperar que el cuadrante indique un valor constante y registrar la indicación obtenida a 600 RPM. 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. Viscosidad plástica en centipoise: PV = L600 − L300

(cp)

6. Punto Cedente en lb/100 pies2: YP = L300 − PV

(lb/100 pies2)

7. Viscosidad Aparente en centipoise : AV =

L600 2

(cp)

8. Además de las lecturas L600 y L300 es muy común hacer el mismo procedimiento para las lecturas L200, L100, L6, L3; esto para seguir una estadística de cómo debe ir el comportamiento real del fluido a diferentes esfuerzos de corte y velocidades de corte.

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Fig. 10 Viscosímetro Rotatorio Procedimiento para la determinación del Esfuerzo de Gel 1. Agitar la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 15 segundos y levantar lentamente el mecanismo de cambio de velocidad hasta la posición neutra, inmediatamente apagar el motor. 2. Esperar 10 segundos y arrancar el motor colocando el conmutador en la posición de baja velocidad. Esperar que el cuadrante indique el valor máximo hasta antes de defleccionar y registrar la indicación obtenida a 3 RPM como esfuerzo de gel inicial. 3. Repetir las etapas 1 y 2, pero dejar un tiempo de 10 minutos y luego poner el conmutador en la posición de baja velocidad a 3 RPM y registrar las unidades de deflexión máxima como esfuerzo de gel a 10 minutos. Indicar la temperatura medida. CUIDADO: El balancín es hueco y puede quitarse para ser limpiado. A veces, la humedad puede acumularse dentro del balancín y debería ser eliminada con un limpiador para tubos. La inmersión del balancín hueco en lodo extremadamente caliente (>200ºF) podría causar una explosión muy peligrosa. 3.1.3.- pH y Alcalinidad del lodo. El pH de los lodos afecta la dispersibilidad e interacción de las arcillas, la solubilidad de varios productos y sustancias químicas, la corrosión de materiales de acero causado por ácidos y sulfuros y las propiedades reológicas del lodo. El pH de un lodo indica su acidez o alcalinidad relativa. En la escala de pH el rango de acidez varia de 1 hasta 7 (en acidez decreciente) y el rango de alcalinidad comienzan en 7 hasta llegar a 14 (en alcalinidad creciente). Un pH de 7 es neutro. Los lodos son casi siempre alcalinos, y el rango habitual de pH es de 9,0 a 9,5; sin embargo, pueden encontrarse lodos de pH más alto, entre 12,5 y 13.

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Se usan dos métodos para medir el pH del lodo de perforación base agua dulce: un método colorimétrico usando tiras de prueba (palillos); y el método potenciométrico, usando el medidor electrónico de pH con electrodo de vidrio. a) Papel pH (Palillos Indicadores) Descripción Los palillos indicadores de pH están revestidos con indicadores cuyo color depende del pH del fluido donde se introducen los palillos. Se proporcionan tablas de colores estándar para fines de comparación con el palillo de prueba, lo cual permite estimar el pH con una precisión de ± 0,5 sobre el rango de pH. Este método sólo es fiable para los lodos base agua que tienen una composición muy simple. Los sólidos del lodo, las sales y los productos químicos disueltos, y los fluidos de color oscuro causan errores en los valores indicados. Procedimiento 1. Colocar un palillo indicador de pH en el lodo y dejarlo hasta que el color se estabilice, lo cual requiere generalmente menos de un minuto. Enjuagar el palillo con agua desionizada, sin secar con un trapo. 2. Comparar los colores del palillo con el patrón de color proporcionado y estimar el pH del lodo. 3. Ajustar el pH del lodo a la unidad de pH ±0,5 más próxima. b) Medidor de pH Descripción Para medir el pH del fluido de perforación, se recomienda el método que emplea el medidor electrónico de pH con electrodo de vidrio. Consiste de un electrodo de vidrio de paredes delgadas construido de un vidrio especial en el cual un electrolito adecuado y electrodo están sellados (Ver Fig. 11). Las medidas se pueden tomar rápida y fácilmente, ajustando automáticamente la pendiente y la compensación termostática. Procedimiento 1. Obtener la muestra de fluido a probar y dejar que alcance la temperatura de 75±5ºF (24±3ºC). 2. Limpiar el electrodo – lavarlo con agua destilada y secar. 3. Colocar el electrodo en la muestra a probar. Esperar unos 60 segundos para que la indicación se estabilice.

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4. Registrar el pH medido, junto con la temperatura de la muestra probada. Indicar si se probó el lodo o el filtrado. 5. Limpiar minuciosamente los electrodos, preparándolos para el próximo uso. Colocar dentro de una botella de almacenamiento, con el electrodo a través del tapón. Usar una solución amortiguadora de pH 7,0 para almacenar el electrodo. En general no se recomienda usar agua desionizada para almacenar el electrodo. Si se almacena el medidor sin usar por mucho tiempo, quitarle las pilas. 6. Desactivar el medidor y cerrar la tapa para proteger el instrumento.

Fig. 11 pHmetro digital 3.1.4.- Análisis del Filtrado Cuando circula a través de una formación permeable, el lodo de perforación perderá parte de su fase líquida hacia el interior de esa formación. Los sólidos del lodo se depositarán sobre las paredes del pozo, en un espesor que idealmente, es de 1/32 de pulgada aproximadamente. El líquido que se pierde por filtración hacia la formación es el filtrado y la velocidad relativa a la ocurre este fenómeno se conoce como la pérdida de fluido o filtrado. La pérdida de fluido se afecta por la permeabilidad de la formación, por la presión diferencial entre el lodo y la formación; así como por las características de filtración del lodo. La propiedad de filtración o formación de paredes de un lodo es determinada con un filtro prensa. La prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se fuerza un fluido a través del papel filtro. La prueba es realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión especificadas. Después de la prueba se mide el espesor del revoque sólido que se ha asentado. El filtro prensa usado debería cumplir con las especificaciones indicadas en la práctica recomendada de API y la prueba debería ser realizada de la manera recomendada. a) Prueba de Filtrado API (temperatura ambiente, baja presión) Descripción

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Este instrumento (Ver Fig. 12) consta de una celda de lodo, un regulador de presión y un medidor montado encima de la caja de transporte o en la parte superior de la unidad de laboratorio móvil. Se usa un adaptador de acoplamiento para conectar la celda al regulador, simplemente introduciendo el empalme macho de la celda dentro del empalme hembra del filtro prensa y dando un cuarto de vuelta en sentido horario. Algunas celdas no tienen este dispositivo de cierre y son simplemente introducidas dentro del acoplamiento apropiado. La celda se cierra en la parte inferior con una tapa provista de una tela metálica (o rejilla), colocando la tapa firmemente contra el papel filtro y girando hacia la derecha hasta que quede apretada a mano. Esto empuja la hoja de papel filtro contra un empaque que fue previamente introducida en la base de la celda. La presión es proporcionada por un pequeño cartucho de gas carbónico. Se proporciona una válvula de purga para aliviar la presión antes de desacoplar la celda. No se debe usar N2O, óxido nitroso. La prueba de filtrado API es realizada a la temperatura superficial y a una presión de 100 psi, y los resultados se registran como número de mililitros perdidos en 30 minutos. Procedimiento 1. Obtener una muestra de lodo recién agitado y registrar su temperatura. 2. Asegurarse de que cada pieza de la prensa este limpia y seca y que los empaques no estén desgastados. 3. Colocar la malla de 60 mesh (60 agujeros por pulgada lineal) sobre la base de la celda, luego colocar por encima el papel filtro (Whatman Nº 50 o equivalente) y encima encajar el empaque 4. Terminar de armar la cámara y llenar la celda con lodo hasta ¼ pulgada del asiento del empaque. Obturar la entrada con un dedo. 5. Colocar la celda en el soporte o base, poner la tapa encima de la celda con las bridas de la tapa entre las bridas de la celda, y girar en sentido horario hasta que quede apretada a mano. 6. Colocar una probeta graduada debajo del orificio del tubo de drenaje para recibir el filtrado. 7. Cerrar la válvula de alivio o seguridad y ajustar el regulador para una presión de 100 psi (± 5). Esta presión debe de aplicarse en menos de 30 segundos. 8. La prueba de API dura normalmente 30 minutos. Al término de la prueba se corta la presión desatornillando el regulador y abrir la válvula de alivio asegurándose de que toda la presión salga. 9. El volumen del filtrado se registra en mililitros como filtrado API. Remover y desmontar la cámara. 10. Desechar el lodo y recuperar el papel filtro con mucho cuidado para perturbar lo menos posible el revoque. Lavar el revoque minuciosamente para eliminar el exceso de lodo. Medir el espesor del revoque y registrar la medida que idealmente debe ser 1/32 de pulgada.

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Fig. 12 Filtro Prensa API

b) Prueba de Filtrado API HTHP (alta temperatura, alta presión) Descripción El instrumento (Ver Fig. 13) se compone de una envuelta exterior calefactora con termostato, un conjunto de platillo para la celda, el conjunto primario de presión y el receptor de contrapresión. La capacidad de la celda de lodo es de 160 ml con una superficie de filtro de 3,5 pulg2. El recibidor de filtrado tiene una capacidad de 15 ml, y se puede usar un tubo de vidrio para una contrapresión de hasta 100 psi. Si se usa una contrapresión mayor, el tubo de vidrio debe ser reemplazado por un tubo de acero inoxidable. Se puede realizar una prueba de rutina a 300ºF y una presión diferencial de 500 psi. Se registra el filtrado a temperaturas elevadas como el doble del número de mililitros perdidos en 30 minutos. Procedimiento 1. Enchufar el cable de la envuelta exterior calefactora en la fuente de alimentación apropiada y dejar que el instrumento se precaliente. Colocar el termómetro en su cubeta dentro de la envuelta calefactora y ajustar el termostato para obtener una temperatura de 10ºF encima de la temperatura de prueba deseada. 2. Revisar todos los empaques y anillos. Huascar Villegas Delgadillo

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3. Tomar lodo de la línea de flujo y llenar hasta 1/2 pulgada de la pestaña en el borde superior, dejando un margen para la dilatación. 4. Colocar un círculo de papel filtro (Whatman Nº 50 o equivalente) en la ranura y colocar la empaquetadura encima del papel filtro. 5. Asentar la tapa de la cámara y asegurar los tornillos de cabeza hexagonal, tener cuidado de que ambas válvulas (superior e inferior) estén cerradas y luego colocar en la camisa de calentamiento. Con un movimiento giratorio encaje la cámara en camisa interior y transferir el termómetro de la camisa al receptáculo en el cuerpo de la cámara. 6. Colocar el cartucho de CO2 en el conjunto primario de presión y apretar el soporte del cartucho hasta que se perfore el cartucho. El regulador y la válvula de purga deberían estar cerrados. 7. Al levantar el anillo de cierre, deslizar el conjunto primario de presión sobre el “acoplamiento corredizo” superior y soltar el anillo de cierre. 8. Aplicar una presión de 100 psi sobre la válvula y luego abrir la válvula para presurizar la unidad. Esta presión minimizará la ebullición mientras se calienta la muestra. 9. Siempre se debe usar el receptor de contrapresión para evitar la vaporización del filtrado cuando las temperaturas de la prueba se acercan a, o exceden el punto de ebullición. Colocar y activar un cartucho de CO2 dentro del conjunto del receptor de contrapresión. 10. Deslizar el conjunto de contrapresión en su sitio con el anillo de cierre ranurado. 11. Aplicar una presión de 100 psi sobre la unidad de presión inferior, manteniendo la válvula cerrada. 12. Una vez que la temperatura alcanza el nivel deseado (300ºF o 200°F), según la indicación del termómetro de la celda, aumentar la presión sobre el regulador superior de la celda de 100 a 600 psi, manteniendo la presión de 100 psi sobre el regulador inferior. Abrir la válvula inferior de la celda dando una vuelta y comenzar a medir el tiempo de la prueba. 13. Mantener una presión de 100 psi sobre el receptor durante la prueba. Si la presión aumenta, descargar un poco de filtrado para mantener la presión diferencial de 500 psi. Mantener la temperatura a ±5ºF. 14. Después de 30 minutos de filtración, cerrar la válvula inferior de la celda y luego cerrar la válvula superior de la celda. 15. Aflojar los tornillos en T de los dos reguladores y purgar la presión de ambos. 16. Descargar el filtrado dentro del cilindro graduado y leer la indicación de volumen. El valor a registrar debe ser el doble de la indicación. Retirar el receptor. 17. Desconectar el conjunto primario de presión levantando el anillo de cierre y deslizando el conjunto. CUIDADO: La celda sigue conteniendo 500 psi de presión. 18. Mantener la celda en la posición vertical y enfriarla a la temperatura ambiente; luego purgar la presión de la celda; no se debe soplar el lodo a través de la válvula. 19. Invertir la celda, aflojar los tornillos de cabeza (si es necesario, usar una llave de cabeza hexagonal) y desmontar. Limpiar y secar minuciosamente todas las partes.

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20. Desmontar una vez que se ha purgado toda la presión, y desechar la muestra de lodo. Observar visualmente y tomar nota de la condición del revoque. Éste se puede medir en 1/32 de pulgada.

Fig. 13 Filtro HTHP 3.1.5.- Análisis Químico del Lodo y Filtrado. EL fluido filtrado (obtenido por medio del ensayo API de filtración), se somete a ensayos químicos para determinar la presencia de contaminantes para ayudar a controlar las propiedades del lodo y poder determinar los tratamientos que se requieran. Dichos estudios también se aplican al análisis de las aguas que se utilizarán en la preparación del lodo, ya que éstas contienen minerales disueltos que pueden afectar materialmente el tratamiento. Los análisis en el filtrado incluyen: alcalinidad, cloruros, calcio y otros referentes a sus polímeros. a) Alcalinidad del filtrado Pf Es la alcalinidad que tiene el filtrado a la fenolftaleina, que es indicador de cambio de pH (pH ≥ 8.3 se trona rojo). Esto es un indicativo de la cantidad de Carbonatos (CO32-) presentes. Equipo

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Los siguientes materiales son necesarios para determinar la alcalinidad de los fluidos de perforación: • • • • • • •

Solución ácida normalizada, 0,02 N (N/50) de ácido sulfúrico Solución indicadora de fenolftaleína. Solución indicadora de anaranjado de metilo. Recipiente de valoración, 100 a 150 ml, preferiblemente blanco. Pipetas graduadas: una de 1 ml y otra de 10 ml. Varilla de agitación. Una jeringa de 1 ml.

Procedimiento para la Alcalinidad del Filtrado (Pf) 1. Medir 1 ml de filtrado dentro del recipiente de valoración y añadir 10 ml de agua desionizada. 2. Añadir 2 o más gotas de indicador de fenolftaleína agitándolo, sino cambia de color el Pf es igual a cero, si la solución se vuelve rosada. 3. Valorar ácido 0,02 N gota a gota de la pipeta, agitando hasta que el color rosado desaparezca. 4. Indicar la alcalinidad de fenolftaleína del filtrado, Pf, como número de ml de ácido 0,02 N requeridos por ml de filtrado para lograr el punto final (la titulación hace que el pH disminuya a un valor de 8,3). Ver Fig. 14. Nota.- Para tener un mejor entendimiento de la interpretación de las pruebas de alcalinidad ver Anexo V.

Fig. 14 Alcalinidad del filtrado Pf b) Alcalinidad del filtrado Mf Es la alcalinidad que tiene el filtrado al naranja de metilo que es otro indicador de pH (pH ≥ 4.3 se torna naranja). Esto es un indicativo de la cantidad de Bicarbonatos (HCO3-) presentes. Procedimiento para la Alcalinidad del Filtrado (Mf) Huascar Villegas Delgadillo

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1. Medir 1 ml de filtrado dentro del recipiente de valoración y añadir 10 ml de agua desionizada. 2. Añadir 3 a 4 gotas de indicador de anaranjado de metilo a la muestra la solución se tornara anaranjada 3. Valorar con ácido 0,02 N hasta que el color se vuelva rosado salmón. Esto ocurrirá al pH 4,3. 4. Mf se indica como el volumen total (ml) de ácido utilizado para lograr el punto final. Ver Fig. 15.

Fig. 15 Alcalinidad del filtrado Mf c) Alcalinidad del Lodo (Pm) Es la alcalinidad total del lodo a la fenoftaleina Procedimiento para la Alcalinidad del Filtrado (Pm) 1. Medir 1 ml de lodo dentro del recipiente de valoración utilizando la jeringa. Diluir la muestra de lodo con 25 ml de agua destilada. 2. Añadir 5 gotas de indicador de fenolftaleína, y durante la agitación, añadir ácido 0,02 N hasta que el color rosa desaparezca. 3. Indicar la alcalinidad de fenolftaleína del lodo, Pm, como número de ml de ácido 0,02 N (N/50) requeridos por ml de lodo. Ver Fig. 16.

Fig. 16 Alcalinidad del lodo Pm

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Nota.- Si las muestras de lodo o filtrado son demasiado oscuras como para poder observar el viraje de color de las pruebas, considerar repetir la prueba con una muestra más pequeña de filtrado o lodo, medida con precisión, y el resultado afectar por el factor de dilución. d) Cloruros (Cl-) La prueba de sal, o cloruro, es muy importante en las áreas donde la sal puede contaminar el fluido de perforación. Esto incluye la mayoría de los campos de petróleo del mundo. La sal puede provenir del agua de preparación, sacos, capas discontinuas, estratos o corrientes de agua salada. Equipo Los siguientes materiales son necesarios para determinar la concentración iónica de cloruro en el filtrado de lodo. • • • • • •

Solución de nitrato de plata, 0,0282N o 0,282N (fuerte) de AgNO3. Solución indicadora de cromato de potasio. Agua destilada. Dos pipetas graduadas: una de 1 ml y otra de 10 ml. Recipiente de valoración, 100 a 150 ml, preferiblemente blanco. Varilla de agitación.

Procedimiento 1. Medir 1 ml de filtrado dentro de un recipiente de valoración, diluir con 25 ml de agua destilada. 2. Añadir 10 gotas de la solución de cromato de potasio. Agitar continuamente y valorar con la solución normal de nitrato de plata 0,0282 N, gota a gota de la pipeta, hasta que el color pase de amarillo a rojo anaranjado. 3. Registrar el número de ml de nitrato de plata requeridos para lograr el punto final.

Fig. 17 Determinación de ClCálculos

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Si la concentración iónica de cloruro del filtrado es inferior a 10.000 mg/l, utilizar la solución de nitrato de plata 0,0282 N equivalente a 0,001 g de ión Cl- por ml. Indicar la concentración iónica de cloruro del filtrado en miligramos por litro, calculada de la siguiente manera:

Cl − ( mg l ) =

ml _ de _ nitrato _ de _ plata _ 0,0282 N × 1000 ml _ de _ filtrado

Si la concentración iónica de cloruro del filtrado es mayor de 10.000 mg/l, utilizar el nitrato de plata 0,282 N (equivalente a 0,01 g de ión Cl- por ml.) Indicar la concentración iónica de cloruro del filtrado en mg/l, calculada de la siguiente manera:

Cl − ( mg l ) =

ml _ de _ nitrato _ de _ plata _ 0,282 N × 10000 ml _ de _ filtrado

Nota.- Si se utiliza más de 10 ml de solución de nitrato de plata 0,282N, considerar repetir la prueba con una muestra más pequeña de filtrado, medida con precisión, o diluir usando el factor de dilución. Para cualquier normalidad de nitrato de plata:

Cl − ( mg l ) =

N × 35000× ml _ utilizado ml _ de _ muestra _ de _ filtrado

e) Dureza Total como Calcio (Ca2+) El agua que contiene una gran cantidad de sales disueltas de calcio y magnesio se llama “agua dura”. En muchos campos de petróleo, el agua disponible es bastante dura. Las arcillas de perforación tienen bajos puntos cedentes cuando son mezcladas en agua dura. Cuanto más dura sea el agua, más bentonita será necesaria para obtener un lodo con un esfuerzo de gel satisfactorio. Los ingenieros de campo están familiarizados con los efectos sobre el lodo cuando se perforan formaciones de anhidrita (sulfato de calcio) o de yeso. El calcio puede ser arrastrado durante la perforación de los tapones de cemento y a veces al penetrar en las secciones de lutita caliza. Cualquier contaminación extensa de calcio puede producir grandes pérdidas de agua y altos geles. El efecto perjudicial del cemento sobre el Pm más alto se debe a la alta alcalinidad (contenido de cal). Equipo • • • •

Solución de ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) (Versenato Estándar) 0,01 M (1 ml = 400 mg Ca2+ o 1.000 mg CaCO3). Solución amortiguadora Buffer (hidróxido amónico/cloruro amónico). Solución de Indicador Calmagite Recipiente de valoración, 100 a 150 ml, preferiblemente blanco.

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Tres pipetas graduadas: una de 1 ml, una de 5 ml y una de 10 ml. Agua destilada. Varilla de agitación.

Procedimiento (dureza total como Ca2+) 1. Medir 1 ml de filtrado dentro de un recipiente de valoración, diluir con 25 ml de agua destilada. 2. Añadir 1 ml de solución Buffer más 6 gotas de Calmagite, mezclar con una varilla de agitación, un color rojo vino aparecerá si la muestra contiene Calcio y/o magnesio. 3. Usando una pipeta, valorar con la solución de Versenato Estándar, agitando continuamente hasta que la muestra se vuelva azul plomo por primera vez, sin que quede ningún rastro del rojo vino. Registrar el número de ml de solución de Versenato Estándar utilizados. Ver Fig. 18. Cálculos: 2+ Dureza total como Ca ( mg l ) =

ml _ de _ Versenato _ Estándar × 400 ml _ de _ muestra

Nota.- Ocasionalmente, en un filtrado de color oscuro, es difícil observar el punto final para determinar la dureza total. El método más usado es repetir la prueba con una muestra más pequeña de filtrado medido con precisión, o diluir usando el factor de dilución esto puede servir para observar mejor el punto final.

Fig. 18 Determinación de Ca2+ f) Concentración de Polímero PHPA Los polímeros PHPA son aditivos de lodo que ayudan a estabilizar las lutitas en un agujero. El siguiente análisis determinará los polímeros libres disponibles para adsorberse en la pared del agujero. Equipo

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Placa calentadora u hornilla eléctrica. Dos matraces Erlenmeyer de 125 y 250 ml. Agua destilada. Solución de ácido bórico, 2% en peso. Indicador de Rojo de Metilo. Solución de hidróxido de sodio 6 N. 2 a 3 pies de tubo Tygon con un diámetro interior (D.I.) de 0,25 pulgada. Tapón de caucho nº 6 con un agujero de 0,25 pulgada. Solución de ácido sulfúrico 0,02 N. Antiespumante. Tubo de vidrio con un diámetro exterior (D.E.) de 0,25 pulgada – pulido al fuego (2 secciones de 3 a 4 pulgadas de largo).

Procedimiento 1. Acoplar las dos secciones del tubo de vidrio a cada extremo del tubo Tygon. Insertar un extremo dentro del tapón de caucho de manera que el extremo del tubo esté alineado precisamente con la parte inferior del tapón. 2. Añadir 25 ml de la solución de ácido bórico y 15 gotas de indicador de Rojo de Metilo a un matraz Erlenmeyer de 125 ml. Este es el matraz colector. Tomar nota del color original, el cual debería ser rosa/rojo, pero no amarillo. 3. Añadir 50 ml de agua destilada, 2 ml de antiespumante de silicona y 10 ml de lodo entero o filtrado en el otro matraz Erlenmeyer de 250 ml (éste es el matraz de reacción). Si la concentración de Poly – Plus® activo es mayor de 1,5 lb/bbl, o si la concentración de Poly-Plus líquido es mayor de 4,5 lb/bbl, utilizar 5 ml de lodo entero, y luego doblar el valor del resultado. 4. Colocar el matraz de reacción que contiene el lodo sobre la placa calentadora y comenzar a agitar. Añadir 3 ml de solución de hidróxido de sodio 6 N y colocar inmediatamente el tapón de caucho en el matraz. 5. Sumergir el otro extremo del tubo dentro de la solución de ácido bórico de 2% con rojo de metilo. 6. Calentar durante 45 a 60 minutos, permitiendo una ebullición moderada. Un volumen de aproximadamente 25 ml debería condensarse en el matraz colector durante este periodo, produciendo un cambio de color de rosa a amarillo. 7. Ajustar el calor de manera que no sea ni demasiado caliente ni lo suficientemente frío para producir el retroceso del fluido. Después de captar el volumen de 25 ml, retirar el tapón y purgar cualquier líquido dentro del matraz colector. Retrovalorar el contenido del matraz colector al color rojo/rosa original con la solución de H 2SO4 0,02 N y registrar la cantidad de ácido utilizada. 8. La concentración de Poly-Plus® puede ser determinada a partir del gráfico correcto (Ver Anexo II). Además se puede observar un esquema de la prueba (Ver Fig. 20 y 21). Nota.- De debe tener mucho cuidado de que no existan fugas en el matraz de la reacción. La solución debería hervir moderadamente; se debe evitar el desbordamiento o el retroceso de

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la solución del acido bórico al matraz de reacción lo el cual anula automáticamente la prueba.

Fig.20 Prueba PHPA

Fig. 21 Secuencia de las reacciones 3.1.6.- Análisis del Contenido de Líquidos y Sólidos. Afecta a la mayor parte de los lodos, incluyendo la densidad, la viscosidad, la resistencia de gel, la pérdida de lodo y la estabilidad a la temperatura. El alto contenido en sólidos tiene

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también una influencia sobre el tratamiento del lodo y sobre el equipo necesario para que una operación de perforación sea eficiente. Los elementos importantes en el análisis de sólidos son: el contenido de arena, el contenido total de sólidos, el contenido de aceite, el contenido de agua y al capacidad del intercambio catiónico. a) Contenido de Arena. Arena.- Por definición del API, abarca las partículas de tamaño mayor que una malla 200 (74 micrones). Si esas partículas fueran en realidad arena de acuerdo a la definición geológica (cuarzo sílice) podrían ser considerablemente abrasivas. Instrumento El contenido de arena del lodo se calcula usando una malla de arena. La prueba de filtrado es de uso extendido en el campo, debido a lo sencillo de la operación. Descripción El juego de determinación del contenido de arena (Ver Fig. 22) se compone de una malla de 2 ½ pulgadas de diámetro, de malla 200 (74 micrones), un embudo de tamaño que se ajusta a la malla y un tubo medidor de vidrio, marcado para señalar el volumen de lodo a ser añadido para leer el porcentaje de arena directamente en la parte inferior del tubo, el cual está graduado de 0 a 20%. Procedimiento 1. Llenar de lodo el tubo medidor de vidrio hasta la marca señalada. Añadir agua hasta la siguiente marca. Tapar la boca del tubo con el pulgar y agitar enérgicamente. 2. Verter la mezcla sobre la malla, añadir más agua al tubo, agitar y verter de nuevo sobre la malla. Repetir hasta que el agua de lavado esté clara. Lavar la arena retenida por la malla. 3. Colocar el embudo en la parte superior de la malla. Introducir la extremidad del embudo dentro del orificio del tubo de vidrio. Usando un chorro fino de agua pulverizada, enjuagar la malla para arrastrar la arena dentro del tubo. Esperar que la arena se asiente. Usando las graduaciones del tubo, leer el porcentaje de volumen de arena.

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Fig. 22 Equipo para prueba de contenido de arena b) Contenido total de líquidos (aceite y agua) y sólidos. Se usa una retorta de lodo con capacidad de calefacción en el “horno” para determinar la cantidad de líquidos y sólidos contenidos en un fluido de perforación. Se coloca una muestra de lodo (retortas de 10, 20 ó 50 ml están disponibles) dentro del vaso y se añade la tapa. La muestra es calentada hasta que los componentes líquidos se vaporicen. Los vapores pasan a través de un condensador y se recogen en una probeta graduada en porcentajes. El volumen de líquido, petróleo y agua se mide directamente en porcentajes. Los sólidos suspendidos y disueltos son determinados restando de 100% o leyendo el espacio vacío en la parte superior del cilindro. Si el lodo contiene sal, se aplican factores de corrección antes de convertir los volúmenes a porcentajes finales. (Ver Fig. 23). Procedimiento 1. Dejar que la muestra de lodo se enfríe a la temperatura ambiente. 2. Desmontar la retorta y lubricar las roscas del vaso de muestra con grasa para altas temperaturas (Never-Seez®). Llenar el vaso de muestra con el fluido a probar casi hasta el nivel máximo. Colocar la tapa del vaso de muestra girando firmemente y escurriendo el exceso de fluido para obtener el volumen exacto – se requiere un volumen de 10, 20 ó 50 ml. Limpiar el fluido derramado sobre la tapa y las roscas. 3. Llenar la cámara de expansión superior con virutas finas de acero y luego atornillar el vaso de muestra a la cámara de expansión. Las virutas de acero deberían atrapar los sólidos extraídos por ebullición. Mantener el montaje vertical para evitar que el lodo fluya dentro del tubo de drenaje. 4. Introducir o atornillar el tubo de drenaje dentro del orificio en la extremidad del condensador, asentándolo firmemente. La probeta graduada en porcentajes debería estar sujetado al condensador con abrazaderas. 5. Enchufar el cable de alimentación en el voltaje correcto y mantener la unidad encendida hasta que termine la destilación, lo cual puede tardar 45 minutos según las características del contenido de petróleo, agua y sólidos. 6. Dejar enfriar el destilado a la temperatura ambiente. Huascar Villegas Delgadillo

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7. Leer el porcentaje de agua, petróleo y sólidos directamente en la probeta graduada. Una o dos gotas de solución atomizada ayudará a definir el contacto petróleo-agua, después de leer el porcentaje de sólidos. 8. Al final de la prueba, enfriar completamente, limpiar y secar el montaje de retorta. 9. Hacer circular un producto limpiador de tubos a través del orificio del condensador y del tubo de drenaje de la retorta para limpiar y mantener íntegro el calibre de los orificios. OBSERVACIÓN: No permitir que el tubo de drenaje quede restringido ya que podría ocasionar que la retorta estalle.

Fig. 23 Retorta c) Capacidad de Intercambio de Cationes Capacidad de Azul de Metileno procedimiento de Campo Un control preciso del lodo de perforación requiera algunas mediciones sobre el porcentaje de arcilla bentonítica presente. El análisis especial para arcilla con elevada capacidad de intercambio de cationes cumple este propósito. Dicho análisis es el azul de metileno (MBT) (Ver fig.24) Equipo • • • • •

Jeringa de 3 ml, bureta de 10 ml. Matraz Erlenmeyer de 250 ml con tapón de caucho. Bureta o pipeta de 10 ml. Cilindro graduado de 50 ml. Varilla de agitación.

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Placa calentadora. Papel filtro: 11 cm de diámetro, Whatman Nº 1 o equivalente.

Reactivos • • •

Solución de azul de metileno: 1 ml = 0,01 miliequivalentes 3,74 g de azul de metileno de calidad USP (C16H18N3SCl•3H2O) por litro. Peróxido de hidrógeno, solución al 3%. Solución de ácido sulfúrico 5 N.

Procedimiento 1. Añadir 2 ml de lodo (o un volumen adecuado de lodo que requiera de 2 a 10 ml de reactivo) a 10 ml de agua en el matraz Erlenmeyer. Añadir 15 ml de peróxido de hidrógeno de 3% y 0,5 ml de la solución de ácido sulfúrico 5 N, y mezclar revolviendo antes de calentar. Hervir a fuego lento durante 10 minutos. Diluir con agua hasta obtener una solución de aproximadamente 50 ml. Nota.- Además de la bentonita, los lodos de perforación suelen contener otras substancias que absorben el azul de metileno. El tratamiento con peróxido de hidrógeno tiene por objeto eliminar el efecto de las materias orgánicas tales como CMC (Carboximetílcelulosa), poliacrilatos, lignosulfonatos y lignitos. 2. Añadir la solución de azul de metileno, agregando cada vez una cantidad de 0,5 ml de la bureta o pipeta al matraz. Después de cada adición, introducir el tapón de caucho y agitar el contenido del matraz durante unos 30 segundos. Mientras que los sólidos están suspendidos, extraer una gota del matraz con una varilla de vidrio y colocarla sobre el papel filtro. Se alcanza el punto final de la valoración cuando el colorante aparece en la forma de un círculo azul verdoso alrededor de los sólidos teñidos. 3. Al detectar el color azul verdoso que se está propagando a partir del punto, agitar el matraz durante 2 minutos adicionales y añadir otra gota al papel filtro. Si se observa otro círculo azul verdoso, el punto final de la valoración ha sido alcanzado. Si el círculo no aparece, repetir la operación anterior hasta que una gota extraída después de agitar por 2 minutos muestre el color azul verdoso. 4. Registrar el volumen (ml) de solución de azul de metileno usado. 5. Capacidad de azul de metileno (MBC) del lodo. MBC según la prueba:

(lb bbl) = cm _ de _cmazul_ de_ de_ lodo_ metileno × 5 3

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Fig. 24 MBT procedimiento de campo 3.1.7 Prueba de Glicol (Procedimiento de campo para determinar el contenido de glicol) El glicol que constituye el principal inhibidor en el sistema GLYDRIL™ se agotará del sistema a medida que se adsorbe en las lutitas. Por lo tanto es importante medir y controlar el nivel de glicol en el lodo de perforación. Este procedimiento de prueba puede ser usado para medir la concentración de todos los tipos de glicol. Ésta no es una prueba definida por API. a) Refractómetro Refractómetro para determinar el rango de porcentajes en volumen de glicol utilizado en el sistema de lodo. Se pueden usar varios tipos de refractómetros. Un tipo usado comúnmente es el Atago N10E. El instrumento mide el contenido de glicol dentro del rango de 0 a 10%. Si se desea obtener algún valor fuera de este rango por cualquier motivo, consultar las especificaciones del fabricante para un rango distinto. Reactivos • Glicol usado en el fluido de perforación. • Agua destilada o desionizada. • Cilindros graduados, botellas de almacenamiento.

Procedimiento 1. Preparar un glicol en la curva de calibración de agua. Esta curva se obtiene añadiendo varios porcentajes en volumen de glicol en agua desionizada (típicamente, se usa de 1 a 6% en volumen). Circular cada mezcla a través de la retorta y trazar en un papel cuadriculado la correspondiente curva de indicación de BRIX vs. Porcentaje en Huascar Villegas Delgadillo

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volumen original de glicol añadido. BRIX es el nombre de la unidad de medición del refractómetro para la determinación del glicol. Circular el fluido de perforación a través de una retorta. Registrar el porcentaje en volumen de líquido. Agitar el líquido captado en el cilindro graduado a partir de la retorta. Colocar 2 a 4 gotas del líquido de la retorta sobre la superficie limpia del prisma del refractómetro. Verificar que toda la superficie del prisma esté cubierta con el líquido y cerrar el tapón. Mirar dentro de la ventana del refractómetro con el prisma orientado hacia una fuente de luz viva (Ver Fig. 25). Registrar la indicación de BRIX y utilizando la curva de calibración de glicol (Ver Anexo III), convertir la indicación en porcentaje en volumen de glicol en el lodo.

% de Glicol del lodo entero = % de Glicol de la curva de calibración x Fw. Fw = Fracción líquida del lodo

Fig. 25 Refractómetro 3.1.8.- Viscosímetro Brookfield usado para obtener la Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte (LSRV) Los siguientes procedimientos normalizados son recomendados para medir la LSRV de un fluido FLO-PRO®. Estos procedimientos están diseñados para permitir la medición precisa del perfil de viscosidad que es proporcionado exclusivamente por un fluido FLO-PRO®. Se debe hacer todo lo posible para aplicar estos procedimientos a fin de hacer comparaciones válidas entre los pozos. Equipo La prueba será realizada usando el viscosímetro digital Brookfield LVDV-II+ con husillos cilíndricos (nº 1 a 4). Los rangos de viscosidad de los husillos a 0,3 RPM usando el LVDV-II son: • nº 1 hasta 20.000 cp. • nº 2 hasta 100.000 cp. • nº 3 hasta 400.000 cp. • nº 4 hasta 2.000.000 cp.

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Ubicación Ubicar el viscosímetro Brookfield en un lugar que cuente con un suministro de energía estable y donde las vibraciones producidas por el equipo de perforación son mínimas. Las vibraciones del equipo de perforación pueden contribuir a la obtención de medidas de LSRV incorrectamente bajas. El polvo puede dañar los componentes electrónicos o los cojinetes; por lo tanto conviene ubicar el equipo en un ambiente sin polvo. Disposición Instalar el ensamblaje de engranajes sobre el soporte con el bastidor e introducir el montante del viscosímetro Brookfield en el ensamblaje, y apretar el tornillo de fijación. Nivelar el viscosímetro usando el nivel de burbuja de aire en la parte superior como guía. Enchufar la sonda de temperatura en el receptáculo ubicado en la parte de atrás del viscosímetro. Verificar que el conmutador de alimentación en la parte trasera del viscosímetro esté en la posición desconectada (OFF). Enchufar el cable de potencia dentro del receptáculo en la parte trasera del viscosímetro y en el tomacorriente CA apropiado. Verter el fluido FLO-PRO® a probar hasta 1/2 pulgada del borde superior del vaso de calentamiento y calentar a la temperatura deseada. La muestra de fluido debería ser calentada a la misma temperatura que para las otras propiedades reológicas. Agitar la muestra durante el calentamiento para igualar la temperatura en toda la muestra. Agitar lentamente para evitar de someter el fluido a un esfuerzo cortante excesivo, lo cual podría resultar en la degradación del polímero. Evitar aprisionar el aire durante la agitación. El aire aprisionado producirá indicaciones erróneas. Inicialización del Viscosímetro El viscosímetro utiliza un cojinete con gema y un resorte calibrado. Evitar impactar y retorcer el eje. Volver a poner la goma elástica cuando no se usa el viscosímetro. Encender el viscosímetro. La pantalla digital desplegará las operaciones a medida que el viscosímetro se pone automáticamente a cero. Las siguientes descripciones de pantalla se refieren al viscosímetro LVDV-II+, el modelo más utilizado. 1. Al encender el viscosímetro, la pantalla despliega “Brookfield DV-II+ LV Viscometer” (Viscosímetro Brookfield DV-II+ LV), seguido por “Versión 3.0” (Versión 3.0). 2. Luego, la pantalla cambia automáticamente a “Remove spindle Press any key” (Retirar el husillo Pulsar cualquier tecla). Al pulsar cualquiera de las teclas amarillas, la pantalla cambia a “Autozeroing Viscometer” (Puesta a Cero Automática del Viscosímetro). 3. Después de la puesta a cero automática, la pantalla despliega “Replace spindle press any key” (Volver a poner el husillo pulsar cualquier tecla). Seleccionar el husillo cilíndrico apropiado para la viscosidad deseada. La mayoría de las aplicaciones utilizan el husillo n° 2. Nótese que los husillos están marcados en el cuello.

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Acoplar el husillo roscándolo sobre el eje. Éstas son roscas izquierdas. Sostener el eje con una mano para evitar daños al resorte y al cojinete mientras que se aprieta el husillo. Después de apretar el husillo, pulsar una de las teclas amarillas en el teclado numérico. La información por defecto aparecerá en la pantalla. Pantalla del Viscosímetro La pantalla desplegará algo parecido a esto: % 0,0 0,0 RPM

S 62 70,5°F

Los valores pueden variar según lo que se probó por último. La esquina superior izquierda despliega las indicaciones del viscosímetro. Estas indicaciones pueden estar expresadas en las siguientes unidades: • • • •

% torque del viscosímetro (%) viscosidad (cp) SR — Velocidad de Corte (siempre 0 debido a la configuración del husillo) SS — Esfuerzo de Corte (siempre 0 debido a la configuración del husillo)

La unidad por defecto para el LVDV-II+ es %. El valor indicado en la esquina superior izquierda debería ser ~ +1,0% cuando no se utiliza el viscosímetro. Un valor más grande puede indicar que el cojinete o el resorte están dañados. Se usa la viscosidad en cp (centipoise) como indicación estándar. Para seleccionar las unidades apropiadas, pulsar la tecla “Select Display” (Seleccionar el Despliegue) hasta que el valor cp aparezca en la pantalla. El valor indicado en la esquina superior derecha es el código del husillo. El código le permite al viscosímetro calcular correctamente la viscosidad para una geometría determinada del husillo. El código es S62 para el husillo nº 2 y S63 para el husillo nº 3. Si el código correcto no aparece en la pantalla, pulsar la tecla “Select Spindle” (Seleccionar el husillo). El S parpadeará. Usar las teclas naranjas de flecha arriba y flecha abajo para buscar el código de husillo correcto. Al encontrar el código correcto, pulsar la tecla Select Spindle y este código se convertirá en el código por defecto. Para ajustar la velocidad, pulsar las teclas naranjas de las flechas hasta que la velocidad deseada aparezca a la derecha de RPM. Se realizan todas las pruebas a 0,3 RPM. Cuando aparezca el valor apropiado, pulsar la tecla “set speed” (ajustar la velocidad). Nota.- Ahora el viscosímetro está funcionando, pulsar la tecla “MOTOR ON/OFF” (ENCENDER/APAGAR EL MOTOR) para parar el viscosímetro, pero guardar la velocidad deseada en la memoria. El valor indicado en la esquina inferior derecha es la Huascar Villegas Delgadillo

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temperatura detectada por la sonda de temperatura. Ahora el viscosímetro está listo para realizar una prueba. Prueba Después de configurar el viscosímetro (Ver Fig. 26) y calentar la muestra a la temperatura de prueba, se puede realizar una prueba. Centrar el vaso de calentamiento debajo del viscosímetro. Los efectos límites causados por la colocación excéntrica pueden alterar las indicaciones de LSRV. Asegurarse que el cobertor protector esté en su sitio para evitar daños al husillo, cojinete y resorte. Bajar el viscosímetro hasta que el receso en el eje del cilindro llegue a la superficie del fluido. Sostener el viscosímetro por debajo de la parte delantera al bajarlo, para evitar vibraciones excesivas. Ajustar un temporizador para 3 minutos y encender el motor del viscosímetro con el botón MOTOR ON/OFF. Leer la viscosidad a 1, 2 y 3 minutos mientras que el viscosímetro está funcionando. Etiquetar estos valores LSRV1, LSRV2 y LSRV3, respectivamente. Se dedicará parte del primer minuto a la aplicación de torque sobre el resorte. En general, el fluido alcanzará su viscosidad máxima dentro del periodo de 3 minutos. Es posible que la indicación de 3 minutos sea inferior a la indicación de 2 minutos. Si la indicación de 3 minutos es inferior a la indicación de 2 minutos, es probable que el husillo esté resbalando al “perforar agujeros en el fluido”. Después de la prueba, apagar el viscosímetro y levantar el husillo encima del fluido.

Fig. 26 Viscosímetro Brookfield LVDV-II+ 3.1.9.- Temperatura La temperatura puede afectar las propiedades reológicas del lodo y la eficacia de varios aditivos. En el interior y en el fondo del pozo se convierte en un factor de gran importancia, pero no es posible determinarla con facilidad. Huascar Villegas Delgadillo

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Mediante un termómetro metálico de escala 0 a 500°F ordinario, la medición de la temperatura en la línea de descarga (línea de flujo) permite tener un indicador razonable de las condiciones en el fondo del pozo. Las propiedades reológicas se determinan en el laboratorio a la temperatura de descargo. 3.2.- Prueba del Lodo Base Aceite (Base Diesel, Base Aceite Mineral y Base Sintético) 3.2.1.- Densidad (Peso del Lodo) 1. Se utiliza el mismo equipo que para fluidos base agua. 2. Se utiliza el mismo procedimiento que para fluidos base agua. 3. El lodo que rebalse fuera del vaso debe ser lavado con el aceite base del lodo. 3.2.2.- Propiedades Reológicas Equipo Los instrumentos utilizados para medir la viscosidad y/o el esfuerzo de gel de los fluidos de perforación base aceite son los mismos usados que para lodos base agua: • •

Viscosidad de Embudo (Marsh). Viscosímetro Rotativo

Procedimiento 1. Se utiliza el mismo procedimiento que para fluidos base agua con las siguientes diferencias: •

El lodo es calentado hasta 150±2ºF (65±1ºC). (Los operadores puede exigir pruebas a temperaturas más altas.)

CUIDADO: Estos Viscosímetros de Indicación Directa están diseñados para una temperatura máxima de 200ºF (93ºC) en fluidos no presurizados. Cuando sea necesario probar fluidos con temperaturas mayores de 200ºF (93ºC), el operador debería usar un balancín de metal sólido. El líquido aprisionado dentro de un balancín hueco puede vaporizarse y causar la explosión del balancín al ser sumergido en el fluido de alta temperatura. 3.2.3.- Análisis del Filtrado • •

Solo se realiza la prueba de Filtrado API HTHP (alta temperatura, alta presión). El procedimiento es el mismo que el descrito para fluidos base agua.

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Debido a la expansión del fluido durante el calentamiento, será necesario dejar suficiente espacio dentro de la celda de calentamiento para evitar la sobrepresurización. Alturas libres recomendadas. Temperatura Espacio Vacío (°F) (pulg.) Hasta 300 1 300 - 400 1,5 - 2 400 - 500 2,5 - 3 Tabla 5. Alturas libres recomendadas También es necesario aplicar una presión sobre el receptor de filtrado para evitar la ebullición del filtrado. Las contrapresiones recomendadas para distintas temperaturas son las siguientes (estos valores también son aplicables en fluidos base agua WBM): Temperatura Presión de Fondo (°F) (psi) Hasta 300 100 300 - 400 200 400 - 500 300 Tabla 6. Presiones de fondo recomendadas 3.2.4.- Actividad del Agua La “actividad” de una solución es una medida de la presión de vapor o “humedad relativa”, y está relacionada con la concentración de solutos (salinidad). El agua tendría una actividad de 1,0; la actividad disminuye a medida que la salinidad aumenta. Cuando se perfora en lutitas sensibles al agua, conviene que el fluido de perforación y la formación tengan una actividad similar para minimizar la transferencia de agua del fluido de perforación a la formación. Los fluidos base aceite y base sintético tienen el potencial de transferir el agua de su fase de agua emulsionada (generalmente la salmuera de cloruro de calcio) mediante ósmosis, si su actividad es más alta que la actividad de la formación. La ecuación para la curva de actividad usando la sal de cloruro de calcio es la siguiente:

[(

)

] [(

)

] [(

)

AW = 1,003 + 4,66079 × 10 − 3 × ( %CaCl 2 ) − 7,2903 × 10 − 4 × ( %CaCl 2 ) + 5,6323 × 10 − 6 × ( %CaCl 2 ) 2

La actividad de un fluido de perforación base aceite puede ser obtenida a través de la lectura de “Humedad Relativa”, por medio de gráficas diseñadas a partir de pruebas. El procedimiento usado para poder determinar la humedad relativa usa un aparato especial (Ver Fig. 27). Procedimiento para la lectura de la Humedad Relativa. 1. 2. 3. 4.

Colocar 100 ml de lodo en un Erlenmeyer de 250 ml. Colocar el diodo medidor de humedad relativa 1 pulg. encima del nivel del lodo. Tapar el sistema herméticamente y esperar unos 30 minutos. Presionar el botón “Power” del diodo y leer el valor de la humedad relativa de manera directa de la pantalla.

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3

]

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5. Con el valor obtenido determinar el valor de A.W. de gráficas predefinidas (Ver Anexo IV).

Fig. 27 Medidor de humedad relativa 3.2.5.- Estabilidad Eléctrica Se usa un medidor de estabilidad eléctrica para medir la estabilidad relativa de una emulsión de agua en aceite. Esta medición es realizada mediante el uso de un par de electrodos de placa separados precisa y permanentemente, sumergidos en una muestra de fluido. Se usa una fuente de alimentación de corriente continua (CC) para proporcionar un voltaje de corriente alterna (CA) que es aplicado al electrodo según un régimen constante de aumento del voltaje. El voltaje al cual la emulsión se vuelve conductora es indicado por el flujo de corriente entre los electrodos de placa; al completar el circuito, la indicación numérica se estabilizará cuando se usa un medidor de lectura directa. (Ver Fig. 28). Procedimiento 1. Colocar en un contenedor una muestra filtrada a través de una malla de malla 12 (Malla del Viscosímetro de Marsh), verificando que el fluido haya sido bien agitado. 2. Calentar o enfriar la muestra a 120±5ºF (50±2ºC). Registrar la temperatura a la cual se tomó la indicación de estabilidad eléctrica. 3. Después de verificar la limpieza del electrodo, sumergir el electrodo dentro del lodo. Agitar manualmente la muestra con el electrodo durante aproximadamente 10 segundos. Mantener el electrodo inmóvil y evitar que el electrodo toque los lados o el fondo del contenedor al leer la indicación. 4. El medidor más reciente utiliza una indicación directa automática. NO se debe mover el electrodo durante las mediciones.

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5. Si se usa el estilo más reciente de medidor de estabilidad eléctrica de lectura directa, pulsar y mantener pulsado el botón hasta que el valor desplegado se estabilice. Registrar el valor desplegado como estabilidad eléctrica (voltios). 6. Limpiar la sonda eléctrica y repetir la prueba. Las dos indicaciones no deberían diferir en más de 5%. Si las indicaciones difieren en más de 5%, verificar el medidor y la sonda eléctrica para detectar cualquier falla. 7. Registrar el promedio de las dos medidas como estabilidad eléctrica.

Fig. 28 Medidor de Estabilidad Eléctrica 3.2.6.- Análisis del Contenido de Líquido y Sólidos Equipo Se usa una retorta para determinar la cantidad de líquidos y sólidos en el fluido de perforación Procedimiento Se utiliza el mismo procedimiento que para fluidos base agua con las siguientes diferencias: • •

El tiempo mínimo estimado del lodo base aceite en la retorta debe ser de 1hora 30 minutos. A partir de los volúmenes de aceite y agua recuperados y del volumen de la muestra de lodo original, calcular el porcentaje en volumen de aceite, agua y sólidos en el lodo. % Líquido Recuperado: • •

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% Aceite Recuperado % Agua Recuperada.

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% Sólidos Recuperados Relación Aceite/Agua: Ac

Agua

=

% Aceite ×100 % Liquido

3.2.7.- Análisis Químico del Lodo Base Aceite a) Alcalinidad (Pom) La alcalinidad de un lodo base aceite se determina rompiendo la emulsión y valorando rápidamente la mezcla hasta el primer cambio de color o el punto final. El volumen (ml) de ácido sulfúrico 0,1 N usado en la valoración por ml de lodo constituye la alcalinidad del lodo o Pom. (Ver Fig. 29). Equipo y Reactivos • • • • • •

Jeringa de 5ml. Pipeta de 5 ml. Matraz de Erlenmeyer de 250 ml. Mezcla de xileno-alcohol isopropílico (IPA) (50:50). Indicador de Fenolftaleína. Solución de ácido sulfúrico, 0,1N H2SO4.

Procedimiento 1. Colocar 50 ml de mezcla de Xileno/IPA dentro un matraz Erlenmeyer de 250 ml 2. Con una jeringa de 5 ml extraer 1 ml de lodo entero y disiparlo dentro del matraz Erlenmeyer. 3. añadir 100 ml de agua destilada. 4. Añadir 5 gotas de fenolftaleína. 5. Agitar rápidamente. 6. Al agitar, valorar lentamente con H2SO4 0,1N hasta que el color rosa desaparezca. Seguir agitando, y si el color rosa no reaparece dentro de un minuto, dejar de agitar. Puede que sea necesario dejar de agitar y esperar que la mezcla se separe en dos fases para que el color pueda ser observado con más claridad en la fase acuosa. 7. Dejar reposar la muestra durante 5 minutos. Si el color rosa no reaparece, el punto final ha sido alcanzado. Si el color rosa reaparece, valorar otra vez con ácido sulfúrico. Si el color rosa reaparece por tercera vez, valorar de nuevo. No se debe valorar después de la tercera vez. 8. Los cálculos a obtener son los siguientes:

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Fig. 29 Secuencia de reacciones al medir el Pom b) Salinidad (Cl-) Reactivos • Indicador de Cromato de Potasio. • Solución de AgNO3 0,282N. La valoración del cloruro es una continuación del procedimiento de medición de la alcalinidad. Añadir 10 a 15 gotas de indicador de cromato de potasio a la muestra cuya alcalinidad acaba de ser probada. Valorar con AgNO3 0,282N, agitando hasta que se produzca el primer cambio de color. Éste es el punto final. NO se debe valorar hasta obtener un color “rojo ladrillo”. API requiere que el contenido de sal esté indicado como total de cloruros en la fase de lodo, calculado de la siguiente manera: Total Cl- en lodo (mg/l) = ml de AgNO3 0,282N x 10.000 x ml de lodo El contenido de cloruros también puede ser indicado en otras unidades, según la compañía operadora, la información deseada y el sistema de lodo. Ver Fig. 30.

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Fig. 30 Determinación del Cl3.3.- Prueba Piloto En la ingeniería de fluidos de perforación, los cálculos están basados en el barril del campo petrolífero. El barril del campo petrolífero contiene 42 galones EE.UU. Para la prueba piloto y las operaciones del laboratorio, un barril del campo petrolífero sería difícil de manejar y resulta más práctico trabajar con una muestra de fluido mucho más pequeña. En vez de trabajar con un barril de fluido, se trabaja con un “barril equivalente”. 1 bbl = 350 ml de fluido Esta cantidad representativa para un barril se obtiene de la siguiente manera: •

Un barril del campo petrolífero tiene un volumen de 42 galones EE.UU. El barril contendría 350 libras de agua dulce. Trescientos cincuenta gramos de agua ocuparían un volumen de 350 ml según el sistema métrico. Por lo tanto, 350 ml pueden representar 42 galones EE.UU. o el barril del campo petrolífero. Si se añade 1 g de un material a este barril equivalente, esto sería equivalente a añadir 1 lb del material a un barril del campo petrolífero. Si se añade un líquido al barril final, entonces la gravedad específica del fluido debe ser tomada en consideración. Por ejemplo, si un fluido tiene una gravedad específica de 1,2, entonces sólo se necesitará 0,83 ml para 1 g o 1 lb/bbl. Las gravedades específicas de la mayoría de los materiales están indicadas en los Boletines de Productos o las Hojas de Seguridad de los Materiales.

Propósito Utilizando estas cantidades reducidas de materiales, varios tratamientos posibles pueden ser probados de manera económica antes de tratar todo el sistema de lodo. Este procedimiento es útil no solamente en caso de contaminación, sino también para evaluar los tratamientos cuando se prevé realizar una modificación de las propiedades del fluido.

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Equipo .1 Balanza con precisión de 0,1 g. .2 Mezclador del tipo Hamilton Beach o equivalente. .3 Muestras de productos químicos a probar (preferiblemente obtenidos en el sitio del equipo de perforación). .4 Equipo para efectuar el control del lodo. .5 Horno de rodillos, completo con celdas de envejecimiento si la muestra debe ser sometida el envejecimiento térmico. Procedimiento Se capta una muestra del fluido a probar y se efectúa y registra una prueba del lodo de base. En base a las propiedades registradas, se toma una decisión respecto al tipo y a las cantidades de productos químicos de tratamiento requeridos para lograr los resultados deseados. Como la agitación de la muestra del lodo durante la adición de los productos químicos de tratamiento puede modificar las propiedades de los fluidos, una muestra de “referencia” debería ser agitada durante un periodo equivalente y las propiedades registradas para comparación. Debiera llevarse un registro minucioso del orden de adición de todos los tratamientos. El hecho que los productos químicos sean añadidos al estado “seco” o en solución también afectará los resultados. Por este motivo, los productos químicos usados en las pruebas piloto deberían ser añadidos en su orden normal de adición al sistema de lodo y en el mismo estado físico. Los siguientes criterios determinan los aditivos que deben ser probados: • • •

Disponibilidad. Adaptabilidad al sistema de lodo existente y a las condiciones del agujero, es decir la temperatura y la salinidad. Eficacia en relación con el costo.

Para simular mejor las condiciones del fondo del pozo las muestras son frecuentemente sometidas al envejecimiento térmico a temperaturas de fondo y por periodos equivalentes a los periodos anticipados sin circulación. La mayoría de los hornos usados para este procedimiento permiten que la celda permanezca estática, sea rodada o girada durante el envejecimiento. 1. Usar solamente las celdas hechas con acero inoxidable (303, 304 ó 316, pero no 314) a menos que se pruebe durante periodos prolongados a altas salinidades. En este caso, se recomienda usar celdas metálicas de primera calidad. 2. Una de las principales consideraciones es evitar llenar excesivamente las celdas de envejecimiento. Al llenar las celdas, se debe dejar un espacio adecuado para permitir la expansión del fluido de la prueba. En general no se debería añadir más de 1 bbl equivalente a una celda individual. 3. Al retirar las celdas del horno, conviene dejar que la celda se enfríe a la temperatura ambiente. Si usted no puede tocar la celda con la mano desnuda, ésta no está lo suficiente fría; aunque esté fría al tacto, el interior todavía puede estar caliente.

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RECUERDE: ¡LA CELDA CONTIENE PRESIÓN GENERADA POR LA EXPANSIÓN DEL VOLUMEN DEL FLUIDO! 4. Una vez que la celda se haya enfriado, se puede destornillar LENTAMENTE la parte superior de la celda, asegurándose que cualquier presión residual sea descargada antes de dar las últimas vueltas de los tornillos. Si se puede menear la parte superior sin oír ningún escape de presión, es probable que no haya ningún peligro; sin embargo, no inclinarse NUNCA encima de una celda al abrirla. Cualquier presión residual podría expulsar la parte superior con la velocidad de un cañón de fusil, produciendo los mismos efectos.

Fig.31 Agitadores y Balanza analítica usados en pruebas pilotos

Fig.32 Celda y Horno de Rodillo para envejecimiento térmico

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4.- CONTAMINACIÓN Y TRATAMIENTO 4.1.- Introducción Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas) que tiene un efecto perjudicial sobre las características físicas o químicas de un fluido de perforación. Lo que en un tipo de fluido de perforación constituye un contaminante, en otro no será necesariamente un contaminante. Sin embargo, este capítulo se centrará principalmente en los siguientes contaminantes químicos comunes de los lodos base agua: 1. 2. 3. 4.

Anhidrita (CaSO4) o yeso (CaSO4•2H2O). Cemento (silicato complejo de Ca(OH)2). Carbonatos (gases como CO2. Sal (sal de roca, agua de preparación, agua salada, magnesio, calcio y cloruro de sodio, y agua irreducible). 5. Gases ácidos como sulfuro de hidrógeno (H2S). 6. Debido a la temperatura. 7. Debido a lo sólidos generados durante la perforación. Con excepción de los gases ácidos, estos contaminantes químicos están directamente relacionados a las reacciones de intercambio de iones con las arcillas. Por lo tanto, la concentración de sólidos de tipo arcilloso en un lodo base agua está directamente relacionada con la severidad con la cual el contaminante químico afecta las propiedades del lodo. Los lodos con niveles de MBC inferiores a 15 lb/bbl son menos afectados por la contaminación química. La severidad de estos contaminantes impuso la necesidad de desarrollar sistemas de lodo capaces de tolerarlos. Estos sistemas incluyen lodos de lignosulfonato, lodos de polímeros con bajo contenido de coloide, lodos de calcio, lodos yeso y lodos salados. 4.2.- Contaminación de Anhidrita o Yeso La anhidrita y el yeso son sulfatos de calcio y tienen composiciones químicas prácticamente idénticas. El yeso (CaSO4•2H2O), con su agua fijada, es más soluble que la anhidrita (CaSO 4). La severidad de este contaminante depende principalmente de la cantidad perforada. Si se encuentra solamente una pequeña cantidad de un contaminante, éste puede ser tolerado mediante la precipitación del ión calcio. Si se encuentran grandes cantidades, el sistema de lodo debería ser convertido en un sistema a base de calcio. Los sistemas a base de cal y de yeso pueden tolerar la contaminación de anhidrita o yeso sin afectar negativamente las propiedades del lodo. Como se muestra a continuación, al solubilizarse en agua, el sulfato de calcio se ioniza en iones calcio y sulfato.

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4.2.1.- Factores de Detección La primera indicación de contaminación de anhidrita o yeso es el aumento de las propiedades físicas, incluyendo la viscosidad Marsh, el punto cedente y los esfuerzos de gel. Las principales indicaciones de contaminación de yeso o anhidrita incluyen: 1. Aumento de la cantidad de calcio en el filtrado. El cual se observara una vez que el yeso solubilizado haya agotado los iones carbonato, bicarbonato o fosfato en el lodo, el pH disminuirá porque el pH del yeso (6 a 6,5) es muy bajo. Esta reducción del pH resultará en un aumento importante de la cantidad de calcio en el filtrado, visto que la solubilidad del calcio varía en relación inversamente proporcional al pH. 2. La reducción del pH y de la alcalinidad y el aumento de la cantidad de calcio en el filtrado constituyen los indicadores más confiables. 3. Debido a la solubilidad relativamente limitada de la anhidrita y del yeso, los recortes pueden contener trazas del mineral. Esto es demostrado frecuentemente en los recortes por la presencia de bolitas blandas de material soluble en ácido. 4. La prueba cualitativa para el ión sulfato debería indicar un aumento. Sin embargo, esta prueba también detecta el ión sulfonato. La prueba carece de sentido si se usa lignosulfonato como desfloculante principal. 4.2.2.- Tratamiento Tratamiento del lodo para la contaminación de yeso/anhidrita: 1. Aumentar la concentración de desfloculante en el sistema. El lignosulfonato y el lignito son desfloculantes eficaces en presencia de calcio, el tratamiento puede ser suficiente, según la cantidad perforada de anhidrita o yeso. El lignito causa la quelación del ión calcio, eliminándolo de esa manera. Si hay demasiado calcio, será necesario usar carbonato de sodio (Na2CO3) para precipitarlo. 2. El pH debe ser mantenido dentro del rango de 9,5 a 10,5 con soda cáustica (NaOH) o potasa cáustica (KOH). Este rango de pH limita la solubilidad del yeso y aumenta el rendimiento del lignosulfonato. 3. La precipitación del calcio con una fuente de iones carbonato es sumamente eficaz. Debido al bajo pH de la anhidrita/yeso (6 a 6,5), el carbonato de sodio constituye el carbonato preferido porque tiene un pH más alto (11 a 11,4) que el bicarbonato de sodio (8 a 8,5). Cuando se mezcla carbonato de sodio en agua, el pH aumenta debido a la formación de un ión hidroxilo, de la manera siguiente:

Si los iones calcio están presentes, éstos se precipitarán como CaCO 3 insoluble (caliza). La reacción entre el carbonato de sodio y el yeso es la siguiente:

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4.2.3.- Convirtiendo el Sistema en un Sistema a Base de Calcio Cuando se perforan grandes secciones de anhidrita o yeso, la magnitud de la contaminación hace que sea prácticamente imposible mantener las propiedades de flujo y el control de filtrado deseables. Por lo tanto es necesario añadir sulfato de calcio para convertir el sistema en un sistema de lodo a base de yeso. El lodo puede ser convertido en un lodo yeso mediante el tratamiento con soda cáustica, lignosulfonato y yeso adicional. Un lodo yeso es un sistema de bajo pH, pero se requieren grandes cantidades de soda cáustica para mantener el pH dentro del rango deseado de 9,5 a 10,5. Una “cresta” de viscosidad (aumento) ocurrirá a medida que se añade el yeso adicional, pero con las adiciones apropiadas de agua, soda cáustica y lignosulfonato, el tipo de lodo cambiará después de una circulación y la viscosidad disminuirá. El yeso es añadido hasta que no tenga ningún efecto perjudicial sobre las propiedades del lodo, después de lo cual se mantiene un excedente de yeso (5 a 8 lb/bbl) para alimentar las reacciones químicas que se están produciendo. Los niveles típicos de calcio varían de 600 a 1.200 mg/l en un lodo yeso, según el pH. El lodo también puede ser convertido en lodo cálcico mediante la aplicación del tratamiento químico que acabamos de describir. Para convertir el lodo en lodo cálcico, se añade una cantidad adicional de cal en vez de yeso, manteniendo un excedente. Para mantener un excedente de cal, la mayoría de la cal debe permanecer insoluble. Por lo tanto, el pH del lodo cálcico debe ser controlado en exceso de 11,5, mediante adiciones de soda cáustica y cal. La soda cáustica reacciona con el sulfato de calcio para producir cal adicional, de la manera indicada por la siguiente ecuación:

Fig. 33 Efecto de la concentración de sólidos sobre la viscosidad con adiciones de calcio. 4.3.- Contaminación de Cemento En cada pozo que se perfora existe la posibilidad de perforar a través de cemento. Las únicas circunstancias bajo las cuales el cemento no es un contaminante son cuando se usa agua clara, salmueras, lodos a base de calcio o lodos base aceite, o cuando el cemento está totalmente curado. El sistema de lodo más usado es el sistema de bentonita de bajo pH. En este caso, el cemento puede tener efectos muy perjudiciales sobre las propiedades del lodo. Huascar Villegas Delgadillo

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4.3.1.- Factores de Detección El efecto inicial de la contaminación de cemento es la alta viscosidad, altos esfuerzos de gel y la reducción del control de filtrado. Esto resulta del aumento del pH y de la adsorción del ión calcio en las partículas de arcilla, causando la floculación. El cemento es un silicato de cal complejo, Ca(OH) 2. Al solubilizarse en agua o en la fase acuosa de un fluido de perforación, produce una abundancia de iones hidroxilo (OH-).

La reacción anterior es reversible y representa un equilibrio entre la concentración de cemento y el pH del lodo. La solubilidad de la cal disminuye a medida que el pH del lodo aumenta. Cuando el pH excede 11,7, la cal se precipita de la solución. Por lo tanto, la cal se vuelve prácticamente insoluble a un pH mayor de 11,7 y proporciona un excedente o una reserva de cal no reaccionada, debido a la presencia de cemento no disuelto. La indicación principal de la contaminación de cemento es un aumento importante del pH, de Pm y del excedente de cal calculado, tal como sea medido por Pm y Pf. Si la cantidad de cemento perforado es relativamente pequeña, el problema no es grave. El lodo contaminado puede ser eliminado en la zaranda o tratado con desfloculantes y precipitantes. El efecto del pH sobre la solubilidad del cemento dificulta el tratamiento con precipitantes, a menos que se cuente con suficiente tiempo para realizar la dilución y la reducción del pH. Los iones hidroxilo producidos por el cemento aumentan el pH, haciendo que el calcio (cemento) sea insoluble. Por lo tanto, un lodo muy contaminado puede tener propiedades de flujo típicamente bajas, debido a la reacción de intercambio de iones calcio, al alto pH, alta alcalinidad, alto Pm, bajo calcio de filtrado y al filtrado generalmente alto, según la concentración química del lodo. Es posible que las bajas propiedades de flujo derivadas de las pruebas realizadas a bajas temperaturas no indiquen la condición del lodo en el fondo del pozo, especialmente a las temperaturas de fondo mayores de 275ºF. La gelificación producida por altas temperaturas puede constituir un problema grave con los lodos contaminados por el cemento. 4.3.2.- Tratamiento del fluido de perforación para la contaminación de cemento: 1. Aumentar la concentración de desfloculantes en el sistema. El lignosulfonato y el lignito son eficaces en la presencia de calcio dentro de un amplio rango de pH. Se puede lograr un mayor control del filtrado, usando reductores de filtrado eficaces en un ambiente que tiene una alta concentración de calcio. Sin embargo, si se perfora una cantidad excesiva de cemento, el lodo puede ser convertido en un sistema de bajo contenido de cal, si las temperaturas lo permiten. 2. El cemento aumenta la alcalinidad al volverse soluble. Por lo tanto, no es necesario añadir soda cáustica con los desfloculantes. El bajo pH de los desfloculantes como el Huascar Villegas Delgadillo

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lignito y el SAPP compensa algunos de los iones hidroxilo generados por el cemento. Esto ayuda a reducir el pH y Pm, lo cual aumenta la solubilidad del cemento (y calcio), permitiendo la precipitación. 3. El calcio de filtrado disponible puede ser precipitado por el bicarbonato de sodio o el SAPP. El bicarbonato de sodio reduce el pH y Pm de la misma manera que el SAPP. 4. Si el cemento es perforado con un sistema de polímeros, los polímeros serán hidrolizados por el alto pH y precipitados por el calcio (Ca). Por lo tanto, es necesario reducir el pH y separar el calcio (Ca2+) por precipitación lo antes posible. 5. En este caso, el ácido cítrico (H3C6H5O7) es el aditivo que se debe usar. Éste precipita el cemento como citrato de calcio y reduce el pH. Tratamiento con ácido cítrico: 2( H 3C 6 H 5 O7 • H 2 O ) + 3Ca( OH ) 2 → Ca3 ( C 6 H 5 O7 ) 2 ↓ +8H 2 O

6. La utilización de los equipos de eliminación de sólidos para eliminar las partículas finas de cemento constituye otro método para reducir la contaminación. De esta manera se retira el cemento antes de que éste pueda disolverse a un pH más bajo. El bicarbonato de sodio es un excelente agente de tratamiento para la contaminación de cemento, porque precipita el calcio y reduce el pH. Según el pH del fluido, el bicarbonato de sodio forma iones carbonato (CO32) y bicarbonato (HCO3-), los cuales precipitarán el calcio para formar carbonato de calcio (caliza), de la manera indicada a continuación:

NaHCO3 + Ca(OH)2 → NaOH + H2O + CaCO3 ↓ Uno de los problemas que surge frecuentemente con este tipo de tratamiento es el uso de una cantidad excesiva de carbonatos. Si la cantidad de carbonatos presentes excede la cantidad requerida para precipitar el calcio, los problemas del lodo relacionados con los carbonatos pueden surgir. En general, la mejor manera de proceder consiste en tratar inicialmente la contaminación de cemento con una cantidad insuficiente, observando los resultados antes de realizar tratamientos adicionales. Otro método de tratamiento del cemento consiste en usar SAPP (fosfato). Los fosfatos eliminan eficazmente el calcio y ayudan a desflocular el fluido contaminado. Los fosfatos que se usan comúnmente se convierten en ortofosfatos cuando las temperaturas exceden ±200ºF. En esta forma, los fosfatos dejan de ser eficaces como desfloculantes, pero siguen eliminando el calcio con eficacia. Aunque se use bicarbonato para eliminar todo el calcio y el excedente de cal, se obtiene generalmente un pH demasiado alto. En estos casos, será necesario combinar ácido cítrico, SAPP, ácido acético o lignito o lignosulfonato de bajo pH con el bicarbonato. OBSERVACIÓN: El carbonato de sodio no debe ser usado para tratar la contaminación de cemento, debido a su alto pH.

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4.4.- Contaminación de Carbonatos La contaminación química causada por los carbonatos solubles es uno de los conceptos menos comprendidos y más complicados de la química relacionada con fluidos de perforación. La contaminación de carbonatos/bicarbonatos resulta generalmente en la alta viscosidad de la línea de flujo, un alto punto cedente y esfuerzos de gel progresivos, y podría causar la solidificación del lodo. Estos aumentos de la viscosidad son producidos cuando los carbonatos y/o bicarbonatos floculan los sólidos de tipo arcilloso en el lodo. Las fuentes de carbonatos y bicarbonatos son las siguientes: 1. El dióxido de carbono (CO2) del aire se incorpora en el lodo a través de las tolvas mezcladoras de lodo en los tanques de lodo, y mediante las descargas de los equipos utilizados para mezclar el lodo y eliminar los sólidos. Al disolverse, el CO 2 se transforma en ácido carbónico (H2CO3) y es convertido en bicarbonatos (HCO3) y/o carbonatos (CO3) según el pH del lodo. 2. Los excedentes de carbonato de sodio o bicarbonato de sodio que resultan del tratamiento de la contaminación de cemento o yeso. 3. El gas CO2 proveniente de la formación y agua de formación. 4. Bicarbonatos y/o carbonatos de los productos secundarios de la degradación térmica del lignosulfonato y del lignito a temperaturas mayores de 325°F. 5. Algunas baritas impuras contienen iones carbonato/bicarbonato. Las siguientes ecuaciones químicas ilustran la manera en que el CO2 se disuelve para formar ácido carbónico (H2CO3) y se convierte en bicarbonatos (HCO 3) y/o carbonatos (CO3), según el pH del lodo. Estas ecuaciones indican que las reacciones químicas son reversibles de acuerdo con el pH. Por lo tanto, el CO 3 puede transformarse de nuevo en HCO 3, o incluso CO2, si se permite que el pH disminuya.

CO2 + H2O H2CO3 H2CO3 + OH– HCO3– + H2O y HCO3– OH– CO32– + H2O Esto también está ilustrado gráficamente en la Fig. 34

Fig. 34 Equilibrio carbonato-bicarbonato.

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4.4.1.- Tratamiento de un Contaminante de Carbonato/Bicarbonato El tratamiento de este contaminante es complicado porque los iones HCO 3 y CO3 pueden existir juntos a varios niveles de pH. Sólo el ión CO 3 puede ser tratado con el calcio libre para formar el precipitado CaCO3. La coexistencia de CO3 y HCO3 forma un compuesto amortiguador que permanece al mismo nivel de pH pero con niveles crecientes de Pf y Mf. A medida que la zona amortiguadora de carbonato/bicarbonato se forma, el valor de Pf aumenta mientras que el pH permanece relativamente constante. Todos los iones bicarbonato no son convertidos en iones carbonato hasta que se alcance un pH de 11,7. Por lo tanto, los iones bicarbonato/carbonato coexisten en el rango de pH de 8,3 a 11,7. La concentración de HCO 3 no tiene importancia cuando el pH es superior a 11,7. Como el bicarbonato de calcio [Ca(HCO3)2] es demasiado soluble para formar un precipitado, los iones HCO3 deberían ser convertidos en iones CO3 con (iones) hidroxilo. Para convertir HCO3 en CO3, el pH debería ser aumentado hasta por lo menos 10,3, pero sin exceder 11,3. Cuando se añade calcio libre al CO3, los dos reaccionan para formar CaCO3. El carbonato de calcio (CaCO3) es un precipitado relativamente insoluble. Por lo tanto, una concentración de calcio libre de 150 a 200 mg/l debería ser mantenida en el sistema. Si el pH es inferior a 10,3, la cal (Ca(OH)2) debería ser usada para aumentar el pH, porque constituye una fuente de iones hidroxilo y de calcio para precipitar los carbonatos. Si el pH está comprendido entre 10,3 y 11,3, la cal y el yeso deberían ser usados juntos para proporcionar una fuente de calcio sin modificar el pH. Si el pH del lodo es superior a 11,3, pH al cual el calcio es poco soluble, se debería usar yeso como fuente de calcio y para reducir el pH. La reacción de cal y yeso para formar el carbonato de calcio se ilustra a continuación: Tratamiento con cal:

(CO32–) + Ca(OH)2

CaCO3 ↓ + 2(OH–)

Tratamiento con yeso:

(CO32–) + CaSO4

CaCO3 ↓ + (SO42–)

Varias aplicaciones de cal o yeso en varias circulaciones pueden ser necesarias para tratar completamente los carbonatos (CO3). Si se permite que el pH del lodo baje hasta 10 o menos, los carbonatos, los cuales son beneficiosos en bajas concentraciones, se convertirán en bicarbonatos. Si esto ocurre, viscosidades y esfuerzos de gel muy altos pueden desarrollarse. 4.5.- Contaminación de Sal Los tres tipos de sales de roca naturales encontradas durante las operaciones de perforación son la halita (NaCl), la silvita (KCl) y la carnalita (KMgCl3•6H2O). Estas sales están clasificadas por orden de solubilidad creciente. Otras dos sales comunes son el cloruro de magnesio (MgCl2) y el cloruro de calcio (CaCl2). Estas dos sales no existen naturalmente en la forma cristalina, debido a su extrema solubilidad. Un flujo de agua salada puede ser mucho más perjudicial para las propiedades de flujo que la perforación dentro de sal de roca, porque las sales ya están solubilizadas y reaccionan más rápidamente con las arcillas. Cuando se Huascar Villegas Delgadillo

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produce algún flujo de agua salada, la densidad del lodo debe ser aumentada para controlar el flujo antes de que se pueda tomar el tiempo de acondicionar las propiedades del lodo. Los únicos sistemas sobres los cuales las sales disueltas no tienen casi ningún efecto son los sistemas de agua clara, las salmueras, los lodos base aceite y algunos sistemas de polímeros con bajo contenido de coloides. Los efectos iniciales son la alta viscosidad, altos esfuerzos de gel, un filtrado alto y un aumento importante del contenido de cloruros, acompañado por pequeños aumentos de la dureza en el filtrado del lodo. 4.5.1.- Halita (NaCl) La halita (sal común) es la sal que perforada con más frecuencia y constituye el principal componente de la mayoría de los flujos de agua salada. Detección El efecto inicial sobre el lodo de perforación es la floculación de las arcillas causada por la acción de masas del ión sodio. La viscosidad Marsh, el punto cedente, los esfuerzos de gel y el filtrado aumentan cuando se encuentra la halita. La presencia de halita puede ser confirmada por un aumento de los cloruros. Las arcillas se deshidratan cuando hay suficiente sodio y tiempo. Tratamiento El tratamiento del lodo incluye añadir suficiente desfloculante para mantener las propiedades de flujo y la dilución con agua dulce deseables a fin de obtener una reología adecuada. Se debe continuar el tratamiento químico hasta que las arcillas estén desfloculadas. Se requiere una cantidad adicional de soda cáustica para aumentar el pH. Esto depende de la cantidad de sal perforada y de si existe una cantidad suficiente para deshidratar todas las arcillas contenidas en el sistema. Si el pH disminuye hasta menos de 9,5, será necesario aumentarlo con soda cáustica para que los desfloculantes base ácido se vuelvan solubles a fin de ser eficaces. La halita pura tiene un pH de 7. Por lo tanto, cuanta más halita se perfore, más soda cáustica será requerida para mantener el pH a más de 9,5. Si se debe perforar a través de sal maciza o frecuentes venitas de sal, el lodo debería estar saturado de sal para evitar derrumbes y el hundimiento del pozo. Que el lodo esté saturado o no, se requiere generalmente un agente de control de filtrado, cuando las concentraciones son mayores de 10.000 mg/l. 4.5.2.- Silvita (KCl) La contaminación de silvita produce la misma reacción de las propiedades del lodo y requiere el mismo tratamiento del lodo que la contaminación de halita. Si el lodo no contiene cloruros, excepto los que se obtienen al perforar la sal de silvita, el valor de la valoración del cloruro constituiría una medida precisa de la concentración de iones potasio. Sin embargo, esto casi

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nunca ocurre. No es raro que estas sales estén interestratificadas. La valoración cuantitativa del ión potasio puede ser utilizada para identificar la sal como silvita pura o silvita parcial, a efectos geológicos. 4.5.3.- Carnalita (KMgCl3•6H2O) La sal compleja “carnalita” es relativamente rara. Se trata de la sal de Zechstein, la cual se compone de halita, silvita y carnalita interestratificadas. Los problemas del lodo asociados con la carnalita son graves y tienen dos aspectos: 1. Cuando está solubilizada, dos cationes fuertes (calcio y magnesio) actúan sobre las arcillas para causar la floculación y la deshidratación. Si éste fuera el único problema, el tratamiento del lodo no sería demasiado complicado. 2. En la presencia de iones hidroxilo (OH-), el magnesio de la carnalita disuelta se precipita como hidróxido de magnesio (Mg(OH)2). Este precipitado (Mg(OH)2) es una sustancia gelatinosa espesa que actúa como viscosificador. Al pH relativamente bajo de 9,9, hay suficientes iones hidroxilo presentes para que el precipitado tenga un profundo efecto sobre la viscosidad del lodo. El magnesio sólo puede ser precipitado por la soda cáustica. Esta reacción empieza a producirse con solamente 0,03 lb/bbl de soda cáustica. Por lo tanto, si es posible, la soda cáustica no debería usarse. Si el magnesio es precipitado por la soda cáustica, la viscosidad aumentará. 4.6.- Contaminación de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) El contaminante más severo y más corrosivo descrito en este capítulo es el gas de sulfuro de hidrógeno (H2S). Este gas es destructivo para el material tubular y tóxico para los seres humanos. Cuando se identifica la presencia de H2S, el personal debe usar inmediatamente los equipos apropiados de protección personal y poner en práctica las medidas de seguridad de los trabajadores. El gas de sulfuro de hidrógeno se origina en: • • • •

Depósitos térmicos. Gas de la formación. Degradación biológica. Descomposición de materiales que contienen azufre.

El gas de sulfuro de hidrógeno puede ser identificado por: • • • • •

Reducción del pH del lodo. Decoloración del lodo (hacia un color oscuro) debido a la formación de FeS a partir de la barita. Olor a huevo podrido. Aumento de la viscosidad y del filtrado debido a la reducción del pH. Formación de incrustaciones negras (FeS) sobre las tuberías de perforación de acero.

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Como el H2S es un gas ácido, el pH del lodo es reducido rápidamente mediante la neutralización de OH-. Para compensar los aspectos dañinos del gas H2S, el pH debe ser aumentado hasta por lo menos 11, o a un nivel más seguro de 12, añadiendo soda cáustica o cal. La siguiente reacción química describe la aplicación de alcalinos al H2S.

H2S + OH– H2S + OH– HS– + OH–

HS + H2O HS– + H2O S2– + H2O

El ión bisulfuro (S2-) puede ser eliminado por una reacción con óxido de cinc para formar sulfuro de cinc, el cual es insoluble.

S2– + Zn2+ → Zn S– Un tratamiento de 1 lb/bbl de óxido de cinc elimina aproximadamente 1.000 mg/l de sulfuros. Nota.- Consultar los reglamentos ambientales y los requisitos de toxicidad acuática locales antes de usar cualquier compuesto de cinc. No se debe usar más de 2 lb/bbl de óxido de cinc en el tratamiento preliminar del lodo para eliminar H2S. Se recomienda añadir de 1 a 2 lb/bbl de dispersante durante el tratamiento preliminar. Para proteger los materiales tubulares contra la corrosividad del H 2S, se recomienda usar un lodo base aceite. El aceite actúa como un agente formador de película en la presencia de H2S. La ruptura por absorción de hidrógeno es la causa de la destrucción de los materiales tubulares. El H2S no es menos tóxico en los lodos base aceite que en los lodos base agua. En realidad, con los lodos base aceite sería necesario tomar mayores precauciones que con los lodos base agua, debido a la solubilidad del H2S en el aceite. Si se detecta H2S en el lodo cuando se usa la prueba de filtrado soluble en el tren de gas de Garrett, será necesario tomar medidas para: 1. Aumentar inmediatamente el pH hasta un valor de por lo menos 11,5 a 12, mediante la adición de soda cáustica. 2. Amortiguar el pH con cal. 3. Comenzar tratamientos con óxido de cinc para eliminar los sulfuros solubles del lodo. Si parece que el H2S proviene (fluye) de la formación, la densidad del lodo debería ser aumentada para interrumpir el flujo de gas dentro del pozo. Las propiedades químicas del gas de sulfuro de hidrógeno son bastante complejas. Las acciones descritas anteriormente son recomendadas para minimizar los aspectos tóxicos de este contaminante corrosivo. 4.7.- Contaminación con Temperatura

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Es otro contaminante de los lodos, la temperatura aumenta la velocidad de reacción química de los fluidos que están dentro del lodo; La temperatura puede romper o degradar los polímeros del lodo y estos al degradarse pierde sus propiedades específicas. El almidón se descompone dando iones OH- y CO3. Entre los síntomas para saber que estamos sufriendo una contaminación por temperatura tenemos: • • • •

Existe un incremento del filtrado. El PH tiende a bajar. El Pf baja. El Mf sube.

Entre los posibles tratamientos para la contaminación por temperatura tenemos: 1. Agregar al lodo polímeros que mantengan sus propiedades a altas temperaturas. 2. Bajar el porcentaje de sólidos totales para minimizar el efecto de floculación o bien agregar agua. 3. Agregar dispersantes. 4. Agregar material tenso activos a fin de evitar peligros de solidificación del lodo. 5. En último caso si el lodo es base agua cambiar el lodo a base aceite. 4.7.- Contaminación por sólidos La contaminación por arcilla incrementa el contenido de sólidos, MBT y disminución de la alcalinidad. Entre los tratamientos a realizarle al lodo es usar al máximo el equipo de control de sólidos, diluir y agregar barita si el peso disminuye, usar dispersante y soda cáustica. Cuando la contaminación ocurre en un lodo base aceite se puede observar un aumento constante de las propiedades reológicas, disminución en el avance de la perforación e incremento de los sólidos de la formación en el fluido. Entre los tratamientos recomendados es disminuir el tamaño de malla en la zaranda, observar que le equipo de control de sólidos esté funcionando y aumentar la relación aceite/agua. En el capitulo siguiente se desarrolla al máximo el trato que se aplica a todos los sólidos generados durante la perforación así como un desarrollo de los equipos usados para este motivo. Nota.- Ver Anexo VI para obtener referencias rápidas de detección y tratamientos. 5.- BALANCE DE MATERIALES Los análisis de sólidos, las diluciones, y las ecuaciones de densidad creciente y mezcla están basados en los balances 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 Huascar Villegas Delgadillo

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componentes debe ser igual a la suma de los productos. Este concepto es válido para la masa y los átomos, pero no es siempre válido para las soluciones y los compuestos, debido a las solubilidades y las reacciones químicas. Matemáticamente, el concepto de balance de materiales está dividido en dos partes: I. El volumen total es igual a la suma de los volúmenes de los componentes individuales. Vt = V1 +V2 +V3 +..........

II. La masa total es igual a la suma de las masas de los componentes individuales. ρ f ×V f = ρ1 ×V2 + ρ2 ×V2 + ρ3 ×V3 + .........

Donde: V = Volumen ρ = Densidad Nota.- 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 producto.

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CAPITULO II “CONTROL DE SÓLIDOS” 1.- INTRODUCCIÓN Los tipos y las cantidades de sólidos presentes en los sistemas de lodo determinan la densidad del fluido, la viscosidad, los esfuerzos de gel, la calidad del revoque y el control de filtración, así como otras propiedades químicas y mecánicas. Los sólidos y sus volúmenes también afectan los costos del lodo y del pozo, incluyendo factores como la Velocidad de Penetración (ROP), la hidráulica, las tasas de dilución, el torque y el arrastre, las presiones de surgencia y pistoneo, la pegadura por presión diferencial, la pérdida de circulación, la estabilidad del pozo, y el embolamiento de la barrena y del conjunto de fondo. A su vez, estos factores afectan la vida útil de las barrenas, bombas y otros equipos mecánicos. Los sólidos perforados, compuestos de rocas y arcillas de bajo rendimiento, se incorporan en el lodo. Estos sólidos afectan negativamente muchas propiedades del lodo. Sin embargo, como no es posible eliminar todos los sólidos perforados – ya sea mecánicamente o por otros medios – éstos deben ser considerados como contaminantes constantes de un sistema de lodo.

Fig. 1 Rango de Operación de Equipos 2.- MARCO TEÓRICO Y CONCEPTUAL 2.1.- Fundamentos Los sólidos del lodo de perforación pueden ser separados en dos categorías: •

Sólidos de Baja Gravedad Específica (LGS)

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Con una Gravedad Específica (SG) comprendida en el rango de 2,3 a 2,8. Los sólidos perforados, las arcillas y la mayoría de los demás aditivos de lodo están incluidos aquí y son frecuentemente los únicos sólidos usados para obtener densidades de hasta 10,0 lb/gal (SG1,2)

La siguiente gráfica muestra el rango recomendado de contenido total de sólidos para los lodos base agua. (Ver Fig. 2).

Fig. 2 Rango recomendado de sólidos en los lodos base agua El control de sólidos se logra usando uno o varios de los métodos básicos de separación de sólidos: • • • •

Sedimentación. Zaranda. Hidrociclones. Centrífugas rotativas.

Los hidrociclones y las centrífugas usan la fuerza centrífuga para lograr tasas de separación más altas que las que se pueden obtener mediante la sedimentación gravitacional. Estos métodos son similares a la sedimentación y están gobernados por las leyes de la física. Si se mantiene el lodo en circulación para romper los esfuerzos de gel, entonces la sedimentación de las partículas está gobernada por la ley de Stokes, la cual es:

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Donde:

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Vs gc Ds ρs ρL μ

= = = = = =

Velocidad de caída o sedimentación (pie/seg.) Constante de gravedad (pie/seg.2) Diámetro del sólido (pie) Densidad del sólido (lb/pie3) Densidad del líquido (lb/pie3) Viscosidad del líquido (cP)

Esta ecuación es una representación matemática de los hechos que se observan comúnmente; cuanto más grande sea la diferencia entre la densidad del sólido y la densidad del líquido (ρs – ρL), más rápida será la sedimentación del sólido; cuanto más grande sea una partícula (DS), más rápida será su sedimentación; y cuanto más baja sea la viscosidad del líquido (μ), más rápida será la velocidad de sedimentación. Además, si se puede aumentar mecánicamente la fuerza que actúa sobre las partículas (gC), la velocidad de sedimentación aumentará proporcionalmente. Para un movimiento centrífugo como el que se observa en los hidrociclones y las centrífugas, la fuerza de separación es proporcional al diámetro del movimiento circular, multiplicado por el cuadrado de la velocidad rotacional (RPM), multiplicado por la masa de la partícula. Las observaciones realizadas en el campo verifican que la baja viscosidad del lodo, sumada a un caudal bajo del lodo, favorecen la sedimentación de los sólidos más grandes y más pesados y la remoción de la arena y de los recortes mediante la sedimentación o la fuerza centrífuga resulta práctica y beneficiosa. Sin embargo, si el lodo contiene barita, ésta también puede sedimentarse. La única manera de que todos los recortes puedan ser separados de toda la barita sería que todos los recortes fuesen del mismo tamaño y que toda la barita tenga un tamaño y una masa totalmente diferentes. La ley de Stokes demuestra que partículas de diferentes densidades y tamaños, con masas idénticas (densidad multiplicada por el volumen), tienen exactamente la misma velocidad de sedimentación. Los hidrociclones y/o las centrífugas no son perfectos en lo que se refiere a la separación de los sólidos no deseados del lodo. Sin embargo, las ventajas ofrecidas por estos equipos compensan ampliamente sus limitaciones. Cada equipo de control de sólidos está diseñado para eliminar una cantidad suficiente de sólidos de manera que se pueda mantener un nivel controlable de sólidos perforados. Es importante usar la combinación correcta de equipos para una situación determinada, y asegurarse que éstos funcionen y estén configurados de la manera correcta. 2.2.- Clasificación de los Tamaños de Partículas Es importante entender la manera en que los tamaños de las partículas contenidas en el lodo de perforación se clasifican y los tipos de sólidos que corresponden a cada categoría. Las partículas del lodo de perforación pueden variar de arcillas muy pequeñas (menos de 1/25.400 Huascar Villegas Delgadillo

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de pulgada) a recortes muy grandes (más de una pulgada). Debido a las partículas extremadamente pequeñas, los tamaños están indicados en micrones. Un micrón es una millonésima de metro (1/1.000.000 ó 1 x 10-6 m). Por lo tanto, 1 pulgada es igual a 25.400 micrones. La Tabla 1 y las Figuras 3 y 4 relacionan los tamaños de las partículas con términos familiares, ejemplos típicos, mallas equivalentes, y con los equipos de control de sólidos que eliminarán partículas que tienen un tamaño determinado. La malla es importante porque determina el tamaño de separación para las zarandas. La Figura 4 es un dibujo ampliado para mostrar los tamaños de malla que aumentan de malla 20 a 325 y el tamaño equivalente de partícula (en micrones) que pasará a través de cada malla. Se usa una malla 200 para la Prueba de Arena de API, en la cual todas las partículas que no pasan a través de la malla (>74 micrones) están clasificadas como arena. El noventa y siete por ciento de las baritas de buena calidad ( M

(2P – M) x 20

(M – P) x 40

0

Lodo estable, buena condición

Obsérvese que cuando Pf = 0, sólo los iones bicarbonato pueden contribuir a la alcalinidad. Cuando Pf = Mf, toda la alcalinidad es debida al ión oxidrilo. Si 2Pf = Mf, toda la alcalinidad

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es debida a la contribución del carbonato. Cuando se obtienen otras lecturas, ellas son el resultado de dos orígenes de la alcalinidad. Si se desea convertir de partes por millón equivalentes (epm) a partes por millón en peso, se utilizan los siguientes factores: Multiplíquese el epm de OHMultiplíquese el epm de HCO-3 Multiplíquese el epm de CO3

por 17 por 61 por 30

Estos factores se obtienen dividiendo el peso molecular por la valencia, o reactividad. Los lodos con problemas de carbonato o bicarbonato a menudo exhiben altas viscosidades y elevadas resistencias de gel, y no responden a los tratamientos normales. La pérdida de filtrado (especialmente HTHP) puede aumentar y el lodo puede tener una apariencia vidriosa, farinácea o aireada. Las fuentes de este tipo de problemas incluyen el tratamiento excesivo con carbonato o bicarbonato de sodio; el dióxido (CO2) disuelto desde el aire o desde la formación perforada; y la degradación de OH-, lignosulfonato o almidón

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Anexo VI: Referencia Rápida para Reconocer y Tratar los Contaminantes 1.- Contaminación de Cemento Síntomas • • • •

Aumento de la viscosidad y de los esfuerzos de gel. Aumento de pH, Pm y Pf (especialmente Pm). Mayor filtrado. Mayor excedente de cal y calcio soluble (después).

Tratamiento 1. Según el tipo de sistema usado, se puede usar dispersantes, controladores de filtrado y bicarbonato de sodio para reducir el pH y precipitar el calcio soluble (ver las Tablas 2 y 3). Entonces, las partículas de arcilla estarán libres para reaccionar con el diluyente o desfloculante utilizado. 2. Grandes tratamientos de agua y dispersantes para controlar las propiedades de flujo. Se añade bentonita para obtener el filtrado deseado, una vez que las propiedades de flujo están bajo control. 2.- Contaminación de Yeso o Anhidrita Síntomas • • • •

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 1. Precipitar o secuestrar el calcio soluble con fosfatos o carbonato de sodio (ver las Tablas 2 y 3). Reducir la viscosidad con tratamientos de lignosulfonatos y soda cáustica. Reducir el filtrado con tratamientos de bentonita. 2. 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 reductores. 3.- Contaminación con Sal Síntomas • •

Aumento de la viscosidad. Aumento del filtrado.

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Aumento de la cantidad de cloruro soluble y calcio. Reducción del pH y Pf.

Tratamiento 1. Diluir la concentración de NaCl con agua, si la formación de sal debe ser entubada poco después de terminar la perforación. Tratar el fluido con lignosulfonatos para controlar la viscosidad; soda cáustica y cal según una proporción de 1:2 para controlar el pH y Pf; reductores de filtrado y bentonita para controlar el filtrado. 2. Si no se entuba la sal y la formación queda expuesta por un largo periodo, saturar el sistema con cloruro de sodio (sal) para impedir el ensanchamiento adicional del pozo. Controlar la viscosidad con tratamientos de lignosulfonatos, además de soda cáustica y cal. Pequeños tratamientos de reductores de filtrado son eficaces para controlar la viscosidad si los sólidos están controlados dentro del rango apropiado. Controlar el filtrado mediante adiciones de almidón y/o reductor, y adiciones de bentonita prehidratada. Si se usa almidón para controlar el filtrado, mantener una concentración de NaCl de 190.000 mg/l para evitar la fermentación del almidón, o usar un biocida. 4.-Contaminación de Carbonatos Síntomas • • • •

Altos esfuerzos de gel. Aumento de Pf con un pH constante. Mayor diferencia entre Pf y Mf. Aumento de los niveles de carbonatos o bicarbonatos.

Tratamiento 1. Aumentar el pH hasta un valor comprendido entre 10,3 y 11,3. 2. Añadir cal y/o yeso, dos fuentes solubles de Ca, para eliminar los carbonatos como CaCO3 (ver las Tablas 2 y 3). 5.- Contaminación de Sulfuro de Hidrógeno Síntomas • • •

Reducción de las alcalinidades. Ligero olor fétido (huevo podrido) en la línea de flujo. El lodo o la tubería adquiere un color negro.

Tratamiento 1. Aumentar el pH hasta un nivel comprendido entre 11 y 11,5 con soda cáustica. 2. Amortiguar con cal.

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3. Añadir óxido de cinc (ver las Tablas 2 y 3).

Tabla 2: Tratamiento químico en unidades EE.UU.

Tabla 3: Tratamiento químico en unidades métricas.

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Tabla 4: Referencia rápida para reconocer y tratar los contaminantes. WT FV PV YP Gels FL Pm Pf Mf

= densidad = viscosidad embudo = viscosidad plástica = punto cedente = Esfuerzos de gel = Pérdida de filtrado = Alcalinidad del lodo = Alcalinidad del filtrado = Alcalinidad de filtrado de anaranjado de metilo

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Anexo VII: Circuito de Circulación Rig. 151

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BIBLIOGRAFÍA. 1. Glossary of the Petroleum Industry, Third Edition – 1996. English – Spanish and Spanish English. PennWell Books. 2. “Tecnología aplicada de Lodos” – Manual IMCO – Halliburton Company. 3. Notas tomadas de las aulas, Materia: “Fluidos de Perforación” – U.A.G.R.M. – Docente: Ing. Denis Egüez 4. “Drilling Fluids Engineering Handbook” - Manual de MI – SWACO – Edición 1999. 5. “Un Siglo de la Perforación en México” – Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos – PEMEX, México – 2000. Capitulo Lodos.

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