FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA ESCUELA ACADÉMICO

UNIVERSIDAD NACIONAL DE TRUJILLO FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA

ESCUELA ACADÉMICO PROFESIONAL DE INGENIERÍA

QUÍMICA

“EVALUACIÓN DE LA VISCOCIDAD DE UN FLUIDO DE

PERFORACIÓN A BAJA VELOCIDAD DE CORTE DE UN POZO

HORIZONTAL USANDO COMO VISCOSIFICANTE GOMA XANTANA”

TESIS PARA OPTAR EL TÍTULO DE

INGENIERO QUÍMICO

AUTORES:

Bach. KETTY YAMILE PONTE ALVAREZ

Bach. WILDER ALBERTO SAAVEDRA ACARO

ASESOR:

Dr. LUIS MONCADA ALBITRES

TRUJILLO – PERÚ

2013

Biblioteca Digital - Dirección de Sistemas de Informática y Comunicación

Esta obra ha sido publicada bajo la licencia Creative Commons Reconocimiento-No Comercial-Compartir bajola misma licencia 2.5 Perú. Para ver una copia de dicha licencia, visite http://creativecommons.org/licences/by-nc-sa/2.5/pe/

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I

PRESENTACIÓN

SEÑORES CATEDRÁTICOS MIENBROS DEL JURADO:

De conformidad con lo dispuesto en el reglamento de grados y títulos de la Escuela

Académico Profesional de Ingeniería Química de la Universidad Nacional de Trujillo, nos es

honroso presentar a consideración de vuestro criterio el trabajo intitulado:” EVALUACIÓN

DE LA VISCOSIDAD DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN A BAJA VELOCIDAD DE CORTE DE

UN POZO HORIZONTAL, USANDO COMO VISCOSIFICANTE GOMA XANTANA”, que

sustentaremos como Tesis para obtener el Título de Ingeniero Químico, si vuestro

dictamen nos favorece.

Trujillo, Abril del 2013

________________________________ ________________________________

Br. Ketty Yamile Ponte Alvarez Br. Saavedra Acaro, Wilder Alberto



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II

JURADO DICTAMINADOR



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III

DEDICATORIA 1



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IV

DEDICATORIA 2

Dedico este trabajo a Dios por ser el principal autor de todos los logros alcanzados en mi

vida, por darme salud para trabajar por mis metas y fortaleza espiritual en los momentos

más difíciles, por darme a una madre realmente maravillosa y luchadora, Luisa, que ha

sabido alentar y aconsejar día a día, a mi padre, Oscar, por guiarme a lo largo de mi vida

con disciplina y honestidad; a mis hermanos, Oscar, Moises, Genesis, Isis y Enrique por

brindarme mi apoyo y compañía en cada momento de mi vida. Este logro se los dedico a

cada uno de ustedes, los amo.

Wilder Saavedra Acaro



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V

AGRADECIMIENTO

Expresamos nuestro agradecimiento a la Facultad de ingeniería Quimica de la Universidad

Nacional de Trujillo por permitirnos desarrollarnos profesionalmente, así como a todos los

profesores que nos transmitieron sus conocimientos y experiencias.

A nuestro asesor Dr. Luis Orlando Moncada Alvitres, por su apoyo desinteresado en el

desarrollo de ésta tesis.



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ÍNDICE GENERAL

Contenido Página

PRESENTACIÓN……………………………………………………………………………………………………I

DEDICATORIA…………………………………………………………………………………………………….III

AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………………………….............V

RESUMEN………………………………………………………………………………………………….………VI

ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………………………………………..IX

ÍNDICE DE FIGURAS Y DIAGRAMAS…………………………………………………........... ……XVI

ÍNDICE DE TABLAS…………………………………………………………………………………………XVIII

ÍNDICE DE GRAFICOS…………………………………………………………………………………………XX

Capítulo I: INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………….1

1.1 Problema………………………………………………………………………………………………….........2

1.2 Objetivos………………………………………………………………………………………………………….2

1.2.1 Objetivo general…………………………………………………………………………………………2

1.2.2 Objetivos específicos………………………………………………………………………………….2

1.3 Antecedentes……………………………………………………………………………………………………2

1.4 Fluidos de perforación………………………………………………………………………………………3

1.5 Funciones de los fluidos de perforación……………………………………………………………4

1.6 Composición de los fluidos de perforación……………………………………………………….8

1.6.1 Fase líquida…………………………………………………………………………………………………8

1.6.2 Fase sólida………………………………………………………………………………………………….8



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1.7 Tipos de Fluidos de Perforación……………………………………………………………………..10

1.7.1 Fluidos base agua……………………………………………………………………………………..10

1.7.2 Fluidos base aceite……………………………………………………………………………………11

1.7.3 Fluidos aireados………………………………………………………………………………………..11

1.8 Descripción de las propiedades, pruebas y equipos de laboratorio…………………12

1.8.1 Densidad de un Fluido………………………………………………………………………………12

1.8.2 Propiedades Reológicas…………………………………………………………………………….12

1.8.3 Concentración iónica de Hidrogeno pH…………………………………………………….15

1.8.4 Pruebas químicas………………………………………………………………………………………16

1.8.4.1 Alcalinidad………………………………………………………………………………………………..16

1.8.4.2 Determinación del ion cloruro………………………………………………………………….16

1.8.4.3 Determinación del catión calcio…………………………………………………….............16

1.8.5 Filtrado……………………………………………………………………………………………….......16

1.8.6 Contenido de líquidos y solidos…………………………………………………………………17

1.8.7 Prueba de azul de metileno (MBT) ……………………………………………………........17

1.8.8 Contenido de Arena………………………………………………………………………………….17

1.8.9 Horno y celdas y envejecimiento………………………………………………………………18

1.9 Reología de los Fluidos de Perforación……………………………………………………………18

1.10 Tipos de Fluidos……………………………………………………………………………………………18

1.10.1 Fluidos Newtonianos…………………………………………………………………………………19

1.10.2 Fluidos No Newtonianos…………………………………………………………………………..19

1.11 Modelos Reológicos……………………………………………………………………………………..21



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1.11.1 Modelo Newtoniano…………………………………………………………………………………21

1.11.2 Modelo Plástico de Bingham…………………………………………………………………….22

1.11.3 Modelo de Ley de Potencia……………………………………………………………………….23

1.11.4 Modelo de Ley de Potencia Modificada…………………………………………………….23

1.12 Evaluación de las Propiedades Reológicas de los Fluidos de Perforación………24

1.13 Factores que afectan a la Reología……………………………………………………………….24

1.13.1 Temperatura…………………………………………………………………………………………….24

1.13.2 Presión……………………………………………………………………………………………………..25

1.13.3 Tiempo……………………………………………………………………………………………………..25

1.14 Fundamentos Básicos de los Pozos Horizontales………………………………………….25

1.14.1 Historia de la Perforación de Pozos Horizontales………………………………………26

1.14.2 Tipos de Pozos Horizontales……………………………………………………………………..27

1.14.3 Objetivos de Perforar un Pozo Horizontal…………………………………………………29

1.14.4 Aplicaciones de los Pozos Horizontales……………………………………………………..29

1.15 Agentes Viscosificantes…………………………………………………………………………………29

1.15.1 Química y aplicación de polímeros……………………………………………………………30

1.15.2 Estructuras de los polímeros…………………………………………………………………….30

1.15.3 Clasificación de los polímeros……………………………………………………………………31

1.15.4 Polímeros naturales………………………………………………………………………………….32

1.15.5 Polímeros naturales modificados………………………………………………………………33

1.15.6 Polímeros sintéticos………………………………………………………………………………….34

1.15.7 Goma Xantana………………………………………………………………………………………….34



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1.15.7.1 Características…………………………………………………………………………………………35

Capitulo II METODOLOGÍA EXPERIMENTAL……………………………………………………..37

2.1 Materiales………………………………………………………………………………………………………37

2.2 Equipos usados para las pruebas del fluido de perforación ……………………………37

2.2.1 Balanza de lodos…………………………………………………………………………………………37

2.2.2 Embudo de Marsh………………………………………………………………………………………39

2.2.3 Viscosímetro rotativo…………………………………………………………………………………40

2.2.4 Viscosímetro de brookfield…………………………………………………………………………41

2.2.5 Medidor de pH universal……………………………………………………………………………42

2.2.6 Medidor de pH electrónico…………………………………………………………………………42

2.2.7 Alcalinidad de un fluido………………………………………………………………………………43

2.2.8 Determinación del ion cloruro……………………………………………………………………44

2.2.9 Determinación del catión calcio…………………………………………………………………44

2.2.10 Filtrado API………………………………………………………………………………………………45

2.2.11 Contenido de líquidos y sólidos………………………………………………………………..46

2.2.12 Prueba del MBT……………………………………………………………………………………….47

2.2.13 Contenido de arena………………………………………………………………………………….48

2.2.14 Equipo para el envejecimiento del fluido…………………………………………………48

2.3 Metodología experimental……………………………………………………………………………..49

2.4 Formulación y preparación del fluido de perforación base agua…………………….51

2.5 Pruebas de envejecimiento…………………………………………………………………………….53

Capítulo III RESULTADOS………………………………………………………………………………….54



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Capítulo IV DISCUSIÓN DE RESULTADOS…………………………………………………………..72

Capítulo V CONCLUSIONES……………………………………………………………………………….74

Capítulo VI RECOMENDACIONES……………………………………………………………………….75

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………………………………………………….76

NOMENCLATURA Y SÍMBOLOS………………………………………………………………………….78

GLOSARIO DE TÉRMINOS………………………………………………………………………………….79

ANEXO A Procedimiento para la preparación del fluido de perforación……………81

ANEXO B Procedimientos para las pruebas realizadas al fluido de perforación..82

ANEXO C Imágenes de los ensayos de laboratorio……………………………………………93



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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura N°1. Clasificación de la fase liquida de un fluido de perforación…………………..8

Figura N°2. Clasificación de la fase sólida de un fluido de perforación…………. ……….9

Figura N°3. Fluido Newtoniano…………………………………………………………………………….19

Figura N°4. Efecto de la velocidad de corte sobre la viscosidad efectiva de un fluido

no newtoniano……………………………………………………………………………………………………..20

Figura N°5. Flujo laminar……………………………………………………………………………………..22

Figura N°6. Perfil de un pozo horizontal………………………………………………………………26

Figura N°7. Radios de giros y longitudes de las secciones horizontales………………..28

Figura N°8. Estructura lineal de un polímero……………………………………………………….30

Figura N°9. Estructura ramificada de un polímero……………………………………………….31

Figura N°10. Estructura entrecruzada de un polímero…………………………………………31

Figura N°11. Estructura de la glucosa…………………………………………………………………..33

Figura N°12. Estructura de la goma xantana………………………………………………………..35

Figura N°13. Balanza de lodo presurizada…………………………………………………………….38

Figura N°14. Balanza de lodo no presurizada………………………………………………………..38

Figura N°15. Embudo de marsh y jarra de lodo…………………………………………………….39

Figura N°6. Viscosímetro rotativo y thermo cup……………………………………………………40

Figura N°17. Viscosímetro brookfield……………………………………………………………………41

Figura N°18. pH universal……………………………………………………………………………………..42

Figura N°19. phmetro digital…………………………………………………………….....................43

Figura N°20. Equipo de filtración API……………………………………………………………………45



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Figura N°21. Equipo de retorta……………………………………………………………………………..46

Figura N°22. Equipo para la prueba de MBT…………………………………………………………47

Figura N°23. Equipo de prueba de arena………………………………………………………………48

Figura N°24. Horno de envejecimiento…………………………………………………………………49

Figura N°25. Celdas de envejecimiento…………………………………………………………………49

Figura N°26. Prueba de envejecimiento………………………………………………………………50

Figura N°27. Curva típica de caudales para un fluido de perforación…………………….84

Figura N°28. Pantalla del viscosímetro Brookfield……………………………………………….85

Figura N°29. Valoración del MBT………………………………………………………………………….91

Figura N°30. Evaluando la viscosidad a muy baja velocidad de corte…………………..93

Figura N°31. Pantalla del viscosímetro brookfield…………………………………………………93

Figura N°32. Fluido de Perforación FloPro antes de envejecer…………………………….94

Figura N°33. Revoque del sistema FloPro antes y después de envejecer……………..94

Figura N°34. Celda de envejecimiento con fluido de Perforación FloPro……………..95

Figura N°35. Mezclado de fluido FloPro después del envejecimiento………………….95

Figura N°36. Fluido de perforación Flopro envejecido…………………………………………96

Figura N°37. Aditivos del fluido de perforación FloPro………………………………………..96



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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla N°1. Densificantes comúnmente usados en los fluidos de perforación………..9

Tabla N°2: Rangos de viscosidad de los husillos…………………………………………………..41

Tabla N°3. Formulaciones del sistema Flo Pro, variando la concentración de goma

xantana(Flovis) y usando 4 lb/bbl de almidón (Flotrol) ……………………………………….52

Tabla N°4. Formulaciones del sistema Flo Pro, variando la concentración de goma

xantana(Flovis) y usando 5 lb/bbl de almidón (Fotrol) ………………………………………..52

Tabla N°5. Resultados de la viscosidad a muy a baja velocidad de corte variando la

concentración de goma xantana y usando 4 lb/bbl almidón (Flotrol)………………….54

Tabla N°6. Resultados de propiedades reológicas, densidad, pH y filtrado variando

la concentración de goma xantana y usando 4 lb/bbl de almidón (Flotrol)…………54


concentración de goma xantana (Flovis) y usando 4 lb/bbl almidón (Flotrol)

después del envejecimiento………………………………………………………………………………..55

Tabla N°8. Resultados de propiedades reológicas, densidad, pH y filtrado variando

la concentración de goma xantana (Flovis) y usando 4 lb/bbl de almidón (Flotrol)



concentración de goma xantana (Flovis) y usando 5 lb/bbl almidón (Flotrol) antes

del envejecimiento………………………………………………………………………………………………63

Tabla N°10. Resultados de propiedades reológicas, densidad, pH y filtrado

variando la concentración de goma xantana (Flovis) y usando 5 lb/bbl de almidón

(Flotrol) antes del envejecimiento……………………………………………………………………….63

Tabla N°11. Resultados de la viscosidad a muy a baja velocidad de corte variando

la concentración de goma xantana (Flovis) y usando 5 lb/bbl almidón (Flotrol)




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Tabla N°12. Resultados de propiedades reológicas, densidad, pH y filtrado

variando la concentración de goma xantana (Flovis) y usando 5 lb/bbl de almidón

(Flotrol) después del envejecimiento…………………………………………………………………..64

Tabla N°13. Hoja de cálculo con el orden y cantidades de los aditivos…………………81



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ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico N°1. Comportamiento de la viscosidad a muy baja velocidad de corte (0.3

RPM) con la temperatura para las formulaciones de la tabla N°3 antes de

envejecerlas…………………………………………………………………………………………………….....56

Gráfico N°2. Comportamiento de las propiedades reológicas para las

formulaciones de la tabla N°3 antes de envejecerlas…………………………………………..57


RPM) con la temperatura para las formulaciones de la tabla N°3 después de

envejecerlas ……………………………………………………………………………………………………….58


formulaciones de la tabla N°3 después de envejecerlas………………………………………59

Gráfico N°5. Comparación de la viscosidad plástica para las formulaciones de la

tabla N°3 antes y después de envejecerlas………………………………………………………….60

Gráfico N°6. Comparación del punto cedente para las formulaciones de la tabla

N°3 antes y después de envejecerlas…………………………………………………………………..61

Gráfico N°7. Comparación del filtrado para las formulaciones de la tabla N°3 antes

y después de envejecerlas …………………………………………………………………………………62


RPM) con la temperatura para las formulaciones de la tabla N°4 antes de

envejecerlas ……………………………………………………………………………………………………….65


formulaciones de la tabla N°4 antes de envejecerlas ………………………………………….66


RPM) con la temperatura para las formulaciones de la tabla N°4 después de

envejecerlas ……………………………………………………………………………………………………….67


formulaciones de la tabla N°4 después de envejecerlas ……………………………………..68



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Gráfico N°12. Comparación de la viscosidad plástica para las formulaciones de la

tabla N°4 antes y después de envejecerlas ………………………………………………………...69

Gráfico N°13. Comparación del punto cedente para las formulaciones de la tabla

N°4 antes y después de envejecerlas ………………………………………………………………….70

Gráfico N°14. Comparación del filtrado para las formulaciones de la tabla N°4

antes y después de envejecerlas …………………………………………………………………………71



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VI

RESUMEN

En esta investigación se utilizó la formulación del sistema de fluido de perforación para un

pozo horizontal llamado FLO-PRO, con la finalidad de evaluar la viscosidad a muy baja

velocidad de corte usando como viscosificante la goma xantana; se determinaron las

propiedades del fluido entre las temperaturas de 120°F a 160 °F; asimismo, se usaron

concentraciones de almidón modificado de 4 y 5 lb/bbl, todas estas pruebas fueron

realizadas a escala de laboratorio utilizando diferentes concentraciones de goma xantana

antes y después del envejecimiento y bajo los parámetros establecidos por la norma API-

RP-13B1. De los análisis realizados se determinó que a mayor concentración de goma

xantana en el fluido mayor es la viscosidad del mismo; además, el requerimiento de goma

xantana a fin de que el fluido pueda mantener las suspensiones de los recortes y material

densificante se incrementó con la temperatura. Mediante esta investigación se logró

establecer concentraciones referenciales de goma xantana y valores de viscosidad

aproximados para su aplicación en campo y que además pueden servir como guía para el

ingeniero de fluidos.

Palabras clave: Viscosidad, goma xantana, lodo de perforación



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VII

ABSTRACT

In this study we used the formulation of the drilling fluid system for a horizontal well

known FLO-PRO, in order to evaluate the viscosity at very low shear rate using xanthan

gum as the viscosifier; were determined fluid properties between temperatures of 120 °F

to 160 °F; also used modified starch concentrations 4 and 5 lb/bbl, all these tests were

conducted on a laboratory scale using different concentrations of xanthan gum before and

after aging under the parameters set and by the standard API-RP-13B1. From the analyzes

it was determined that the higher the concentration of xanthan gum in the higher fluid

viscosity thereof; addition, the requirement of xanthan gum so that the fluid can maintain

the suspension of cuttings and weighting material with temperature increase . Through

this research it was established reference concentrations of xanthan gum and approximate

viscosity values for field application and can serve as a guide for fluid engineer.

Keywords: Viscosity, xanthan gum, perforation mud.



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Universidad Nacional de Trujillo Facultad de Ingeniería Química

Ponte Álvarez, Ketty Yamile Saavedra Acaro, Wilder Alberto Página 1

I INTRODUCCIÓN

El petróleo es a la fecha el principal motor energético de las actividades económicas

del mundo, de este recurso “no renovable” se derivan más de dos mil productos que

satisfacen la demanda de energéticos y de petroquímicos básicos, contribuyendo al

desarrollo de la industria, transformando la vida de las personas y la economía,su

descubrimiento creó riqueza, modernidad y nuevos empleos.

Para obtener petróleo es necesario llevar a cabo una perforación, en la operación de

perforación se debe evaluar y terminar un pozo que producirá petróleo y

gaseficazmente, estos pozos necesitan fluidos base agua y base aceite dependiendode

su profundidad para mantener abierta la fractura y expulsar los recortes deperforación

hacia la superficie.

Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen allogro

de una perforación satisfactoria.

Para el caso de pozos horizontales las investigaciones han determinado que uno de los

factores más importantes para que la perforación resulte rentable es la correcta

selección del lodo de perforación a utilizar. La remoción delos recortes del pozo y el

control de las presiones de la formación son las funciones principales que debe

cumplir el lodo de perforación. Esta remoción de los recortes (limpieza del agujero)

depende del tamaño, forma y densidad de los recortes, unidos a la velocidad de

penetración; de la rotación de la columna de perforación, de la viscosidad, densidad y

velocidad anular del fluido de perforación.

La determinación de las propiedades físicas y la composición química de los fluidos de

perforación han sido objeto de numerosos trabajos, ya que éstas inciden en los

procesos térmicos y de transporte de los fluidos. La viscosidad de un fluido (como

propiedad fundamental de transporte) es determinada a partir de mediciones de

velocidad de corte y de esfuerzo cortante.



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En este trabajo se realiza la evaluación de la viscosidad de un fluido de perforación a

muy baja velocidad de corte, usando como viscosificante la goma xantana.

1.1 Problema

¿Cómo evaluar la viscosidad de un fluido de perforación a baja velocidad de corte para

un pozo horizontal usando como viscosificante goma xantana?

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo general

Evaluar la viscosidad de un fluido de perforación a baja velocidad de corte para un

pozo horizontal usando como viscosificante goma xantana.

1.2.2 Objetivos específicos

Evaluar la viscosidad a muy baja velocidad de corte de un fluido de perforación

entre las temperaturas de 120 ºF a 160 ºF, usando diferentes concentraciones

de goma xantana antes y después del envejecimiento.

Determinar las propiedades reológicas de un fluido de perforación usando

diferentes concentraciones de goma xantana para mejorar su viscosidad, antes

y después del envejecimiento.

Evaluación del filtrado a 4 y 5 lb/bbl de concentración de almidón a diferentes

concentraciones de goma xantana antes y después del envejecimiento.

1.3 Antecedentes

Los polímeros han sido usados en los fluidos de perforación desde los años 1930,

cuando el almidón de maíz fue introducido como aditivo de control de filtrado. Desde

esa época, estos se han vuelto más especializados y en consecuencia, su aceptación ha

aumentado. Los polímeros forman parte de prácticamente cada sistema base agua



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usado actualmente. Las posibilidades ilimitadas de desarrollo de polímeros hacen que

estos sean aplicables a prácticamente cada función del fluido de perforación. La

tecnología de estos productos permite analizar una situación a nivel molecular y

diseñar un polímero que reúna las propiedades específicas requeridas para tratar la

situación. Por este motivo, los viscosificantes poliméricos tienen un futuro ilimitado en

los fluidos de perforación.

La goma xantana es un biopolímero utilizado como agente viscosificante de gran

efecto, en fluidos de perforación base agua.

La mayoría de las veces, la goma xantana es usada como substituto de arcilla para

impartir propiedades tixotrópicas. En vez descargar un fluido con sólidos de arcilla

para obtener la viscosidad y la suspensión, se usa goma xantana. Esto es beneficioso

de muchas maneras, especialmente al mantener la capacidad óptima de suspensión y

transporte en los fluidos sin aumentarla carga de sólidos. Esta propiedad hace que la

goma xantana sea el polímero preferido para aumentar la viscosidad en los pozos de

alcance extendido y horizontales, especialmente cuando los pozos tienen bajas

velocidades anulares.

1.4 Fluidos de perforación

Un fluido de perforación presenta características físicas y químicas y cumplen con los

requisitos mínimos de eficiencia y seguridad durante la perforación de un pozo. Las

funciones de un fluido de perforación describen las tareas que son capaces de

desempeñar, aunque no todas éstas sean esenciales en cada pozo. Unas de las

principales funciones del fluido son la remoción de recortes del pozo y el control de las

presiones de la formación. El orden de la importancia se determina por las condiciones

del pozo y las operaciones en el campo. Los fluidos pueden sera base de agua, aceite,

gas, suspensiones coloidales de agua y arcilla o combinaciones de agua y aceite a

diferentes contenidos de sólidos. El fluido no debe ser toxico al medio ambiente, ni

corrosivo, ni inflamable, pero debe ser estable a altas temperaturas y mantener sus

propiedades según las exigencias de las operaciones de perforación [1].



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1.5 Funciones de los fluidos de perforación

El propósito fundamental del fluido es obtener una rápida y segura

perforación,mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades deben

serdeterminadas por distintos ensayos, y es responsabilidad del especialista en fluidos

comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los tratamientos

necesarios.La composición de los fluidos de perforación depende de los aditivos

químicosempleados en la formulación de los mismos. A continuación se resume

lasprincipales propiedades del fluido de perforación [1]:

Remoción de los recortes del pozo:

La densidad y las propiedades reológicas como la viscosidad plástica, punto

cedente y los geles influyen bastante en la extracción del recorte del hueco, pero la

velocidad de transporte o velocidad anular es muy importante.

Control de las presiones de formación:

La función básica del fluido es controlar la presión de formación, a medida que

aumenta la presión de formación se aumenta la densidad del fluido con un

producto densificante (barita, hematita, etc.) para equilibrar las presiones y

asegurar la estabilidad del pozo. Así nos aseguramos que los fluidos de formación

nofluyan hacia el pozo y causen un reventón. La presión ejercida por la columna

del fluido mientras esta estático se denomina presión hidrostática y depende de la

densidad y de la profundidad vertical verdadera (TVD) del pozo.

Suspensión y descarga de recortes:

La propiedad tixotrópica del fluido de perforación permite mantener en

suspensión los recortes, cuando se detiene la circulación para luego descargarlos

en la superficie. Los recortes que se sedimentan durante condiciones estáticas

pueden causar puentes y rellenos los que producen atascamiento de la tubería o

pérdida de circulación.



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Obturación de las formaciones permeables:

Los fluidos de perforación deben ser diseñados para depositar sobre la formación

un delgado revoque de baja permeabilidad con la finalidad de limitar la invasión

del filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y evitar problemas en la

perforación y producción.

Mantenimiento de la estabilidad del agujero:

La composición química y las propiedades del fluido de perforación deben

combinarse para hacer un pozo estable hasta que se baje y cemente la tubería de

revestimiento. La densidad del lodo debe estar comprendida dentro del intervalo

que se requiere para equilibrar la presión de formación. La inestabilidad del pozo

se ve reflejada por el derrumbe de la formación, causando la reducción del pozo,

puentes y relleno.

Minimización de los daños a la formación:

El fluido de Perforación tiene que tener la capacidad de proteger la formación del

yacimiento para no perjudicar la producción. Una mínima reducción de la

porosidad o permeabilidad natural se considera como un daño a la formación. El

nivel de protección requerido se determinara con el tipo de procedimiento y

método de completación.

Enfriamiento, lubricación y sostenimiento de la barrena y del conjunto

deperforación:

La circulación del fluido de perforación logra enfriar la barrena y el conjunto de

perforación, distribuyendo el calor en todo el pozo, además de enfriar, el fluido de

perforación lubrica la columna de perforación y logra reducir más el calor

generado por la fricción. La lubricidad se mide por su coeficiente de fricción, los

fluidos base aceite y sintético lubrican más eficaz que la mayoría de lodos base

agua, esto se puede mejorar mediante la adición de lubricantes, pero en los lodos

base agua proporcionan mayor lubricidad y capacidad refrigerante que el aire o el

gas. Una porción del peso dela columna de perforación es soportada por el fluido

de perforación mediante la flotabilidad.



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Transmisión de la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena:

La energía hidráulica se usa para maximizar la velocidad de penetración (ROP)

logrando una mejor remoción de recortes en la barrena. Esta energía también es

aprovechada por los motores de fondo que hacen girar la barrena y las

herramientas de medición al perforar (MWD) y registro al perforar (LWD). Para

optimizar la fuerza de impacto del chorro sobre el fondo del pozo se usan

programas de hidráulica donde se calcula el dimensionamiento correcto de las

toberas de la barrena para así poder utilizar la potencia disponible (presión o

energía) de la bomba de lodo a fin de maximizar la caída de presión en la barrena.

Asegurar la evaluación adecuada de la formación:

El análisis de cortes de la formación que el lodo de perforación lleva hasta la

superficie es un componente fundamental del registro de superficie. Se deben

examinar los cortes para detectar muestras de hidrocarburos, evaluar la porosidad

de la formación y caracterizar su litología. Al combinarse con el análisis

mineralógico basado en laboratorio, estos datos mejoran la comprensión del

yacimiento y permitensuministrar información sobre la ubicación del yacimiento y

las operaciones de terminación [7].

Control de la corrosión:

Los componentes de la columna deperforación y tubería de revestimientoque

están constantemente en contactocon el fluido de perforación estánpropensos a

varias formas decorrosión,[1] por lo que el fluido de perforación debe ser no

corrosivo. Asimismo se debe controlar el pH ya que la corrosión aumentará

conforme disminuye el pH.

La corrosión puede llevar a:

- Roturas de la tubería por chorro erosivo (lavado)

- Fallas en la bomba de lodos

- Fugas en las líneas de superficie.



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Facilitar la cementación y la completación:

El fluido de perforación debe producirun pozo dentro del cual la tubería

derevestimiento puede ser introducida ycementada eficazmente, y que nodificulte las

operaciones decompletación. La cementación es críticapara el aislamiento eficaz de la

zona y lacompletación exitosa del pozo. Durantela introducción de la tubería

derevestimiento, el lodo debe permanecerfluido y minimizar el suabeo ypistoneo, de

manera que no seproduzca ninguna pérdida decirculación inducida por las fracturas.El

desplazamiento eficaz dellodo requiere que el pozo tenga uncalibre casi uniforme y

que el lodotenga una baja viscosidad y bajasresistencias de gel no progresivas.

Lasoperaciones de completación talescomo la perforación y la colocación defiltros de

grava también requieren queel pozo tenga un calibre casi uniforme ypueden ser

afectadas por lascaracterísticas del lodo [1].

Minimizar el impacto ambiental:

Inicialmente, los problemas que ocurren en el pozo, ayuda a seleccionar unsistema de

fluido de perforación específico para un pozo en particular.Sin embargo, otros

factores pueden existir, exigiendo el uso de un sistemadiferente.

El costo, la disponibilidad de los productos y los factores ambientales siempreson

consideraciones importantes.No obstante, la experiencia y las preferencias de los

representantes de lacompañía operadora suelen ser los factores decisivos.Muchos

pozos son perforados con éxito usando fluidos que no fueronseleccionados

simplemente por razones de rendimiento.El éxito de estos pozos se debe a los

ingenieros de lodo experimentados queadaptan el sistema de fluido de perforación

para satisfacer las condicionesespecíficas encontradas en cada pozo. [8]Con el

tiempo, el fluido deperforación se convierte en undesecho y debe ser eliminado

deconformidad con los reglamentosambientales locales. Los fluidos debajo impacto

ambiental que puedenser eliminados en la cercanía del pozoson los más deseables

[1].



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1.6 Composición de los fluidos de perforación

Un fluido de perforación en términos generales estáformado por dos fases que son

líquida y sólida, en cambio los fluidos de perforación constituidos de aire y gas son

fluidos especiales que se les denominan neumáticos de perforación [2].

1.6.1 Fase líquida

Esta fase está constituida por agua o aceite (ver figura N°1) y está presente en mayor

proporción dentro del fluido de perforación, en dicha fase se encuentran disueltas,

suspendidos y emulsificados todos los sólidos, líquidos y gases que conforman el fluido

[2].

Figura N°1. Clasificación de la fase líquida de un fluido de perforación.

1.6.2 Fase sólida

Está constituida por todos los sólidos suspendidos, disueltos y fluidos emulsificados en

la fase continúa. Los sólidos se clasifican según su reactividad con el agua en reactivos

e inertes, y estos pueden ser divididos en deseables y no deseables (ver figura N°2) [4].



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Figura N°2. Clasificación de la fase sólida de un fluido de perforación.

Sólidos inertes deseables

Son de alta gravedad específica y su función es aumentar la densidad del fluido

de perforación. De acuerdo a la norma API 13A para especificación de

materiales a usar en los fluidos de perforación, los densificantes o agentes más

comunes usados en los fluidos de perforación se muestran en la tabla N°1.

Tabla N°1. Densificantes comúnmente usados en los fluidos de perforación.

Densificante Gravedad Específica

Hematita (Fe2O3) 5.1

Barita (BaSO4) 4.2

Calcita (CaCO3) 2.7

Sólidos inertes indeseables

Son sólidos perforados como la arena, caliza, dolomita, limo. Estos sólidos son

generalmente abrasivos, si se mantienen en el lodo pueden causar severos

daños a los pistones y cilindros de las bombas del sistema de circulación del

equipo de perforación.



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Sólidos reactivos

Estos sólidos arcillosos que poseen cargas eléctricas se pueden agregar o

incorporarse durante la perforación de la formación. Existen sólidos arcillosos

comerciales y sólidos arcillosos de formación como las lutitas [4].

1.7 Tipos de Fluidos de Perforación

Para la construcción de un pozo de hidrocarburos a medida que incrementa la

profundidad del pozo las condiciones de la perforación cambian, debido a las

características físico-químicas y geológicas de la zona perforada y al interés comercial

que tengan sobre la misma. Por lo tanto las propiedades de los fluidos de perforación

cambian para cada pozo, cada sección del mismo hoyo, esto da como resultado una

amplia variedad de lodos de perforación [4].

1.7.1 Fluidos base agua

En la mayoría de los fluidos de perforación la fase líquida es agua, esta puede ser agua

fresca, agua de mar, agua salada saturada y no saturada, dependiendo de la

disponibilidad de la misma y las propiedades del fluido de perforación que se

requieren para perforar un determinado pozo. Los fluidos base agua son muy sensibles

a los contaminantes y les afecta las temperaturas elevadas.

Los fluidos de perforación base agua se pueden clasificar de la siguiente manera:

Lodos no inhibidos: Donde no se requiere inhibición para controlar las

formaciones hidratables o dispersables, ligeramente tratados se utilizan para

secciones superiores de agujero y en formaciones no reactivas.

Lodos inhibidos:Donde se requiere inhibición para controlarformaciones

dispersables o hidratables. Los lodos Inhibitorios reducen la interacción

química entre las formaciones sensibles al agua y lodo, el uso de inhibidores

en fluidos de perforación base agua reduce el hinchamiento de las arcillas y



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lutitas reactivas (dispersables). Los inhibidores comunes: polímeros, cationes

(tales como el ion potasio del KCl) y glicoles.

1.7.2 Fluidos base aceite:

Para ciertos casos de perforación, terminación o reacondicionamiento de pozos se

emplean fluidos a base de petróleo o de derivados del petróleo [9]. Esto es debido a

que el petróleo tiene menor efecto sobre las arcillas y los materiales solubles de la

formación [10].

Generalmente, este tipo de fluido contiene un pequeño porcentaje de agua queforma

parte de la emulsión, que se mantiene con la adición de sosa cáustica, calcáustica u

otro ácido orgánico. La composición del fluido puede controlarse para mantener sus

características, así sea básicamente petróleo o emulsión, petróleo/agua o

agua/petróleo [9].

1.7.3 Fluidos aireados

Aire, gas natural, gas inerte o mezclas con agua, son generalmente usados como

fluidos gaseosos[10], tiene buenos resultados para casos especiales, aumenta la tasa

de penetración, el tamaño (pies) por broca, el costo por broca disminuye, limpia el

hueco mejor que otros fluidos, los recortes son pequeños y los indicios de agua,

petróleo y gas son fácilmente detectados. Pero no proveen una presión suficiente en

el fondo del pozo y por lo tanto no es posible atravesar formaciones de alta presión,

también es imposible circular cuando hay derrumbes o cavernas porque la tubería se

pegaría. Otro problema es la corrosión aunque puede ser controlada. Se puede

combinar aire en la parte superficial y luego lodo de perforación en la parte profunda.

En la superficie se utilizan sistemas de compresores y equipos adicionales. En la

perforación horizontal es utilizado en formaciones fracturadas y de baja presión [3].



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1.8 Descripción de las propiedades de un fluido de perforación

1.8.1 Densidad de un fluido

La densidad del fluido de perforación es el peso del fluido por unidad de volumen,

expresada en libras/galón o en kilogramos/metro cúbico [10].

Durante la perforación de un pozo el control de la densidad del lodo juega unpapel

importante. La prevención y control del influjo de fluidos desde laformación al pozo,

permite que el proceso de perforación sea llevado a cabo deuna forma segura. La

densidad del lodo debe ser suficiente para contener el olos fluidos de la formación,

pero su valor no debe ser demasiado alto como parafracturar la formación y originar

pérdidas de circulación [11].

Esta propiedad es importante ya que con ella se determina la presión hidrostática que

se desee ejercer sobre la formación por diferentes razones, tales como [4]:

Prevenir que los fluidos de la formación fluyan hacia el anular.

Soportar y dar estabilidad a las paredes del hoyo a medida que se va

perforando.

Incrementar el efecto de flotabilidad del lodo sobre los ripios y la sarta de

perforación.

Los materiales que se utilizan para controlar la densidad son: Barita (BaSO4), Hematita

(Fe2O3), carbonato de calcio (CaCO3), y sales como cloruro de sodio y cloruro de

potasio (KCl) [4].

1.8.2 Propiedades Reológicas

La propiedades reológicas de los fluidos deben serevaluadas y controladas con la

finalidad de que realicen,en forma óptima y económica, algunas tareas

principalescomo: (a) la lubricación de la barrena; (b) el enfriamiento dela tubería de



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perforación; y (c) el transporte de los recortesde la formación hacia la superficie, en

donde la viscosidaddel fluido se considera un factor importante para

mantenersuspendidos los recortes de perforación [13].

Algunas de las propiedadesreológicas más importantes son:

Viscosidad Plástica: Resistencia al flujo causada por fricción mecánica entre los

sólidos presentes en el fluido. Se ve afectada por: tamaño y forma de

partículas, viscosidad de la fase fluida y concentración de sólidos [2]. Cuando

se emplea el viscosímetro de lectura directa, la viscosidad plástica se

determina sustrayendo la lectura a 300 rpm de la lectura a 600 rpm. La

ecuación que determina laviscosidad plástica es la siguiente:

Viscosidad Aparente: es la viscosidad de un fluido a determinadas condiciones

de temperatura y agitación (no normalizadas). La viscosidad aparente no

depende de las características del fluido, sino de las condiciones ambientales,y

por tanto variará según las condiciones [2].Se mide con un viscosímetro

rotacional efectuando una lecturaa 600 rpm y tomando la mitad de dicha

lectura. Se expresa en centipoises.

Punto Cedente: Es la medida de la fuerza de atracción entre las partículas,

bajo condiciones dinámicas. Es causada por las fuerzas de atracción entre las

partículas, producto de la interacción de las cargas eléctricas sobre la

superficie de las partículas dispersas en la fase del lodo, la cantidad de sólido y

la concentración iónica de las sales contenidas en la fase fluida del lodo [11]. El

punto cedente se determina a través de la siguienteecuación:



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Punto de Gel: La tixotropía es una característica de algunos fluidos no

newtonianos o pseudoplásticos que muestran un cambio dependiente del

tiempo en su viscosidad; cuanto más sesometa el fluido a esfuerzos de cizalla,

más disminuye su viscosidad [2], esto le permite desarrollar una estructura de

gel rígida o semi-rígidas, durante períodos de reposo, con la finalidad de poder

cumplir con las funciones primordiales del lodo de perforación, como lo es la

suspensión de sólidos indeseables cuando se está realizando un viaje de

tubería [11].

La aparición de problemas en un fluido de perforación se observa con

laocurrencia de geles progresivos o de geles instantáneos. Altas resistencias de

geles puedencausar graves problemas como:

Retención de aire o gas en el lodo.

Presiones excesivas al romper circulación después de un viaje.

Reducción de velocidad de sedimentación de sólidos en superficie.

Efecto de succión al sacar la tubería.

Efecto de pistón o surgencia al meter tubería.

Imposibilidad de correr registros eléctricos.

Viscosidad a baja y muy baja velocidad de corte (LSRV): El uso cada vez más

frecuente de la perforación de desviación controlada, de alcance extendido y

horizontal, y el uso de biopolímeros para controlar las propiedades reológicas

han producido un cambio de opinión en lo que se refiere a las propiedades

reológicas que son consideradas necesarias para lograr una limpieza eficaz del

pozo en los pozos desviados. A través de numerosos estudios de laboratorio y



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en base a la experiencia de campo, se ha determinado que los valoresde

viscosidad a baja velocidad de corte (6 y 3 RPM) tienen un mayor impacto

sobre la limpieza del pozo que el punto cedente, además de proporcionar la

suspensión de barita bajo condiciones tanto dinámicas como estáticas.

Además de las indicaciones de 6 y 3 RPM, estudios han determinado que la

viscosidad de baja velocidad de corte creada por la red de polímeros, era

crítica para la limpieza del pozo y la suspensión de sólidos en pozos

horizontales y de alto ángulo. Esta LSRV se mide usando un viscosímetro de

Brookfield a una velocidad de corte de 0.3 RPM (el equivalente de 0.037 RPM

en un viscosímetro VG). Estas propiedades reológicas de bajo corte llenan el

vacío entre las medidas dinámicas tradicionales de VP y PC, y las medidas

estáticas del esfuerzo de gel [1].

1.8.3 Concentración iónica de Hidrogeno pH

El pH es un indicador de la concentración de iones hidrógeno en una solución, mide la

acidez o basicidad de una solución. El control del pH en lodos de perforación permite

evitar la corrosión, las interacciones de la arcilla, asimismo la solubilidad de muchos

productos químicos utilizados como aditivos en lodos de perforación depende del pH.

Se utilizan dos métodos para la medición de pH del lodo de perforación base agua.

Un método colorimétrico modificado, donde utilizan cintas de papel de pH.

El método potenciométrico que utiliza el medidor electrónico de pH con un

electrodo de vidrio.

El método de las cintas de papel es usa con frecuencia para medir el pH en el campo,

pero no resulta confiable si el contenido de sales es alto y el color del fluido es oscuro.



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1.8.4 Pruebas químicas

1.8.4.1 Alcalinidad

La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de los iones

solubles en agua que pueden neutralizar ácido, además, de indicar la concentración de

iones oxidrilos (OH-) en exceso en una solución acuosa. En una solución neutra el

número de iones hidrógeno y oxidrilo es el mismo. Se dice que una solución es alcalina

cuando él número de iones oxidrilos excede el número de iones hidrógenos. La

alcalinidad está relacionado con la concentración de iones OH- , CO3= y HCO3

-

presentes en el lodo.

1.8.4.2 Determinación del ion cloruro

La importancia de realizar la prueba de cloruros es para determinar la contaminación

del fluido de perforación por dicha sal. La sal puede provenir del agua de preparación,

estratos o corrientes de agua salada. A continuación se detallan los materiales a usar

para la determinación de los cloruros en el filtrado.

1.8.4.3 Determinacióndel catión calcio

Esta prueba se determina la concentración de iones de calcio en un fluido base agua.En

muchos campos de petróleo, el agua disponible es bastante dura. Las arcillas

deperforación tienenbajos puntos cedentes cuando son mezcladas en agua dura.Sin

embargo, cuando se puede elegir entre dos o más fuentes de agua para el equipo de

perforación, se recomienda realizar una simple prueba para seleccionar la más suave

de estas fuentes.

1.8.5 Filtrado

Una de las funciones básicas del fluido de perforación es sellar las formaciones

permeables y controlar la filtración (pérdida de filtrado). Los problemas potenciales

relacionados con los revoques gruesos y la filtración excesiva incluyen las condiciones



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de pozo reducido, el aumento del torque y arrastre, tuberías pegadas, la pérdida de

circulación, la calidad inferior de los registros y daños a la formación. Con frecuencia se

requiere un control adecuado de la filtración y la deposición de un revoque delgado de

baja permeabilidad para evitar los problemas de perforación y producción. Existen dos

tipos de filtración [8]:

Filtración, prueba API baja temperatura/baja presión.

Filtración de alta temperatura, alta presión.

1.8.6 Contenido de líquidos y solidos

Para determinar la cantidad de líquidos y sólidos en un fluido de perforación se

requiere el uso de una retorta. Una muestra es colocada en una cámara de acero de

un volumen determinado (retortas de 10, 20 ó 50 ml) y se calienta vaporizando los

componentes líquidos. Los vapores pasan a través de una unidad condensadora y el

líquido o condensado es recolectado en un cilindro graduado, calibrado en porciento,

el volumen del líquido se mide en porcentaje y todos los sólidos, ya sean los

suspendidos o los disuelto, se determinar por diferencia [11].

1.8.7 Prueba de azul de metileno (MBT)

Determina la capacidad total intercambio catiónico (CEC) de los sólidos de un fluido de

perforación, se utiliza una solución de azul de metileno (MBT), nos da un indicio de

arcillas y/o solidos de perforación presentes.

1.8.8 Contenido de Arena

El contenido de arena del lodo se calcula usando una malla de arena, esta prueba es

de uso extendido en el campo, debido a lo sencillo de la operación.



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1.8.9 Horno y celdas y envejecimiento

Las unidades de envejecimiento (hornos), son diseñadas para el uso conveniente en el

campo o en el laboratorio. Se ha tomado mucho interés en el arreglo de camisas de los

cilindros, rodamientos, los elementos caloríficos y el número de rodillos permite alojar

celdas de 350 ml de capacidad.Las unidades y celdas de envejecimiento fueron

desarrolladas para ayudar en la predicción del desempeño de los fluidos bajo

condiciones estáticas y dinámicas a altas temperaturas.

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].

1.9 Reología de los Fluidos de Perforación

La Reología es el estudio de la deformación y flujode materiales.Al tomar ciertas

medidas en un fluido,es posible determinar la manera enque dicho fluido fluirá bajo

diversascondiciones, incluyendo latemperatura, la presión y la velocidadde corte [1].La

evaluación de los fluidos de perforación se lleva a cabo mediante estudios de reología,

en donde se busca determinar el comportamiento de la viscosidad y su estabilidad con

la temperatura. [13]

1.10 Tipos de Fluidos

Los fluidos se clasifican desde el punto de vista de la relación que existe entre la

viscosidad y la velocidad de deformación en fluidos newtonianos y fluidos no

newtonianos [14].



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1.10.1 Fluidos Newtonianos

Fluido newtoniano es todo fluido que se comporta según la ley de Newton de la

viscosidad. Es decir que la viscosidad es función exclusiva de la condición del fluido

[14].

La clase más simple de fluidos es laclase de fluidos newtonianos. Los fluidos de base

(agua dulce, agua salada, aceite diésel, aceites minerales y sintéticos) de la mayoría de

los fluidos de perforaciónson newtonianos. En estos fluidos, elesfuerzo de corte es

directamente proporcional a la velocidad de corte, como lo indica la Figura N°3. Los

puntosforman una línea recta que pasa por el punto de origen (0,0) del gráfico según

coordenadas cartesianas. La viscosidad de un fluido newtoniano es la pendiente de

esta línea de esfuerzo de corte/velocidad de corte. El esfuerzo de cedencia (esfuerzo

requerido para iniciar el flujo) de un fluido newtoniano siempre será cero [1].

Figura N°3. Fluido Newtoniano

1.10.2 Fluidos No Newtonianos

Los fluidos no newtonianos no se comportan de acuerdo con la ley de Newton de la

viscosidad. La viscosidad del fluido no newtoniano depende del gradiente de



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velocidad[14], además de la condición del fluido, así muchas suspensiones,

particularmente las concentradas, como soluciones de polímeros y otros materiales

moleculares complejos son, usualmente, no newtonianas. La viscosidad de tales

materiales no es constante, cuando la temperatura lo es, como en los fluidos

newtonianos, sino que es función del esfuerzo cortante o de la velocidad de

deformación cortante y también del tiempo.

Un fluido no newtoniano no tiene unaviscosidad única o constante que pueda describir

su comportamiento de flujo a todas las velocidades de corte (ver figura N°4).

Paradescribir la viscosidad de un fluido nonewtoniano a una velocidad de corte en

particular, se usa una “viscosidad efectiva”. La viscosidad efectiva se define como la

relación (pendiente) de esfuerzo de corte a velocidad de corte, a una velocidad de

corte determinada, y se ilustra como la pendiente de una línea trazada desde la curva

de esfuerzo de corte (a la velocidad de corte considerada) hasta el punto de origen [1].

Figura N°4. Efecto de la velocidad de corte sobre la viscosidad efectiva de un fluido no

newtoniano



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La disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte tiene implicaciones muy

importantes para los fluidos de perforación, porque nos proporciona lo que más

deseamos:

1. A altas velocidades de corte, en la columna deperforación y a través de la barrena, el

lodo disminuye su viscosidad con el esfuerzo de corte hasta alcanzar valores bajos de

viscosidad. Esto reduce la presión de circulación y las pérdidas de presión.

2. A velocidades de corte más bajas, dentro del espacio anular, el lodo tiene una

viscosidad más alta que facilita la limpieza del pozo.

3. A una velocidad ultra baja, la viscosidad del lodo alcanza su más alto nivel, y cuando

el lodo no está circulando, éste desarrolla esfuerzos de gel que contribuyen a la

suspensión de los materiales densificantes y de los recortes.

1.11 Modelos Reológicos

Un modelo reológico es una descripción de la relación entre el esfuerzo de corte y la

velocidad de corte. [1] Los modelos reológicos ayudan a predecir el comportamiento de

los fluidos sobre una amplia escala de velocidades de corte. La mayoría de los fluidos

deperforación son fluidos seudoplásticos no newtonianos. Los más importantes

modelos reológicos aplicables a ellos son: [11]

1.11.1 Modelo Newtoniano

Las fuerzas viscosas presentes en un fluido Newtoniano simple son caracterizadas por

la viscosidad del fluido [6].

Entre las moléculas de un fluido existen fuerzas moleculares que se denominan fuerzas

de cohesión. Al desplazarse unas moléculas o láminas contiguas del fluido con relación

a otras (se mueven relativamente entre sí con un gradiente de velocidades) se produce

un rozamiento interno o fricción. Por otra parte, entre las moléculas de un fluido en

contacto con un sólido y las moléculas del solido existen fuerzas moleculares que se



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denominan fuerzas de adherencia. El coeficiente de rozamiento interno del fluido se

denomina coeficiente de viscosidad o simplemente viscosidad y se designa por μ.

Supongamos formada una capa horizontal de fluido newtoniano de espesor yo,

comprendida entre dos placas planas paralelas, por ejemplo, de vidrio, lo

suficientemente extensas como para poder despreciar los efectos de borde.

Supongamos además que la placa inferior es fija y que la superior es libre, sobre la cual

va actuar una fuerza tangencial constante F en correspondencia con cierta superficie A

de la placa móvil (aplicamos unesfuerzo cortante τ sobre el plano A). La experiencia

enseña que la placa se desplaza paralelamente a simisma con una velocidad Vo (ver

figura N°5).

Figura N°5. Flujo laminar.

1.11.2 Modelo Plástico de Bingham

Los fluidos plásticos fueron reconocidos por primero por Bingham, de allí el nombre de

este modelo, que se define como:



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La viscosidad efectiva varía con la tasa de corte en los fluidos plásticos de bingham. Los

dos parámetros en este modelo son la viscosidad plástica y el punto cedente, los cuales

se determinan fácilmente a partir de las lecturas del dial obtenidas en un viscosímetro

de cilindros concéntricos, a 600 y 300 rpm, y están dadas en lb/100pie2.

1.11.3 Modelo de Ley de Potencia

Este modelo se utiliza para describir el flujo de los fluidos pseudoplásticos y dilatantes,

según su valor de exponente n. Así, el esfuerzo de corte puede ser escrito como:

Para fluidos pseudoplásticos n < 1

Para fluidos dilatantes n > 1

El modelo de la ley de la potencia también puede ser usado para describir un fluido

newtoniano, en los casos donde n = 1.

El parámetro k, es una medida de la consistencia del fluido, análogo a la viscosidad, así

mientras mayor es su valor más viscoso es el fluido. El parámetro n es el índice del

comportamiento del flujo, y puede ser interpretado como la medida de la disminución

de la viscosidad aparente con el aumento de la tasa de corte; en general, indica como

el fluido se aleja o se acerca al comportamiento newtoniano.

1.11.4 Modelo de Ley de Potencia Modificada

Elaborado por Herschel y Bulkley, este modelo combina los aspectos teóricos y

prácticos de los modelos plásticos de Bingham y Ley de la Potencia, por lo que se



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aproxima más al comportamiento reológico de la mayoría de los fluidos de perforación.

El modelo de la Ley de la Potencia Modificada describe el comportamiento de los

fluidos según la ecuación:

En este modelo los parámetros k y n, cualitativamente son similares al modelo de la Ley

de la Potencia. El parámetro es el esfuerzo cedente de un fluido cuando la velocidad

de corte es 0 rpm.

1.12 Evaluación de las Propiedades Reológicas de los Fluidos de Perforación

La importancia de evaluar las propiedades reológicas es para determinar las caídas de

presión y la capacidad que tiene el fluido de perforación para transportar los recortes

y desprenderlos en la superficie, nos ayuda para analizar la contaminación del fluido

por sólidos, sustancias químicas o temperatura, y nos permite determinar los cambios

de presión en el pozo durante un viaje.

1.13 Factores que afectan a la Reología

Aún cuando en el campo no existe la manera de determinar las propiedades reológicas

del lodo a las condiciones de temperatura, presión y tiempo prevalentes en el pozo.

Sin embargo, es sumamente importante tomar en cuenta el efecto que estas variables

pueden tener sobre el comportamiento reológico del lodo, efectos que en algunos

casos pueden ser considerables.

1.13.1 Temperatura

Generalmente, la viscosidad decrece a medida que aumenta la temperatura. Hay

excepciones en casos como el de algunos lodos de calcio, en los cuales a unos 300 ºF

empieza a producir gelificación y aun cementación.



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1.13.2 Presión

La presión ejerce poco efecto sobre la reología de los lodos base agua, peropuede

afectar significativamente la reología de los lodos base aceite.

1.13.3 Tiempo

La reología de un lodo depende del tiempo. Es como si el lodo recordara las

velocidades de corte que ha experimentado en el pasado y permitiera que su tensión

de corte a la velocidad de corte actual sea influida parcialmente por esa memoria. Así,

el orden de las lecturas en el viscosímetro FANN deben tomarse en el orden correcto,

primero a 600 que a 300, ya que de invertirse el orden de las lecturas puede alterarse

el resultado. La resistencia de gel es otra manifestación de la dependencia del tiempo.

La estructura del gel sólo se desarrolla después de un período de tiempo durante el

cual el lodo ha sido sometido a una velocidad de corte igual a cero.

1.14 Fundamentos básicos de los pozos horizontales

Se entiende por pozo horizontal, aquellos en donde una porción de estos atraviesan el

yacimiento en forma horizontal (ver figura N°6). Este tipo de pozos se realizan cuando

se desea incrementar los volúmenes drenados o reducir las inversiones de pozos

adicionales ya que son una buena alternativa de explotación optima de yacimiento.

Esto se sustenta en que la productividad de los pozos horizontales llega a ser mayor

que la de uno vertical, comunican una mayor área de la formación productora,

atraviesan fracturas naturales, reducen las caídas de presión y retrasan los avances de

los contactos agua-aceite o gas- aceite [10].



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Figura N°6. Perfil de un pozo horizontal.

1.14.1 Historia de la perforación de pozos horizontales

La perforación de pozos horizontales no es una idea nueva, ya que en la antigua china

esta técnica se utilizaba para aumentar el flujo de agua de los pozos profundos. En la

industria del petróleo y gas, la perforación horizontal no era considerada económica

hasta que Estados Unidos y Rusia, junto con otros países, trataron de explotar las

posibilidades de la perforación horizontal [11].

En los años 1950 en Rusia se experimentan la perforación de los primeros pozos

horizontales, se perforaron 43 pozos, llegando a la conclusión que este sistema de

perforación necesita una técnica avanzada, por lo tanto fueron económicamente

desfavorables y el método fue abandonado. Luego en la década de los 60 los rusos

logran perforar pozos horizontales. Los chinos perforan 2 pozos horizontales en la

misma década, llegando a colapsar uno de estos pozos y el otro fue suspendido por la

revolución cultural, los chinos concluyeron que esta técnica era antieconómica, lo que

llevo hacer abandonada esta técnica por más de 20 años (9).



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Entre 1980 y 1983 se perforan pozos horizontales comerciales por la firma francesa Elf

Aquitaine con cuatro pozos perforados en tres campos de Europa, el campo Lacp

Superieur (2 pozos), y el campo Castera lou. Bristish Petroleum utilizó la tecnología de

pozos horizontales en el campo Prudhoe Bay en Alaska con la finalidad de minimizar la

intrusión de agua y gas dentro del yacimiento Sadlerochit. En 1990, más de 1000 pozos

horizontales fueron perforados, la mayoría de estos pozos fueron localizados en la

formación Austin Chalk actualmente en producción, esta tecnología ha tenido un gran

impacto en la tasa de producción de crudo en ciertas regiones, de tal manera que en

Tezas la producción de petróleo de pozos horizontales llego alcanzar en determinadas

momentos más de 70000 B/D. La tecnología de perforación horizontal tiene bases

sólidas en la industria del petróleo. Las técnicas y mecanismos económicamente

eficientes han causado una gran aceptación de esta tecnología ya que en muchos

yacimientos, la perforación horizontal ha demostrado grandes incrementos con

respecto a la perforación vertical [11].

1.14.2 Tipos de pozos horizontales

Existen 4 categorías diferentes de pozos horizontales que están clasificados en base a

la tasa de desviación, radio de curvatura y sección horizontal (ver figura N°7).

Pozos de radio ultracorto

Presenta un radio de giro de 1 a 2 pies y la tasa de construcción (Build-up rate, BUR) es

de 45 a 60 grados/pies. Para esta técnica la sección horizontal de los pozos reentry

puede alcanzar de 100 a 200 pies. La tubería de producción de estos pozos tienen un

diámetro que varía de 1 ¼ a 2 ½ de pulgada, dependiendo del sistema de perforación

usado [9].

Pozos de radio corto

Presenta un radio de giro de 20 a 40 pies y la tasa de construcción es de 2 a 5

grados/pies. En esta técnica los pozos son perforados a través de una ventana en un



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pozo revestido o desnudo, además presenta como desventaja un limitado control

direccional [11].

Pozos de radio medio

Tiene un radio de giro de 300 a 800 pies y presenta una tasa de construcción de la

curva de 5° a 20° por cada 100 pies. Es el método más usado para perforar pozos

horizontales, debido al espacio interior que genera su radio de giro a lo largo de la

sección curva y la horizontal es posible utilizar muchas de las herramientas

convencionales de perforación [11].

Pozos de radio largo

En esta técnica de perforación utilizan radios de giros de 1000 a 3000 pies y la tasa de

construcción es de 2° a 6° por cada 100 pies. Esta técnica usa una combinación de

perforación rotatoria y motores de fondo para perforar pozos similares a la

perforación direccional convencional [12].

Figura N° 7. Radios de giros y longitudes de las secciones horizontales.



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1.14.3 Objetivos de perforar un pozo horizontal

La finalidad de perforar un pozo horizontal es para incrementar el contacto con el

yacimiento y de este modo incrementar la productividad del mismo. Aumentar la

producción de petróleo, es decir incrementar el factor de recobro de un yacimiento,

comparado con yacimiento explotado por pozos verticales.

1.14.4 Aplicaciones de los pozos horizontales

La perforación horizontal tiene muchas aplicaciones en el desarrollo del campo

petrolero que han logrado resolver muchos problemas, entre ello tenemos [9]:

Impide la intrusión de conos de agua y/o gas.

Intersectar la mayor cantidad de fracturas verticales.

Yacimientos fallados.

Intersectar cuerpos de arenas.

Yacimiento de poco espesor.

Yacimientos de crudo pesado.

Domos de sal.

Mejora la geometría para la explotación de un yacimiento.

Perforar en lugares inaccesibles.

Apagar pozos incendiados

1.15 Agentes viscosificantes

Los agentes viscosificantes o polímeros son usados el transporte de recortes y

suspensión del material densificante, brindan al fluidos de perforación propiedades

tixotrópicas, es decir que se gelifican bajo condiciones estáticas, esta características



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puede suspender los recortes mientras que se efectúen las conexiones de tuberías y

otras situaciones durante las cuales no se hace circular el lodo.

1.15.1 Química y aplicación de polímeros

Un polímero es una molécula de gran tamaño que se compone de pequeñas unidades

repetidas idénticas. Las pequeñas unidades se denominan monómeros y estos se

juntan mediante la polimerización para formar la molécula de gran tamaño. Los

polímeros pueden tener pesos moleculares de varios millones o pueden componerse

de algunas unidades repetidas llamados oligómeros.

1.15.2 Estructuras de los polímeros

Las estructuras de los polímeros se clasifican como estructuras lineales (ver figura N°8)

como la carboximetilcelulosa (CMC), poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA) y

hidroxietilcelulosa (HEC), ramificadas (ver figura N°9) como el almidón y la goma

xantanay entrecruzadas (ver figura N°10). Existen infinitas posibilidades de variaciones

estructurales, algunas de las posibilidades estructurales que afectan el rendimiento de

los polímeros están enumeradas a continuación.

Tipo de monómero o monómeros.

Tipo y alcance de la modificación química subsiguiente en el polímero.

Peso molecular.

Numero d grupos de ramificación o entrecruzamiento en la cadena del

polímero.

Figura N°8. Estructura lineal de un polímero.



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Figura N°9. Estructura ramificada de un polímero

Figura N°10. Estructura entrecruzada de un polímero.

1.15.3 Clasificación de los polímeros

Los polímeros usados en los fluidos de perforación son clasificados de tres maneras,

estos se pueden clasificar de acuerdo a su química, es decir iónica o no iónica; de

acuerdo a su función, tal como viscosificadores o aditivos de control de filtración; o

simplemente de acuerdo con su origen. De acuerdo a su origen se clasifican de la

siguiente manera [3]:

De origen natural.

De origen natural modificados.

Derivados sintéticamente.



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1.15.4 Polímeros naturales

Los polímeros naturales son producidos en la naturaleza, sin la intervención del ser

humano. Estos productos se derivan de fuentes naturales como plantas, animales y la

fermentación bacteriana. El producto final es sometido a un tratamiento como

mínimo, recolección, separación, trituración y desecación antes de ser puesto en

sacos. Los polímeros naturales presentan estructuras más complejas que los sintéticos,

tienen pesos moleculares más altos, pero son menos estables térmicamente que los

polímeros sintéticos y toleran menos la degradación por actividad bacteriana. Los

polímeros naturales utilizados en los fluidos de perforación están compuestos de

moléculas de azúcar polimerizadas y pertenecen a una clase de compuestos

denominados polisacáridos, los monómeros de azúcar contienen carbono: hidrógeno:

oxígeno en la proporción de 6:12:6 (ver Figura N°11), la polimerización de las unidades

de azúcar ocurre a través de una reacción de condensación mediante la cual se elimina

el agua de las unidades individuales de azúcar. El polisacárido resultante consta de las

unidades de azúcar enlazadas mediante átomos de oxígeno comunes y tienen una

relación de C:H:O de 6:10:5 o C6(OH2)5 [1].

El almidón es un polímero natural que proviene de una variedad de plantas y semillas,

los almidones de maíz y papas constituyen la fuente más importante para los fluidos

de perforación. La goma xantana está clasificada como un polímero natural, aunque

sea obtenida en su forma producida por la actividad bacteriana y no en su forma

natural.



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Figura N°11. Estructura de la glucosa.

1.15.5 Polímeros naturales modificados

Los polímeros naturales modificados son muy comunes en los fluidos de perforación,

la celulosa y el almidón son dos polímeros naturales usados frecuentemente para

producir polímeros naturales modificados. Las versiones modificadas pueden tener

propiedades considerablemente diferentes de las de los polímeros naturales

originales. Para los fluidos de perforación, los polímeros naturales no iónicos como la

celulosa y el almidón son convertidos en polielectrolitos.

Un polielectrólito es un polímero que se disuelve en agua, formando poli-iones y

contra-iones de carga contraria. Un poli-ion tiene cargas que se repiten a lo largo de la

cadena del polímero. Las cargas pueden ser positivos, como en un polímero catiónico

o negativas, como en un polímero aniónico. Existen algunos ejemplos de polímeros

catiónicos, pero la mayoría de los polímeros usados en los fluidos de perforación están

cargados negativamente. La eficacia de estos polímeros depende del número de sitios

disponibles en el polímero, lo cual, a su vez, depende de los siguientes factores: la

concentración del polímero, la concentración y distribución de los grupos ionizables, la

salinidad y dureza del fluido y pH del fluido. Cuando aumenta el número de sitios

ionizados en el polímero, este tiende a extenderse y a desenrollarse, esto se debe a la



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repulsión reciproca de las cargas que alarga y extiende el polímero en una

configuración que produce la distancia máxima entre las cargas semejantes.

Cuando la concentración del polímero aumenta, las envolturas de agua que están

alrededor disminuyen, el efecto resultante es el aumento de la viscosidad, esto ocurre

cuando los polímeros se enredan al adherirse a una cantidad limitada de agua.

Mientras que la solubilidad es afectada por el pH, lo que determina el grado de

ionización de los grupos funcionales a lo largo de la cadena del polímero. La salinidad

desempeña un papel muy importante en la eficiencia y esta inhibe el efecto de

desenrollamiento y alargamiento, y su solubilidad del polímero disminuye esto hace

que no se hidraten tanto si aumentan la viscosidad [1].

1.15.6 Polímeros sintéticos

Los polímeros sintéticos son sintetizados químicamente, generalmente a partir de

productos derivados del petróleo. Estos polímeros tienen moléculas relativamente

más pequeñas que los polímeros naturales y naturales modificados, se les puede

manipular su tamaño y su composición para producir las propiedades requeridas para

prácticamente cualquier función. Frecuentemente estos polímeros son preparados a

partir de etileno sustituido, este proceso de polimerización ocurre mediante una

reacción de adición en la cual los grupos del etileno sustituidos son agregados al

extremo de la cadena del polímero [1].

1.15.7 Goma xantana

La goma xantana es un polisacárido que se extrae de una bacteria Xanthonomas

campestris que produce goma durante su ciclo de vida normal mediante un proceso

enzimático complejo [14], está clasificada como un polímero natural, el xantano es

hidrosoluble, ligeramente aniónico y altamente ramificado, presenta un peso

molecular comprendido en el rango de 2 a 3 millones, lo cual relativamente alto para

los fluidos de perforación. Presenta una estructura repetida de cinco anillos (ver figura

N°12), dos en la cadena principal y tres en la cadena lateral. La cadena principal está



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compuesta de residuos de glucosa cuya estructura es idéntica a la de la celulosa,

además tres cadenas laterales adicionales de residuos de azúcar están ramificadas a

partir de la cadena principal. En las cadenas laterales tiene agregado grupos

funcionales (carbonilo, carboxilo, hidroxilo y otros) para proporcionar propiedades

viscosificadoras [1].

Figura N°12. Estructura de la goma xantana.

1.15.7.1 Características

El aspecto físico del xantano o goma xantana es de un polvo color crema y se disuelve

en agua caliente o fría produciendo soluciones de viscosidad relativamente alta a

concentraciones bajas. La viscosidad es alta en un amplio intervalo de concentraciones

y las soluciones son estables en un amplio rango de pH, concentración de sales y



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temperaturas. Estas características son muy favorables para la economía de

operaciones donde se usa como espesante y estabilizador. La goma imparte una

viscosidad elevada en reposo con pequeñas concentraciones del orden del 1%, y

presenta además un comportamiento pseudoplástico muy marcado. Esta

característica la hace ideal para estabilizar y dar viscosidad a productos que deben

tener un comportamiento semejante a un gel en reposo, pero fluir casi libremente

cuando se está en agitación. Es resistente a la degradación enzimática, permanece

estable al variar temperatura, pH. Produce fluidos pseudoplasticos, la viscosidad

disminuye progresivamente a medida que se aumenta el esfuerzo de corte, pero que

recupera totalmente su viscosidad cuando se deja de aplicar el esfuerzo de corte. La

concentración del xantano necesaria para desarrollar las propiedades tixotrópicas

depende del agua de preparación. La goma xantana es adicionada a los fluidos de

perforación para numerosas aplicaciones, la mayoría de las veces es usada como

substituto de arcilla para impartir propiedades tixotrópicas, en vez de cargar un fluido

con sólidos de arcilla para obtener la viscosidad y suspensión, se usa goma xantana;

esto es beneficioso para mantener la capacidad optima de suspensión y transporte en

los fluidos sin aumentar la carga de sólidos, esto hace que sea el polímero preferido

para aumentar la viscosidad en los pozos de alcance extendido y horizontales,

especialmente cuando los pozos tienen bajas velocidades anulares [3].



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II MATERIALES Y MÉTODO

2.1 Materiales

14 L de agua.

100 g goma xantana (FLOVIS).

180 g de almidón modificado (FLOTROL).

120 g de inhibidor orgánico (KLASTOP).

160 g de lubricante (LUBE 100).

10 g de soda caustica.

5.4 g de cloruro de sodio.

2.2 Equipos usados en las pruebas del fluido de perforación

2.2.1 Balanza de lodos

Existen dos tipos de balanzas para medir la densidad de un fluido, una presurizada y

otra no presurizada.

La balanza de lodo presurizada(ver figura N°13) se compone de una base sobre

la cual descansa un brazo graduado con un vaso, tapa, bomba de presurización,

válvula presurizada, cuchillo, nivel de burbuja de aire, caballero y contrapeso.

Se coloca el vaso de volumen constante en un extremo del brazo graduado, el

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

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

son equilibrados desplazando el caballero a lo largo del brazo [7].



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Figura N°13. Balanza de lodo presurizada.

La balanza de lodo no presurizada marca OFITE (ver figura N°14) está

compuesta principalmente de una base sobre la cual descansa un brazo

graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel de burbuja de aire, caballero y

contrapeso [1].

Figura N°14. Balanza de lodo no presurizada.



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2.2.2 Embudo de Marsh

El embudo de Marsh (ver figura N°15) es utilizado para la medición de rutina

en el campo, de la viscosidad del lodo de perforación. 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 de 3/16

pulgada, esta acoplado de tal manera que no hay ninguna constricción en la

unión. Una malla de tela metálica con orificios de 1/16 pulgada, cubriendo la

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

embudo [7].

Una taza graduada a un cuarto de galón.

Un cronometro.

Un termómetro de 32 – 220°F (0 – 105°C).

Figura N°15. Embudo de marsh y jarra de lodo.



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2.2.3 Viscosímetro rotativo

Los viscosímetros de indicación directa (ver figura N°16) 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. Las

constantes del instrumento han sido ajustadas de manera que se pueda

obtener la viscosidad plástica y el punto cedente usando las indicaciones

derivadas del manguito de rotor de 600 y 300 RPM [1].

Cronómetro.

Recipiente apropiado, como la taza que viene con el viscosímetro.

Thermo cup.

Termómetro de 32 – 220°F (0 – 105°C).

Figura N°16. Viscosímetro rotativo y thermo cup.



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2.2.4 Viscosímetro de Brookfield

El viscosímetro digital Brookfield modelo LVDV II+(ver figura N°17) con cobertor

protector y husillos cilíndricos (n° 1 a 4). Los rangos de viscosidades de los husillos a

0.3 rpm usando el LVDV-II+ son:

Tabla N°2: Rangos de viscosidad de los husillos.

N° 1 Hasta 20 000 cP

N°2 Hasta 100 000 cP

N°3 Hasta 400 000 cP

N°4 Hasta 2 000 000 cP

Figura N°17. Viscosímetro brookfield



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2.2.5 Cintas de pH universal

Estas cintas de papel (ver figura N°18) se encuentran revestidas con indicadores de

color que al ponerse en contacto con el fluido cambiará de acuerdo al pH. Se

proporciona un patrón de colores estándar para fines de comparación con las cintas

de papel, lo que permitirá medir el pH con una precisión de ±0.5 sobre todo el rango

de pH.

Figura N°18. pH universal.

2.2.6 Medición de pH

Para determinar el pH de un fluido de perforación, se recomienda el medidor de pH

electrónico con electrodo de vidrio (ver figura N°19), debido a que nos proporciona

valores de pH confiables ya que no presenta interferencias, el equipo requerido para

esta prueba es el siguiente:

1. pH metro.

2. Electrodo de vidrio medidor de pH.

3. Soluciones amortiguadoras (pH 4.7 y 10).



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4. Accesorios

a. Cepillo blando.

b. Detergente líquido suave.

c. HCl 0.1M para reacondicionar el electrodo.

d. NaOH 0.1M para reacondicionar el electrodo.

e. Agua destilada o desionizada.

f. Papel fino suave para secar los electrodos.

Figura N°19. pH metro digital.

2.2.7 Alcalinidad de un fluido

Para determinar la alcalinidad en un fluido de perforación se requiere los siguientes

materiales.

1. Solución de Ácido Sulfúrico normalizada 0.02N (N/50).

2. Solución indicadora de Fenolftaleína: 1 g/100 ml de alcohol a 50%.

3. Solución indicadora de anaranjado de metilo: 0.1 g cada 100 cm3 de agua.

4. Recipiente de valoración de 100 a 150 ml, de preferencia blanco.

5. Pipetas graduadas de 1ml y 10 ml.

6. 1 varilla de agitación.



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7. 1 jeringa de 1ml.

8. Medidor de pH de electrodo (opcional).

2.2.8 Determinación del ion cloruro

1. Solución de nitrato de plata 0.0282N o 0.282N (fuerte), almacenada en un

frasco de opaco o de color ámbar.

2. Solución indicadora de cromato de potasio 5 g/100 ml de agua.

3. Solución de ácido sulfúrico 0.02N

4. Solución indicadora de Fenolftaleína: 1 g/100 ml de alcohol a 50%.

5. Dos pipetas graduadas 1 de 1ml y otra de 10 ml.

6. Recipiente de valoración de 100 a 150 ml.

7. Varilla de agitación.

8. Agua destilada.

2.2.9 Determinación del catión calcio

1. Solución de ácido etilendiaminotetraacetico (EDTA), (Versenato Estándar)

0.01M (1ml= 400 mg Ca2+ o 1000 mg CaCO3).

2. Solución amortiguadora fuerte de pH (Hidróxido de Amonio/Cloruro de

Amonio).

3. Solución de indicador calmagite.

4. Recipiente de valoración de 100 a 150 ml, de preferencia color blanco.

5. Tres pipetas graduadas, una de 1ml, una de 5 ml y una de 10 ml.

6. Agua destilada

7. Varilla de agitación



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2.2.10 Filtrado API

Esta prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se fuerza un fluido a través

del papel filtro, es realizada bajo condiciones de tiempo, temperatura y presión

especificadas, después de la prueba se mide el espesor del revoque solido que se ha

sentado. Como se muestra en la figura N° 20, el filtro prensa usado debe cumplir con

las especificaciones indicadas en las practica recomendad de API 13 B-1, y es realizada

a la temperatura superficial y a una presión de 100 psi y el resultado se registra como

números de mililitros perdidos en 30 minutos [7], para esta prueba se requiere el

siguiente equipo.

1. Celda de lodo.

2. Un regulador de presión.

3. Adaptador de acoplamiento para montar la celda

4. Una rejilla.

5. Capsulas de CO2.

6. Una junta torica o empaque.

7. Papel filtro de 9 cm, whatman Nº.50 u otro equivalente

8. Una probeta de vidrio de 10 ml.

Figura N°20. Equipo de filtración API.



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2.2.11 Contenido de líquidos y sólidos

Un kit de retorta completo (ver figura N°21), los instrumentos de retorta

recomendado son unidades con una capacidad de 10, 20 o 0 50 cm3, con

camisas externas de calentamiento.

Receptor volumétrico JP.

Lana de acero fina.

Lubricante de alta temperatura.

Limpia tubos.

Cuchillo para enmasillar o espátula con hoja.

Figura N°21. Equipo de retorta.



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2.2.12 Prueba del MBT (ver figura N°22)

Matraz Erlenmeyer de 250 ml con tapón de caucho.

Bureta o pipeta de 10 ml.

Jeringa de 3 ml.

Micro pipeta de 0.5 ml.

Cilindro graduado de 50 ml.

Varilla de agitación.

Plancha calentadora.

Papel filtro: 11 cm de diámetro, whatman nº1 o equivalente.

Solución de azul de metileno: 1ml = 0.01 mili equivalentes que contenga

3.74 g de azul de metileno de calidad USP (C16H18N3SCl.3H20).

Peróxido de hidrogeno, solución al 3%.

Solución de ácido sulfúrico 5N.

Figura N°22. Equipo para la prueba de MBT.



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2.2.13 Contenido de arena (ver figura N°23)

Un cedazo de malla 200 (74 micrones), de 2 ½ pulgadas de diámetro (63.5

milímetros).

Embudo de tamaño que se ajuste a la malla.

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 esta graduado de 0 a 20%.

Figura N°23. Equipo de prueba de arena.

2.2.14 Equipos para el envejecimiento del fluido

Balanza con precisión de 0.1 g.

Mezclador del tipo Hamilton Beach o equivalente.

Horno de rodillos, completo con celdas de envejecimiento.



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Figura N°24. Horno de envejecimiento.

Figura N°25. Celdas de envejecimiento.

2.3 Metodología experimental

El propósito fundamental de este trabajo fue determinar a base de resultados de

laboratorio, los efectos que se logran sobre el fluido de perforación base agua el uso

de la goma xantana de alta calidad para brindar viscosidad a muy baja velocidad de

corte para un pozo horizontal.



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Para evaluar las condiciones óptimas del fluido de perforación se realizó un estudio a

partir de una matriz experimental de un sistema de fluidos de perforación. El sistema

escogido para este estudio fue el Flo Pro que es patente de una empresa de fluidos de

perforación. En una matriz se varió la concentración de la goma xantana de alta

calidad manteniendo constantes las demás concentraciones, y fue evaluada otra

matriz también variando la concentración de la goma xantana y aumentando en 1

lb/bbl la concentración del controlador de filtrado.

A cada matriz se realizaron pruebas antes y después de envejecerlas, de densidad, pH,

reológicas y filtrado para las formulaciones comerciales con el uso de la goma xantana

de alta calidad, y así determinar la concentración optima de la goma y el

comportamiento después de envejecerlas. Las pruebas reológicas se realizaron con un

viscosímetro modelo FANN 35 a una temperatura de 120°F, con viscosímetro de

BROOKFIELD a temperaturas de 120°F, 130°F, 140°F, 150°F y 160°Fa presión

atmosférica, para medir la densidad se empleó una balanza de lodo, el pH con pH

metro digital y las pruebas de filtrado en un filtro prensa API. Todas estas pruebas se

efectuaron cumpliendo las normas API 13B-1 (American Petroleum Institute).

En la ingeniería de fluidos de perforación, los cálculos están basados en el barril del

campo petrolífero contiene 42 galones E.U.A. Para estas pruebas de laboratorio, un

barril del campo petrolífero sería difícil de manejar, por lo que resulta

considerablemente más práctico usar una muestra de fluido más pequeña, en vez de

trabajar con un barril de fluido se trabaja con un barril equivalente. El barril

equivalente contiene 350 ml de fluido, esta cantidad representativa se obtiene a partir

de barril petrolífero que tiene 42 galones E.U.A, el barril contendría 350 libras de agua

dulce, trescientos cincuenta gramos de agua ocuparían 350 ml según el sistema

métrico, por lo tanto 350 ml pueden representar 42 galones E.U.A o el barril del

campo petrolífero. Si se adiciona 1g de un material al barril equivalente sería igual 1lb

del material en un barril del campo petrolífero.



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2.4 Formulación y preparación del fluido de perforación base agua

Para la preparación del fluido de perforación FloPro, se debe tener en cuenta la fuente

de agua a usar, contenidos de sales en ella, la cantidad de cada componente y el orden

y método de adición, tiempo de mezclado. El orden y la concentración de los aditivos

para las formulaciones del fluido de perforación se muestran en las tablas N°3 y N° 4 y

el procedimiento para su preparación se explica en detalle en el Anexo N°1.

El nombre comercial de la goma xantana usa para este sistema es FLOVIS, el aditivo

del control de filtrado se utilizó un almidón modificado cuyo nombre comercial es

FlOTROL, el inhibidor de arcillas usado es el KLASTOP, como lubricante se usa el LUBE-

100, para mantener el pH se usa SODA CAUSTICA y como densificante se usa CLORURO

SODIO.



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Tabla N°3. Formulaciones del sistema Flo Pro, variando la concentración de goma xantana(Flovis) y usando 4 lb/bbl de almidón

(Flotrol).

Tabla N°4. Formulaciones del sistema Flo Pro, variando la concentración de goma xantana(Flovis) y usando 5 lb/bbl de almidón

(Flotrol).

Orden

1

2

3

4

5

6

7

0.25

CLORURO DE SODIO 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00

SODA CAUSTICA 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25

3.00

4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00

KLASTOP 3.00

LUBE 100 4.00

3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00

0.25

4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00

FLOVIS 0.75

FLOTROL 4.00

1.00 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50 2.75

Formulacion10

1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Componente (lb/bbl) Formulacion1

AGUA 1.00

Formulacion2 Formulacion3 Formulacion4 Formulacion5 Formulacion6 Formulacion7 Formulacion8 Formulacion9

3.00

4.00 4.00

Orden

1

2

3

4

5

6

7

0.25 0.25

CLORURO DE SODIO 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00 135.00

SODA CAUSTICA 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25

3.00 3.00

LUBE 100 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00 4.00

KLASTOP 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00 3.00

2.75 3.00

FLOTROL 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00 5.00

FLOVIS 0.75 1.00 1.25 1.50 1.75 2.00 2.25 2.50

Formulacion9 Formulacion10

AGUA 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Componente (lb/bbl) Formulacion1 Formulacion2 Formulacion3 Formulacion4 Formulacion5 Formulacion6 Formulacion7 Formulacion8



Bibliot

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2.5 Pruebas de envejecimiento

Para simular las condiciones de circulación se aplicó al fluido de perforación un

proceso de envejecimiento. Las condiciones de envejecimiento fueron de 220 °F,

rotación de 100 rpm y 16 horas, de esta manera se simuló las condiciones que debe

soportar el lodo al ser utilizado en la perforación de un pozo horizontal.

Después del envejecimiento se realizaron nuevamente las pruebas reológicas,

densidad y filtrado bajo las mismas condiciones iniciales. Estos resultados fueron

comparados con los valores iniciales antes del envejecimiento, para verificar los

efectos causados por las condiciones de pozo, sobre las propiedades del lodo,

permitiendo establecer que propiedades mantendrán sus valores dentro de un rango

permitido.

Figura N° 26. Metodología empleada para realizar las pruebas de envejecimiento.



Bibliot

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III RESULTADOS

Tabla N°5. Resultados de la viscosidad a muy a baja velocidad de corte variando la concentración de goma xantana y usando 4

lb/bbl almidón (Flotrol).

Tabla N°6. Resultados de propiedades reológicas, densidad, pH y filtrado variando la concentración de goma xantana y usando 4

lb/bbl de almidón (Flotrol).

120

130

140

150

160

0.3

RPM

Temperatura

°F50000

27100 28200 29100 39000 42100 44000 45100 46200 47300 48600

28200 29050 30200 40100 43200 45300 46400 48100 49300

29100 30200 31100 41200 44100 46200 47300 49000 50300 51700

Formulacion9 Formulacion10Antes de Rolar

31500 32200 33400 43100 46000 48200 50000 52100 54000 55900

30000 31100 32300 42000 45200 47100 49100 51000 52900 53500


5.8 5.8Filtrado (c.c) 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8

22 23

PH 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5

Geles (10 min) 12 14 15 17 17 18 19 21

53 57

Geles (10 seg) 9 11 13 14 15 15 16 17 18 19

Punto Cedente (YP) 24 28 32 35 38 41 45 49

19 20

Viscocidad plastica (VP) 11 11 12 12 12 12 12 13 13 13

θ3 11 13 14 15 16 17 18 19

21 22 23

Antes de Rolar Formulacion1 Formulacion2 Formulacion3 Formulacion4 Formulacion5 Formulacion6 Formulacion7 Formulacion8 Formulacion9 Formulacion10

θ600

θ300

θ200

θ100

θ6

42 44 45

17 19 22 29 30 31 33 34 35 36

75 79 83

35 39 44 47 50 53 57 62 66 70

46 50 56 59 62 65 69

24 27 33 37 39 40 41

12 14 15 17 18 19 20

Peso ppg 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8



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Tabla N°7. Resultados de la viscosidad a muy a baja velocidad de corte variando la concentración de goma xantana (Flovis) y

usando 4 lb/bbl almidón (Flotrol) después del envejecimiento.

Tabla N°8. Resultados de propiedades reológicas, densidad, pH y filtrado variando la concentración de goma xantana (Flovis) y

usando 4 lb/bbl de almidón (Flotrol) después del envejecimiento.

120

130

140

150

160 45200 46700 47300

47200 48300 49700

27100 28000 29100 39300 42100 44100 44600 45900 47800 48400

38100 41200 43200 43600

50900 52100 53300

29100 30200 31100 41400 44000 46200 48000 49950 50100 514000.3

RPM

Temperatura

°F

30300 31000 32200 42500 45100 47100 49100

28000 29100 30000 40200 43200 45000 45500

26200 27100 28200

Después de rolar Formulacion1 Formulacion2 Formulacion3 Formulacion4 Formulacion5 Formulacion6 Formulacion7 Formulacion8 Formulacion9 Formulacion10

6.2 6.2Filtrado (c.c) 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2

14 15

PH 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4

Geles (10 min) 9 10 11 12 12 13 13 14

39 42

Geles (10 seg) 7 8 8 9 10 10 11 11 12 12

Punto Cedente (YP) 20 24 27 29 31 33 36 38

13 13


θ3 8 9 9 11 11 12 12 12

30 31

θ6 10 11 12 12 13 13 13 14 14 15

θ100 15 16 19 22 23 24 26 28

51 54

θ200 20 24 28 32 34 35 37 39 41 42

θ300 31 35 39 41 43 45 48 50

9.8 9.8

θ600 42 46 51 53 55 57 60 62 63 66

Peso ppg 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8

Después de rolar Formulacion1 Formulacion2 Formulacion3 Formulacion4 Formulacion5 Formulacion6 Formulacion7 Formulacion8 Formulacion9 Formulacion10



Bibliot

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Gráfico N°1. Comportamiento de la viscosidad a muy baja velocidad de corte (0.3 RPM) con la temperatura para las

formulaciones de la tabla N°3 antes de envejecerlas.



Bibliot

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Gráfico N°2. Comportamiento de las propiedades reológicas para las formulaciones de la tabla N°3 antes de envejecerlas.



Bibliot

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formulaciones de la tabla N°3 después de envejecerlas.



Bibliot

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Gráfico N°4. Comportamiento de las propiedades reológicas para las formulaciones de la tabla N°3 después de envejecerlas.



Bibliot

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Gráfico N°5. Comparación de la viscosidad plástica para las formulaciones de la tabla N°3 antes y después de envejecerlas.



Bibliot

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Gráfico N°6. Comparación del punto cedente para las formulaciones de la tabla N°3 antes y después de envejecerlas.



Bibliot

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Gráfico N°7. Comparación del filtrado para las formulaciones de la tabla N°3 antes y después de envejecerlas.



Bibliot

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usando 5 lb/bbl almidón (Flotrol) antes del envejecimiento.


usando 5 lb/bbl de almidón (Flotrol) antes del envejecimiento.

120

130

140

150

160

51000

28300 29200 30000 37900 39900 42600 43600 44800 46900 49100

29100 30100 31100 40500 43100 44000 45500 46500 49400

30200 31200 32700 42600 44600 45800 47700 48900 51500 53100


51000 53100 55200 57100

31300 32100 33900 44200 46000 47900 49300 51200 53100 55300

Antes de Rolar Formulacion1 Formulacion2

0.3

RPM

Temperatura

°F

32500 33200 35000 45100 47100 49600

9.5 9.5

Filtrado (c.c) 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8

PH 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5 9.5

18 19

Geles (10 min) 12 14 15 17 17 18 19 21 22 23

Geles (10 seg) 9 11 13 14 15 15 16 17

13 13

Punto Cedente (YP) 24 28 32 35 38 41 45 49 53 57

Viscocidad plastica (VP) 11 11 12 12 12 12 12 13

22 23

θ3 11 13 14 15 16 17 18 19 19 20

θ6 12 14 15 17 18 19 20 21

44 45

θ100 17 19 22 29 30 31 33 34 35 36

θ200 24 27 33 37 39 40 41 42

θ300 35 39 44 47 50 53 57 62 66 70

θ600 46 50 56 59 62 65 69 75

9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8

Antes de Rolar Formulacion1 Formulacion2 Formulacion3 Formulacion4 Formulacion5 Formulacion6 Formulacion7 Formulacion8

79 83

Formulacion9 Formulacion10

Peso ppg 9.8 9.8 9.8



Bibliot

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usando 5 lb/bbl almidón (Flotrol) después del envejecimiento.


usando 5 lb/bbl de almidón (Flotrol) después del envejecimiento.

120

130

140

150

160

Formulacion8 Formulacion9 Formulacion10Después de Rolar Formulacion1 Formulacion2 Formulacion3 Formulacion4 Formulacion5 Formulacion6 Formulacion7

51200

27300 29000 30200 36400 41200 42300 44000 45400 47500 49000

29200 30100 31300 38200 42500 43400 46100 47200 49000

31300 32100 33700 42100 45100 47400 49200 50900 52900 55000

30100

25200 27600 29300 34100 38800 40000 42800 43200 45100

0.3

RPM

Temperatura

°F

31300 32400 40500 44200 45300 48100 49300 51300 53100

46900

Después de Rolar Formulacion1 Formulacion2 Formulacion3 Formulacion4 Formulacion5 Formulacion6 Formulacion7 Formulacion8 Formulacion9 Formulacion10

9.8 9.8

θ600 45 49 52 59 62 66 70 74 78 80

Peso ppg 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8

65 67

θ200 22 26 31 37 38 43 46 50 54 56

θ300 33 37 40 46 49 53 57 61

44 47

θ6 11 12 13 14 15 17 20 21 22 23

θ100 15 17 21 23 27 34 36 39

19 21


θ3 9 10 11 12 13 14 16 17

21

52 54

Geles (10 seg) 8 9 11 11 12 14 16 17 18 19

Punto Cedente (YP) 21 25 28 33 36 40 44 48

5 5Filtrado (c.c) 5 5 5 5 5 5 5 5

22 23

PH 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4 9.4

Geles (10 min) 11 12 13 14 15 16 19



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formulaciones de la tabla N°4 antes de envejecerlas.



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Gráfico N°9. Comportamiento de las propiedades reológicas para las formulaciones de la tabla N°4 antes de envejecerlas.



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formulaciones de la tabla N°4 después de envejecerlas.



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Gráfico N°11. Comportamiento de las propiedades reológicas para las formulaciones de la tabla N°4 después de envejecerlas.



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Gráfico N°12. Comparación de la viscosidad plástica para las formulaciones de la tabla N°4 antes y después de envejecerlas.



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Gráfico N°13. Comparación del punto cedente para las formulaciones de la tabla N°4 antes y después de envejecerlas.



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Gráfico N°14. Comparación del filtrado para las formulaciones de la tabla N°4 antes y después de envejecerlas.



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Br. Ponte Álvarez, Ketty Yamile Br. Saavedra Acaro, Wilder Alberto Página 72

IV DISCUSIÓN DE RESULTADOS

En este capítulo analizamos los resultados obtenidos en el sistema FloPro. El fluido de

perforación fue preparado para tener una densidad de 9.8 ppg, la misma que se

mantuvo constante antes y después del rolado.

Para la primera matriz de las formulaciones presentadas en la Tabla N°3 se han

realizado pruebas a muy baja velocidad de corte antes y después del

envejecimiento a temperaturas de 120°F, 130°F, 140°F, 150°F y 160°F.

Antes del envejecimiento:

En la Tabla N°5, se muestra la variación de la viscosidad a diferentes temperaturas,

variando la concentración de goma xantana.

En la Tabla N° 6 se pueden observar las propiedades reológicas (viscosidad plástica,

punto cedente, geles), la densidad, el pH y filtrado; según la variación de

concentración de la goma xantana.

Después del envejecimiento:



En la Tabla N° 8 se pueden observar las propiedades reológicas (viscosidad plástica,

punto cedente, geles), la densidad, el pH y filtrado; según la variación de


Para la segunda matriz de las formulaciones presentadas en la Tabla N°4 se han

realizado pruebas a muy baja velocidad de corte antes y después del

envejecimiento.

Antes del envejecimiento:



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En la Tabla N° 10 se pueden observar las propiedades reológicas (viscosidad

plástica, punto cedente, geles), la densidad, el pH y filtrado; según la variación de


Después del envejecimiento:

En la Tabla N° 11, se muestra la variación de la viscosidad a diferentes

temperaturas, variando la concentración de goma xantana.

En la Tabla N° 12, se pueden observar las propiedades reológicas (viscosidad

plástica, punto cedente, geles), la densidad, el pH y filtrado; según la variación de




Bibliot

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V CONCLUSIONES

1. De la evaluación de la viscosidad de un fluido de perforación a baja velocidad de

corte utilizando como agente viscosificante la goma xantana, se concluye que esta

investigación ha permitido establecer que a mayor concentración de goma

xantana, se obtuvo un fluido de mayor viscosidad. Asimismo, se han obtenido

concentraciones referenciales de goma xantana y valores de viscosidad a dichas

concentraciones la cuales servirán de referencia para el manejo de fluidos de

perforación preparados con este aditivo en campo.

2. Se ha logrado determinar que cuando la temperatura en el pozo es mayor, se

requiere emplear mayores concentraciones de goma xantana a fin de mantener

en suspensión los recortes y el material densificante como el cloruro de sodio.

3. En la evaluación de lodos realizada, se ha determinado los rangos de variación de

las propiedades reológicas del fluido a diferentes concentraciones de goma

xantana, eso proporciona una aproximación más real de las concentraciones

recomendables para aplicarse en el campo.

4. De la evaluación del filtrado a 4 y 5lb/bbl, se concluye que se obtiene mayor

viscosidad mientras más se incrementa la concentración de goma xantana y del

almidón. Además al incrementar la concentración del almidón se obtiene un valor

de filtrado menor.



Bibliot

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VI RECOMENDACIONES

1. Después de evaluar las formulaciones con las diferentes concentraciones de goma

xantana, 4 y 5 lb/bbl de almidón, debido a los valores altos de viscosidad a muy

baja velocidad de corte y un filtrado menor es recomendable usar la formulación

de fluido de perforación en un rango de concentración de goma xantana de 2.5 a 3

lb/bbl y 5 lb/bbl de almidón.

2. Para tener una referencia de los valores de la viscosidad a muy baja velocidad de

corte, propiedades reológicas y filtrado de un fluido de perforación en el campo a

2.5 a 3 lb/bbl de goma xantana y 5 lb/bbl de almidón, es recomendable usar los

resultados de esta evaluación.

3. El ensayo de envejecimiento de muestras como la prueba de filtrado API se debe

realizar con todas la medidas de seguridad, ya que está trabajando con altas

presiones y altas temperaturas.



Bibliot

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VII REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. MISWACO A SCHLUMBERGER COMPANY. “Manual de Fluidos de perforación”

2. González P., Héctor (2003). “Análisis y Evaluación de Tecnología a los Fluidos de

Perforación para el Campo Gasífero Yucal-Placer con la Finalidad de Optimizar el

Fluido”

3. Rodríguez P., Franklig R (2002). “Evaluación del Producto FR-021M como Agente

de Control de Filtrado en Fluidos de Perforación Base Agua”

4. Aquino C, Manuel. “Determinación de la Eficiencia del Viscosificante Terraxhan en

Salmuera Cálcica en Base a las Pruebas Reológicas y Tixotrópicas”

5. Pereira M., Fedymar Del V. (2003). “Estudio de la Compresibilidad y

Erosionabilidad de los Revoques formulados con Hematina y su Influencia en la

Cementación de Pozos Petroleros”

6. Arévalo F, Diego. (2010). “Optimización de la Perforación Direccional y Horizontal

en el Campo Auca Sur”

7. Lozano V., Marcela; Santiago C., Roxana. (2011). “Control de la Calidad de Aditivos

Empleados en la Preparación de un Fluidos de Perforación”

8. API Recommended Practice 13B-1 Second Edition, (September 1997). “Standard

Practice for Field Testing Water-Based Drilling Fluids”.

9. Víctor Miguel Romero Cardozo., (2001). Mex. “Tesis de grado Pozos Horizontales”.

10. Diego Vicente Arévalo Flores, Quito-Ecuador (2010). “Optimización de la

Perforación Direccional y Horizontal en el Campo de Auca Sur”.

11. Alba Gamboa., Tirso González.; Caracas (2003). Determinación de La Productividad

Máxima en Pozos Horizontales en Función de La Longitud o Sección Horizontal.



Bibliot

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12. Martínez Bravo José M., Rivas Garcia Niling-D.; Caracas (2005). Ubicación, Diseño y

Planificación de un Pozo Horizontal en el Yacimiento U2M, L(ES-417) del Oligoceno,

en el Campo Socorro Oeste, del Estado Anzoátegui.

13. Richard P. Jachnik, UK. (2003). Low Shear Rate Rheology of Drilling Fluids.

14. G. Sworn, Monsanto (Kelco Biopolymers, Tadworth-2003). “Xanthan gum”.



Bibliot

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NOMENCLATURA Y SÍMBOLOS

API: American Petroleum Institute.

ATAP: Alta presión / Alta Temperatura.

bbl: Barril.

cc: Centímetro cúbico

cP: Centiposes.

gal: galones.

hr: horas.

lb: Libras.

lb/bbl: Libras por barril.

lb/gal: Libras por galón.

LGS: Sólidos de baja gravedad.

lb/100pies2: Libra por cien pies cuadrado.

rpm: Revoluciones por minutos.

º C: Grados Celsius.

º F: Grados Fahrenheit.

VP: Viscosidad plástica

VA:Viscosidad Aparente

YP: Yield point (punto cendente)

Θ600: Lectura en el viscosímetro rotativo a 600 rpm.








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GLOSARIOS DE TÉRMINOS

API: American Petroleum Institute, Sociedad Americana de Petróleo.

Arcillas: Minerales muy pequeños con una microestructura en capas y una gran área de superficie.

Barril: Unidad volumétrica de medición usada en la industria que equivale a 42 galones.

Barril equivalente: Unidad utilizada en el laboratorio para la evaluación o pruebas de lodos de perforación. Un gramo de aditivo, añadido a 350 cc de lodo, es equivalente a la adición de 1 lb de material a un barril (42 galones).

Carbonato de calcio: Una sal insoluble de calcio usada en lodos poliméricos como material densificante.

Centímetro cúbico o cc: Unidad del sistema métrico para la medición de volumen. Este es equivalente a un mililitro.

Centipoise (cP):Unidad de viscosidad equivalente a una centésima de poise, un poise es un gramo por metro-segundo y un centipoise es un gramo por centímetro-segundo.

Concentración: Peso por unidad de volumen en un fluido se pude expresar en lb/bbl.

Densidad: Medida de masa por unidad de volumen expresada en libras por galón (lb/gal), libras por pulgada cuadradas por cada 1000 pie de profundidad (lpc/1000 pies) y libras por pies cúbicos (lb/p3). La densidad es comúnmente referida como peso.

Filtrado: Fluido que ha pasado a través de un medio filtrante.

Fluido: Sustancia que tiene la capacidad de adoptar la forma del recipiente que lo contiene.

Fluido de perforación: Fluido que circula a través de la tubería de perforación para desempeñar algunas funciones requeridas durante la perforación.

Inhibidor: Sustancia que es considera como contaminante de lodos de perforación, como sal o sulfato de calcio, que es agregan al fluido para retardar una reacción química.

Lpg: Unidad de densidad que significa libras por galón.

Material Densificante: Cualquiera de los materiales de elevado peso específico que se utilizan para aumentar la densidad de los fluidos deperforación

Perdida de fluido: Medición del aumento del filtrado a través de laformación permeable cuando el fluido está sujeto a una presión diferencial.



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Permeabilidad: Propiedad que posee la roca de permitir el paso de fluido através de sus canales interconectados.

Petróleo: Una mezcla de hidrocarburos, el petróleo crudo varia en apariencia desde incoloro hasta completamente negro, de acuerdo a su gravedad se clasifica en crudo liviano (>30°API), crudo medio (entre 22-30°API) y crudo pesado (<22° API).

Polímero: Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas(monómeros).

Pozo: Hoyo que ha sido terminado apropiadamente con los aditamentos requeridos, para traer a la superficie la producción de gas y/o petróleo de un yacimiento.

Reología: Ciencia que se ocupa de la deformación y flujo de fluidos.

Resistencia de Gel de 10 Minutos: Corresponde con la capacidad omedida de la capacidad de un coloide para formar geles. La resistencia deun gel es una unidad de presión que usualmente se describe en términosde lb/100 pies2. es una medida de las mismas fuerzas entre las partículasde un fluido que las que determinan el punto de cedencia, excepto que laresistencia de gel se mide en condiciones estáticas, mientras que el puntode cedencia se mide en condiciones dinámicas. Las mediciones comunesde resistencia de un gel son la del gel inicial y la de gel de 10 minutos.

Resistencia Inicial de Gel: Resistencia inicial de gel de un fluido, medida como la lectura máxima (deflexión) tomada en un viscosímetro de lectura directa después que el fluido ha estado en reposo durante 10 segundos.La lectura es reportada en lb/100pies2.

Revoque: Material sólido depositado sobre la pared del pozo, es elresultado de la filtración de la fase continua hacia la formación.

Tixotropía: Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel con el tiempo. Propiedad de un fluido que hace que adquiera una estructura de gel rígido o semi-rígido si se deja en reposo, pero que se conviertenuevamente en fluido por agitación mecánica. Este cambio es reversible.



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ANEXO A

Procedimiento para la preparación del fluido de perforación

1. Se mide y se pesa las cantidades de los aditivos del sistema FloPro usando siguiendo la tabla N°13 realizada en una hoja de Excel para calcular las cantidades exactas para cada concentración de cada producto para las formulaciones de las tablas N°3 y N°4.

2. Primero se pesa el agua y se coloca en el mezclador.

3. Se pesa y adiciona la goma xantana (Flovis) y se deja mezclar por 5 minutos, luego se pesa y se adiciona el controlador de filtrado (Flotrol) mezclándolo por 5 minutos más.

4. Luego se pesa y adiciona el inhibidor (Klastop), el lubricante (Lube100) y el controlador del pH (Soda caustica).

5. Finalmente se pesa y adiciona el material densificante (Cloruro de sodio) y se mezclan por 20 minutos, para luego proceder a realizar las pruebas correspondientes.

Tabla N°13. Hoja de cálculo con el orden y cantidades de los aditivos.

campo,lb laboratorio, gr campo, bbl laboratorio, ml

1 276.32 276.32 0.78979 276.32

2 2.5 2.50 0.00476 1.67

3 4.00 4.00 0.00762 2.67

4 3.00 3.00 0.00798 2.79

5 4.00 4.00 0.01099 3.85

6 0.25 0.25 0.00034 0.12

7 135.15 135.15 0.17883 62.59

8 0.00 #¡DIV/0! 0.0000

9 0.00 #¡DIV/0! #¡DIV/0!

10 0.00 #¡DIV/0! #¡DIV/0!

11 0.00 #¡DIV/0! #¡DIV/0!

12 0.00 #¡DIV/0! #¡DIV/0!

1.000 350TOTAL

Volumenorden de

adiciónPRODUCTO

Concentración



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ANEXO B

Procedimientos para las pruebas realizadas al fluido de perforación

Procedimiento para la balanza presurizada

1. Se asienta la base del instrumento sobre una superficie plana y a nivel.

2. Tomar la muestra del lodo y medir la temperatura del fluido.

3. Retirar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso, que deberá estar limpio y seco, con el fluido a ser sometido a prueba.

4. Colocar la tapa sobre la taza con la válvula de retención hacia abajo, es decir en la posición abierta (parte de la muestra del ensayo puede ser expulsado a través de la válvula).

5. Deslizar la envoltura de la copa hasta por encima de la misma desde abajo, alineando la ranura con el brazo de la balanza. Enroscar la traba sobre la tapa presurizada y ajustar bien fuerte con la mano para asegurar que la tapa presurizable esté completamente asentada.

6. Llenar la bomba de presurización con la muestra a evaluar.

7. Empujar la nariz de la bomba contra la boca de presurización de la tapa.

8. Presurizar la taza con la muestra manteniendo una fuerza hacia abajo sobre la envoltura del cilindro. Al mismo tiempo, forzar la perilla hacia abajo, con una fuerza de entre 50 y 70 lb y soltar la envoltura del cilindro. Remover bomba (la válvula de retención en la tapa es accionada a presión. Cuando hay una presión en la taza, la válvula de retención es empujada hacia arriba a la posición cerrada.

9. Se limpia el lodo que esta fuera del vaso y secar el vaso.

10. Colocar el brazo sobre el soporte de la base, con el cuchillo descansando sobre el punto de apoyo.

11. Equilibrar moviendo el caballero a lo largo del brazo graduado. El equilibrio se logra cuando la burbuja se encuentra bajo la línea central.

12. Leer la densidad o el peso del lodo en el borde del caballero más cercano al vaso [7].



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Procedimiento para la balanza no presurizada

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

2. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada, asegurándose que parte del lodo sea expulsado a través del agujero de la tapa.

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

4. Colocar el brazo de la balanza sobre la base, con el cuchillo descansado sobre el punto de apoyo.

5. Desplazar el caballero hasta que el nivel de burbuja de aire indique que el brazo graduado está nivelado.

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

7. Ajustar el resultado a la graduación de escala más próxima, en lb/gal, lb/pie3, psi/1000 pies de profundidad o en gravedad especifica (SG) [1].

Procedimiento para el embudo de Marsh

1. Se mantiene el embudo en posición vertical y se tapa el orificio con un dedo, luego se vierte la muestra de lodo recién obtenida a través de la malla dentro del embudo limpio, hasta el nivel del fluido llegue a la parte inferior de la malla (1500 ml).

2. Se retira inmediatamente el dedo del orificio y medir el tiempo requerido para que el lodo llene el vaso receptor hasta el nivel del 1-cuarto de galón indicado en el vaso.

3. Ajustar el resultado al segundo entero más próximo como indicación de viscosidad de Marsh y registrar la temperatura del fluido en grados Fahrenheit o Celsius [1].

Procedimiento mediante el viscosímetro rotativo para determinar la viscosidad plástica, viscosidad aparente y punto cedente

1. Se coloca 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 120°F (49°C). Agitar lentamente mientras se ajusta 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. La viscosidad plástica en centipoise es igual a la lectura de 600 RPM menos la indicación a 300 RPM.



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6. El punto cedente en lb/100 pies2 es igual a la lectura de 300 RPM menos la viscosidad plástica en centipoise.

7. La viscosidad aparente en centipoise es igual a la lectura de 600 RPM dividida por 2.

Figura N°27. Curva típica de caudales para un fluido de perforación.

Procedimiento mediante el viscosímetro rotativo para determinar el esfuerzo de gel

1. Se debe agitar la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 15 segundos y levantar lentamente el mecanismo de cambio de velocidad hasta la posición neutra.

2. Apagar el motor y esperar 10 segundos.

3. Poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar las unidades de deflexión máxima en lb/100 pies2 como esfuerzo de gel inicial. Si el indicador del cuadrante no vuelve a ponerse a cero con el motor apagado, no se debe reposicionar el conmutador.

4. Se repite las etapas 1 y 2, pero dejar un tiempo de 10 minutos para luego poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar las unidades de deflexión máxima como esfuerzo de gel a 10 minutos, indicar la temperatura medida.

Procedimiento mediante el viscosímetro Brookfield para determinar la viscosidad a muy baja velocidad de corte

Se debe 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 girándolo ligeramente sobre el soporte y/o ajustando los pies, usar



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el nivel de burbuja de aire en la parte superior como guía, para luego seguir los siguientes pasos.

1. Verter el fluido a evaluar hasta ½ 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.

2. Al encender el viscosímetro la pantalla despliega “Brookfield DV-II+ LV Viscometer” (Viscosímetro Brookfield DV-II+LV), seguido por “Versión 3.0”. 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 automáticas del viscosímetro).

3. Después de la de la puesta a cero automática, la pantallas despliega “Replace spindle press any key” (Volver a poner el husillo pulsar cualquier tecla). Para este ensayo se utilizara el husillo número 2, nótese que los husillos están marcados en el cuello.

4. Se acopla el husillo roscándolo sobre el eje. Estas 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. La pantalla desplegara algo parecido a esto:

Figura N°28. Pantalla del viscosímetro brookfield.

5. Los valores pueden variar según lo que se probó por ultimo. La esquina superior izquierda despliega las indicaciones del viscosímetro. Estas indicaciones pueden estar expresadas en las siguientes unidades: %torque del viscosímetro (%), cP viscosidad (cPo mPa), 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 es %.



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6. Para seleccionar las unidades apropiadas, pulsar la tecla “Select Display” (seleccionar el despliegue) hasta que el valor Cp aparezca en la pantalla.

7. 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 n°2 y S63 para el husillo n°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.

8. Este viscosímetro puede probar la viscosidad a 0.3, 0.5, 0.6, 1.0, 1.5, 2.0, 2.5, 3.0, 6.0, 10.0, 12.0, 20.0, 30,0, 50.0, 60.0 y 100 RPM. Para ajustar la velocidad, pulsar las teclas naranjas de las flechas hasta que la velocidad deseada aparezca a la derecha de RPM. Esta prueba se realizara a 0.3 RPM, cuando aparezca el valor apropiado, pulsar la tecla “set spped” (ajustar la velocidad). 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.

9. El valor indicado en la esquina inferior derecha es la temperatura detectada por la sonda de temperatura. Ahora el viscosímetro está listo para realizar la prueba.

10. Después de configurar el viscosímetro y calentar la muestra a la temperatura de prueba, se puede realizar una prueba. Centrar el vaso de calentamiento debajo del viscosímetro. 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 el 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 [1].

Procedimiento para el pH universal

1. Coloque una cinta de papel indicador de 1 pulgada (25 mm) en la superficie del fluido y espere hasta que el haya mojado la superficie del papel y el color se haya estabilizado (generalmente, no más de 30 segundos).

2. Compare el color en la parte del papel que ha estado en contacto con el fluido con los patrones de color que vienen con la cinta y estime del fluido.

3. Registre el pH del fluido con una precisión de 0.5 a 0.2, dependiendo de la escala de la tabla de colores para el papel utilizado.



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Procedimiento para el pH electrónico

1. Hacer los ajustes necesarios para normalizar el medidor con soluciones amortiguadoras apropiadas, según las instrucciones que vienen en el manual del instrumento.

2. Introducir el electrodo en el fluido que se encuentra en el recipiente de vidrio. Agite el fluido dando vueltas al recipiente.

3. Determine el pH del fluido según las instrucciones del manual del instrumento. Cuando se mantenga la lectura constante, registre el pH con una precisión de 0.1. Para tener una medición precisa del pH, el fluido de la prueba, la solución amortiguadora y el electrodo de referencia deberán estar todos a la misma temperatura.

Procedimiento para la alcalinidad del filtrado (Pf y Mf)

1. Medir 1 ml de filtrado dentro del recipiente de valoración.

2. Añadir 2 a 3 gotas de indicador de fenolftaleína, si la solución se vuelve rosada.

3. Se añade acido 0.02N gota a gota hasta que le color rosado desaparezca, si la muestra se ve muy coloreada que no se puede observar el cambio de color, se utilizara el pH de electrodo para determinar el punto final a un pH de 8.3.

4. Se registra el valor de Pf como el número de ml de ácido 0.02N requeridos por ml de filtrado.

5. Se añade 2 a 3 gotas de indicador anaranjado de metilo a la muestra que fue usada para medir el Pf, un color amarillo aparecerá, valorar con solución de ácido 0.02N gota a gota hasta que el color cambie a rosado. Si el cambio de color no se puede determinar, el punto final será un pH de 4.3.

6. Se registra el valor de Mf como los ml de ácido usados para Pf más esta última valoración.

Procedimiento para la alcalinidad del lodo (Pm)

1. Se toma 1 ml del lodo dentro del recipiente de valoración usando la jeringa, diluir la muestra con 25 a 50 ml de agua destilada, añadir 5 gotas de fenolftaleína.

2. Titular con ácido hasta que el color rosa desaparezca, si el cambio de color no se puede notar el punto final será tomado a un pH de 8.3.

3. Se registra el valor de Pm como el número de ml de ácido 0.02N por ml de lodo.



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Procedimiento para determinar el ion cloruro

1. Medir 1 o 2 ml de filtrado dentro del recipiente de valoración.

2. Se adiciona la cantidad necesaria de ácido sulfúrico para la valoración de Pf.

3. Adicionar 25 ml de agua destilada, seguidamente 10 gotas de indicador cromato de potasio y luego titular gota a gota con nitrato de plata de un color amarillo hasta un rojo anaranjado y permanezca en este color por 30 segundos.

4. Registrar el número de ml de nitrato de plata para llegar al punto final.

Cálculos

Si el filtrado presenta una concentración iónica de cloruros inferior a 10 000 mg/l, se debe usar una solución de nitrato de plata 0.0282N. La concentración de cloruros en mg/l se calculara de la siguiente manera:

Pero si la concentración iónica de cloruros es superior a 10 000 mg/l, se debe usar una solución de nitrato de plata 0.282N. La concentración de cloruros en mg/l se calculara de la siguiente manera:

Procedimiento para determinar la dureza total como Ca2+

1. Adicionar aproximadamente 20 ml de agua destilada al recipiente de valoración.

2. Adicionar 1 ml del filtrado.

3. Adicionar 1 ml de solución amortiguadora fuerte.

4. Se adiciona 6 gotas de calmagite y mezclar con la varilla de agitación, un color rojo tinto aparecerá si la muestra contiene calcio o magnesio.

5. Valorar con solución de versenato estándar agitando hasta que la muestra se vuelva azul por primera vez sin que quede rastro del rojo, registrar el número de ml de versenato estándar usados.

Cálculos



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Procedimiento del filtrado API

1. Primero asegurarse de que cada pieza de la celda se encuentre limpia y seca, arme la celda colocando en la parte inferior la rejilla seguida del papel filtro, luego se coloca la junta torica. Se vierte la muestra del fluido en la celda.

2. Colocar la probeta graduada y seca por debajo del tubo de drenaje para recibir el filtrado, se cierra la válvula de alivio y se ajusta el regulador hasta 100 psi de presión, la prueba se inicia desde el momento que se aplica la presión.

3. Luego de 30 minutos, se mide el volumen de filtrado. Se interrumpe el flujo que pasa por el regulador de presión y se abre cuidadosamente la válvula de alivio.

4. Registre el volumen de filtrado en centímetros cúbicos. Se desmonta la celda y desecha el fluido, con mucho cuidado para guardar el papel del filtro con el mínimo daño al revoque, se lava el revoque sobre el papel, mida el espesor del revoque y regístrelo en 32avos de pulgada.

Procedimiento de la prueba de la retorta

1. Se limpia y seca el ensamblaje de la retorta y el condensador.

2. Recoger una muestra de fluido y enfriarla aproximadamente a 80 °F (27°C).

3. Desmontar retorta y lubricar las roscas del vaso de muestra con grasa para altas temperaturas. Llenar el vaso de muestra con el fluido a evaluar 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 o 50 ml. Limpiar el fluido derramado sobre la tapa y las roscas.

4. Se llena 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.

5. Atornillar el tubo de drenaje dentro del orificio en la extremidad del condensador, asentándolo firmemente. El cilindro graduado que esta calibrado para leer en porcentajes debería estar sujetado al condensador con abrazaderas.

6. Enchufar el cable de alimentación en el voltaje correcto y mantener la unidad encendida hasta que termine la destilación, lo cual puede tardar 25 minutos según las características del contenido.

7. Dejar enfriar el destilado a temperatura ambiente.



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8. Se lee el porcentaje de agua, aceite y solidos directamente en la probeta graduada. Una o dos gotas de solución atomizada ayudara a definir el contacto aceite-agua, después de leer el porcentaje de sólidos.

9. Al final de la prueba, enfriar completamente, limpiar y secar el montaje de la retorta.

10. Se debe 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 integro el calibre de los orificios.

Procedimiento de la prueba de MBT

1. Adicionar 2 ml de lodo a 10 ml de agua en el matraz Erlemeyer, añadir 15 ml de peróxido de hidrogeno de 3% y 0.5 ml de solución de ácido sulfúrico 5N, y se mezcla revolviendo antes de calentar. Hervir a fuego lento durante 10 minutos.

2. Adicionar la solución de azul de metileno, se va agregar cada vez 0.5 ml de la bureta o pipeta al matraz. Después cada adición se coloca el tapón de caucho y se agita durante 30 segundos, mientras los sólidos están suspendidos extraer una gota del matraz con una varilla de vidrio y colocarla sobre el papel filtro. El punto final será cuando el colorante aparece en la forma de un círculo verdoso alrededor de los sólidos teñidos.

3. Al detectar el color azul verdoso, agitar el matraz por 2 minutos y adicionar otra gota al papel filtro, si se observa un círculo azul verdoso, el punto final de la valoración ha sido alcanzado. Si el círculo no aparece, se repite la operación anterior hasta que una gota extraída después de agitar por 2 minutos muestra el color azul verdoso (ver figura N°16).

4. Registrar el volumen (ml) de solución de azul metileno utilizado.



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Figura N°29. Valoración del MBT.

Procedimiento de la prueba de arena

1. Recoger una muestra de lodo.

2. Se llena de fluido el tubo de contenido de arena hasta la marca señalada.

3. Adicionar agua hasta la siguiente marca.

4. Tapar con un dedo la apertura del tubo de contenido de arena y agitar enérgicamente.

5. Se vierte el fluido del tubo de contenido de arena sobre el tamiz malla 200, adicionar más agua al tubo, agitar y verter de nuevo sobre el tamiz malla 200, repetir hasta que el agua de lavado esté clara.

6. Lavar cuidadosamente la arena retenida por la malla para quitar todo el lodo remanente.

7. 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.

8. Colocar el tubo en posición completamente vertical y dejar que se asiente la arena.

9. Usando las graduaciones del tubo de contenido de arena, leer el porcentaje de volumen de arena.



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Procedimiento para la prueba de envejecimiento

1. Usar celdas hechas con acero inoxidable (303, 304 ó 316).

2. Evitar llenar excesivamente las celdas de envejecimiento, al llenar las celdas se debe dejar un espacio adecuado para permitir la expansión del fluido. En general no se debería añadir más de 1 bbl equivalente a una celda individual a una celda individual.

3. Poner las celdas en el horno de envejecimiento a 220°F por 16 horas.

4. Al retirar las celdas del horno, es conveniente dejar enfriarlas a temperatura ambiente, recuerde que la celda contiene presión generada por la expansión del volumen del fluido.

5. Una vez que la celda se haya enfriado, se puede desatornillar lentamente la parte superior de la celda, asegurándose que cualquier presión residual sea descargada antes de dar las últimas vueltas de los tornillos.

6. Mezclar la muestra y realizar las pruebas respectivas.



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ANEXO C

Imágenes de los ensayos de laboratorio

Figura N°30. Evaluando la viscosidad a muy baja velocidad de corte.

Figura N°31. Pantalla del viscosímetro Brookfield.



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Figura N°32. Fluido de Perforación FloPro antes de envejecer.

Figura N°33. Revoque del sistema FloPro antes y después de envejecer.



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Figura N°34. Celda de envejecimiento con fluido de Perforación FloPro.

Figura N°35. Mezclado de fluido FloPro después del envejecimiento.



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Figura N°36. Fluido de perforación Flopro envejecido.

Figura N°37. Aditivos del fluido de perforación FloPro.



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FACULTAD DE INGENIERIA QUIMICA ESCUELA ACADÉMICO