ING. ROXIRA CORVO INGENIERÍA DE PERFORACIÓN FIGURA N

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EL CICLO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN EN EL POZO
La mayor parte del fluido de perforación que se utiliza en una perforación circula en un ciclo continuo:
1. El fluido de perforación se mezcla y se guarda en el foso de fluido de perforación.
2. Una bomba extrae el fluido de perforación del foso y lo envía a través del centro hueco de la tubería de perforación
directo hacia el pozo.
3. A medida que la mecha va perforando la formación el fluido sale a través de los jets o boquillas para enfriar y
limpiar la misma.
4. Entonces el fluido de perforación comienza el viaje de regreso a la superficie, arrastrando los fragmentos de roca,
denominados detritos o ripios, que se han desprendido de la formación por acción del trépano.
5. El fluido de perforación sube a través del espacio anular, es el espacio que existe entre la tubería de perforación y
las paredes del pozo.
6. En la superficie, el fluido de perforación viaja a través de la línea de retorno de fluido de perforación o línea de
flujo, es una tubería que conduce a la zaranda vibratoria.
7. Las zarandas vibratorias son una serie de rejillas de metal que vibran y se utilizan para separar el fluido de
perforación de los detritos. El fluido de perforación cae a través de las rejillas y regresa al foso de fluido de
perforación.
8. Los detritos de las rocas se deslizan por la deslizadora de detritos que se encarga de desecharlos. Según los factores
medioambientales y otras consideraciones, los detritos deberán lavarse antes de desecharse. Algunos de los detritos
son examinados por geólogos que buscan indicios sobre qué es lo que está sucediendo en la profundidad del pozo.
FIGURA N°1. Ciclo del fluido de perforación en el pozo.
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FUNCIONES DEL FLUÍDO DE PERFORACIÓN
Entre sus principales funciones se encuentran:

Remover y transportar los ripios de perforación del pozo hacia la superficie.

Mantener en suspensión, cuando se interrumpe la circulación, el ripio y el material que le imparte peso.

Controlar las presiones de la formación.

Limpiar, enfriar y lubricar la mecha y la sarta de perforación.

Mantener en su sitio y estabilizada la pared del hoyo, evitando derrumbes.

Suministrar un revoque liso, delgado e impermeable para proteger la productividad de la formación.

Ayudar a soportar, por flotación, el peso de la sarta de perforación y de las tuberías de revestimiento.

Transmitir la potencia hidráulica a través de la barrena al fondo del pozo.
PRINCIPALES PROPIEDADES REOLÓGICAS Y PARÁMETROS QUE DEBEN CONTROLARSE EN
LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Densidad. Llamado el campo el peso del fluido de perforación. Es una de las principales propiedades del fluido de
perforación, cuya función es mantener el gas, petróleo y el agua en el yacimiento durante la perforación.
Viscosidad. Es la resistencia interna de un fluido a circular. Define la capacidad del fluido de perforación de lograr
una buena limpieza del hoyo, de mantener en suspensión y desalojar los detritus y de facilitar su decantación en las
balsas o tamices vibrantes.
Tixotropía. Es la propiedad que tienen las suspensiones bentoníticas (mezcla de bentonita con agua) de pasar de gel a
una fase fluida mediante agitación. Ciertos geles pueden licuarse cuando se agitan y vibran; solidificándose de nuevo
cuando cesa la agitación o la vibración
pH. Las condiciones de equilibrio químico de un fluido de perforación marcan la estabilidad de sus características.
Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de formaciones evaporíticas (las rocas
evaporíticas no son más que rocas monominerales, por lo que sus características corresponden a las del propio
mineral), salinas, calcáreas (son aquellas constituidas mayoritariamente por carbonato de calcio) u horizontes
acuíferos cargados de sales, puede provocar la floculación del fluido de perforación, produciéndose posteriormente la
sedimentación de las partículas sólidas o fase sólida del fluido de perforación.
Contenido de arena. Un fluido de perforación de perforación en buenas condiciones debe presentar un contenido en
fracciones arenosas prácticamente nulo (inferior al 2-3%). si para su fabricación se usan productos de calidad, debe
estar exento de arena. Sin embargo, a lo largo de la perforación y especialmente en acuíferos detríticos (son aquellos
en los que el agua circula a través de los poros (huecos) que existen entre los granos de un volumen de arena y grava),
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es inevitable que a medida que avance la perforación, el fluido de perforación se va a ir cargando en arena,
empeorando sus condiciones.
ADITIVOS DE LOS FLUIDO DE PERFORACIÓNS DE PERFORACIÓN
Entre los aditivos figuran como esenciales los siguientes productos:
Sulfato bárico o baritina (SO4Ba) Raramente necesario en la perforación de pozos para agua.
Carboximetil-celulosa (CMC) Es un coloide orgánico (almidón sódico), que se utiliza mucho en la preparación de
lodos para pozos.
Quebracho
Es un tanino de buena calidad, que sirve para fluidificar el fluido de perforación, mejorando las
condiciones de bombeo, sin que disminuya notablemente su capacidad de suspensión de sólidos.
Lignosulfonatos Sales complejas de lignina. Actúan en forma análoga a la del quebracho, pero de forma más enérgica,
aligerando la viscosidad del fluido de perforación y reduciendo su filtrado.
Sosa cáustica (hidróxido de sodio)
Se utiliza para evitar fermentaciones, por ejemplo de CMC, y para corregir el pH
cuando está bajo.
Bicarbonato sódico Indicado para subir el pH del lodo, principalmente cuando se ha contaminado por cemento.
Polifosfatos (Son las sales del ácido fosfórico que se obtiene a partir del calentamiento alcalino de la roca fosfórica.
Tienen la propiedad de modificar el pH del medio al que se adicionan). Son sales sódicas que actúan enérgicamente
como fluidificantes o dispersantes.
EQUILIBRIO GRAVEDAD-PRESIÓN CAPILAR.
Cuando dos fluidos coexisten dentro de un medio poroso se ponen de manifiesto algunos fenómenos
derivados de la existencia de tensiones interfaciales y ángulos de contacto entre la interfase de estos fluidos y el medio
poroso. Este fenómeno se puede estudiar y cuantificar por completo en sistemas muy simples tales como tubos
capilares de diámetro uniforme.
Capilaridad. Cuando un capilar se sumerge en la interfase de dos fluidos puede producirse un ascenso o un descenso
de la interfase. En el primer caso se produce el denominado "ascenso capilar", y en el segundo caso se habla de
"descenso capilar". Estos movimientos ocurren como consecuencia de los fenómenos de superficie que dan lugar a
que la fase mojante invada en forma preferencial el medio poroso.
Presión capilar. Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la
tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes
presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de
presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar.
Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria
del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.
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Los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos de simulación y para calcular la
distribución de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas
durante las mediciones de presión capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y
las saturaciones esperadas de agua fósil. En cualquier medio poroso con presencia de fluidos bifásicos, la fase mojante
tendrá siempre la presión más baja. Por lo tanto, las curvas de presión capilar se pueden también utilizar para
determinar las características de mojabilidad del yacimiento.
La Figura N°2 muestra el fenómeno de introducción de un capilar en una interfase agua-petróleo, donde se
genera el denominado ascenso capilar.
FIGURA N° 2. Ascenso capilar de la interfase agua-petróleo.
En este caso (capilar cilíndrico), la fuerza que origina el ascenso capilar esta expresada por:

Fuerza (hacia arriba) = swo . cos qwo . 2 . p
Ecuación N° 1
Donde:
Swo = tensión interfacial (dinas/cm)
qwo = ángulo de contacto de la interfase líquida con la superficie del sólido.
r = radio del capilar (cm).
Por otra parte, el peso adicional de la columna, debido al cambio de petróleo por agua durante el proceso.

Peso adicional de la columna = p. r2 . h . g . Dd
Ecuación N° 2
Donde:
h
= ascenso capilar (cm).
g
= aceleración de la gravedad (cm / seg2).
Dd = diferencia de densidad entre los fluidos (g / cm3).
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Y, en el equilibrio, ambas fuerzas se compensan exactamente, de modo que igualando las expresiones en la
Ecuación N° 1 y Ecuación N° 2, y despejando la altura "h", obtenemos:

h = 2 . swo . cos qwo /(r . g . Dd )
Ecuación N° 3
La Ecuación N° 3 muestra la dependencia de los efectos capilares con el diámetro del tubo, con la tensión
interfacial y el ángulo de contacto (mojabilidad del sistema) y la diferencia de densidad entre fluidos. Veamos,
entonces, algunas consecuencias prácticas de estas expresiones.
La Figura N° 3 muestra el mismo esquema de la Figura N°2, con la señalización de algunos puntos que servirán
para definir adecuadamente el concepto de presión capilar.
FIGURA N° 3. Presión en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar.
En base a un desarrollo simple haremos una comparación de presiones en los puntos A y B de la Figura N°3 cada
uno de estos puntos se encuentra en un lado diferente de la interfase agua-petróleo y, aunque un análisis simplista
sugeriría que ambos puntos, debido a su cercanía, deben tener presiones casi idénticas, veremos que la situación real
es muy diferente. Empecemos comparando los puntos E y D: ambos puntos están muy cercanos (uno a cada lado de la
interfase) y no hay fenómenos capilares involucrados, por lo que puede suponerse que se encuentran prácticamente a
la misma presión (la columna de fluidos entre E y D es casi despreciable).
Por otro lado, en el equilibrio, los puntos C y D se encuentran exactamente a la misma presión dado que están a la
misma altura dentro de un mismo fluido. (Pc = Pd). Como la diferencia de presión entre B y C está fijada por la
columna de agua que separa ambos puntos, la presión en B adopta la siguiente expresión:

Pb = Pc - d w . g . h
Ecuación N° 4
Y, del mismo modo.

P a = Pe - d o . g . h
Ecuación N° 5
Por lo que, restando las Ecuación N° 4 y Ecuación N° 5 (y teniendo en cuenta que Pc = Pe), resulta:

Pa - Pb = Dd wo . g . h
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Ecuación N° 6
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La Ecuación N° 6 muestra que la diferencia de presión entre los puntos de interés (A y B) es exactamente la
diferencia de presión correspondiente al cambio de un fluido por otro en el capilar. En resumen, la Ecuación N° 6,
indica que a uno y otro lado de la interfase curva existe una marcada diferencia de presión (tanto mayor, cuanto mayor
es el ascenso capilar). A esta diferencia de presión se la identifica como presión capilar del sistema y su forma
genérica es la siguiente.

Pcap = Pnm - Pm
Ecuación N° 7
Donde:
Pcap = Presión capilar
Pnm = Presión de la fase no-mojante
Pm = Presión de la fase mojante
En el caso analizado, la fase mojante es el agua, y la fase no-mojante es el petróleo, sin embargo la Ecuación N° 7
es de validez general y se aplica tanto a sistema de capilares cilíndricos como a sistemas de geometría no definida o
altamente variable como es el caso de los medios porosos naturales.
Otra expresión útil para visualizar y analizar los fenómenos capilares es la que se obtiene reemplazando la
Ecuación N° 6 en la Ecuación N° 3, en este caso obtenemos:

Pcap = 2 . Swo . Cos qwo / r
Ecuación N° 8
La Ecuación N° 8, muestra que, una vez elegidos, tanto el material del medio poroso como los fluidos a estudiar, la
presión capilar es inversamente proporcional al radio del capilar involucrado.
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