FLUIDOS DE PERFORACION Y CONTROL DE SOLIDOS LIZETH TANIA HUAYLLANI MAMANI (1)

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA
FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA
CARRERA DE INGENIERIA EN GAS PETROLEO
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL
DE SÓLIDOS
EXAMEN DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE
LICENCIATURA EN INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO
POSTULANTE: HUAYLLANI MAMANI LIZETH TANIA
ORURO-BOLIVIA
2020
SUMMARY
Drilling fluids fulfill many functions: they control formation pressures, remove well cuts,
seal permeable formations found during drilling, cool and lubricate the auger, transmit
hydraulic energy to the bottomhole tools and to the auger and , perhaps most importantly,
they maintain the stability and control of the well. Often referred to as "mud," drilling fluid
was first introduced around 1913 for the control of subsoil pressure. The 1920s and 1930s
witnessed the emergence of the first American companies specialized in the distribution,
development and engineering of drilling fluids and components. In the following decades,
drilling fluid companies introduced developments in chemistry, measurements and process
engineering, which produced significant improvements in drilling efficiency and well
productivity. The compositions of drilling fluids vary according to the demands of the well,
the capabilities of the drilling equipment and environmental issues. Engineers design
drilling fluids to control subsoil pressures, minimize formation damage, minimize the
possibility of lost circulation, control well erosion and optimize drilling parameters, such as
penetration speed and cleanliness from the well.
RESUMEN
Los fluidos de perforación cumplen muchas funciones: controlan las presiones de
formación, remueven los recortes del pozo, sellan las formaciones permeables encontradas
durante la perforación, enfrían y lubrican la barrena, transmiten la energía hidráulica a las
herramientas de fondo de pozo y a la barrena y, quizás lo más importante, mantienen la
estabilidad y el control del pozo. Aludido a menudo como “lodo,” el fluido de perforación
fue introducido por primera vez alrededor del año 1913 para el control de la presión del
subsuelo. Las décadas de 1920 y 1930 fueron testigo del surgimiento de las primeras
compañías estadounidenses especializadas en la distribución, desarrollo e ingeniería de los
fluidos y componentes de perforación. En las décadas siguientes, las compañías de fluidos
de perforación introdujeron desarrollos en materia de química, mediciones e ingeniería de
procesos, que produjeron mejoras significativas en la eficiencia de la perforación y la
productividad de los pozos. Las composiciones de los fluidos de perforación varían según
las exigencias del pozo, las capacidades de los equipos de perforación y los asuntos
ambientales. Los ingenieros diseñan los fluidos de perforación para controlar las presiones
del subsuelo, minimizar el daño de la formación, minimizar la posibilidad de pérdida de
circulación, controlar la erosión del pozo y optimizar los parámetros de perforación, tales
como la velocidad de penetración y la limpieza del pozo.
ÍNDICE
PÁGINA
1. INTRODUCCIÓN
1
2. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
2
2.1. REMOCIÓN DE LOS RECORTES DEL POZO
3
2.2. CONTROL DE LAS PRESIONES DE LA FORMACIÓN
4
2.3. SUSPENSIÓN Y DESCARGA DE RECORTES
5
2.4. OBTURACIÓN DE LAS FORMACIONES PERMEABLES
7
2.5. MANTENIMIENTO DE LA ESTABILIDAD DEL AGUJERO
8
2.6. MINIMIZACIÓN DE LOS DAÑOS A LA FORMACIÓN
9
2.7. ENFRIAMIENTO, LUBRICACIÓN Y SOSTENIMIENTO DE LA
9
BARRENA Y DEL CONJUNTO DE PERFORACIÓN
2.8. TRANSMISIÓN DE LA ENERGIA HIDRÁULICA A LAS
´10
HERRAMIENTAS Y A LA BARRENA
2.9. MEDIO ADECUADO PARA PERFILAJE
11
2.10. CONTROL DE CORROSIÓN
11
2.11. FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y COMPLETACIÓN
12
2.12. MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO
12
AMBIENTE
3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
13
3.1. PROPIEDADES FÍSICAS
13
3.1.1. DENSIDAD
13
3.1.2. VISCOSIDAD API
13
3.1.3. VISCOSIDAD PLÁSTICA
14
3.1.4. PUNTO CEDENTE
14
3.1.5. RESISTENCIA O FUERZA DE GEL
15
3.1.6. PH
15
3.1.7. PORCENTAJE DE ARENA
15
3.1.8. PORCENTAJE DE SÓLIDOS Y LÍQUIDOS
15
3.2. PROPIEDADES QUÍMICAS
16
3.2.1. DUREZA
16
3.2.2. CLORUROS
16
3.2.3. ALCALINIDAD
16
4. COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
16
4.1. FASE CONTÍNUA
17
4.2. FASE DISPERSA
17
4.3. FASE QUÍMICA
17
5. ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
17
5.1. DENSIFICANTES
18
5.1.1. BARITA
19
5.1.2. CARBONATO DE CALCIO
19
5.2. MATERIALES VISCOSIFICANTES
20
5.3. MATERIALES PARA CONTROLAR REOLOGÍA
20
5.3.1. LIGNOSULFONATOS
20
5.3.1.1. FUNCIONES
20
5.4. MATERIALES PARA CONTROLAR PH
21
5.5. MATERIALES PARA CONTROLAR PERDIDA DE
21
CIRCULACIÓN
5.5.1. FIBRA CELULÓSICA
21
5.5.2. GRAFITO SILICONIZADO
22
5.5.3. CARBONATO DE CALCIO (CACO3)
22
5.5.4. ALMIDÓN
22
5.6. MATERIALES PARA DAR LIBRICIDAD
22
5.7. MATERIALES PARA CONTROLAR LA CORROSIÓN
23
5.7.1. SECUESTRADORES DE OXÍGENO
23
5.8. MATERIALES PARA CONTROLAR BACTERIAS Y
24
HONGOS
5.8.1. BACTERICIDAS
24
6. CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
24
6.1. FLUIDOS BASE AGUA
25
6.1.1. EMULSIÓN
26
6.1.2. CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS BASE AGUA
27
6.1.2.1. FLUIDOS NO DISPERSOS
27
6.1.2.2. FLUIDOS DISPERSOS
29
6.1.2.3. LODOS SALINOS
29
6.1.3. FLUIDOS BASE ACEITE
30
6.1.3.1. SISTEMAS DE LODO BASE ACEITE
30
6.1.3.2. EMULSIÓN INVERSA
31
6.1.3.3. FLUIDOS 100% ACEITE
32
6.1.4. FLUIDOS AIREADOS
32
6.1.4.1. ESPUMA DE PERFORACIÓN
32
6.1.4.2. FLUIDOS DE PERFORACIÓN NEUMÁTICA
33
7. PROBLEMAS MÁS COMUNES POR LUIDOS DE
34
PERFORACIÓN
7.1. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
34
7.1.1. CAUSAS DE LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
35
7.2. PEGA DE TUBERÍA
37
7.3. ESTABILIDAD DE LA LUTITA Y EL POZO
40
7.4. CORROSIÓN
41
8. CÁLCULOS BÁSICOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
42
9. SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
45
9.1. CLASIFICACIÓN DEL TAMAÑO DE LAS PARTÍCULAS
46
9.2. ZARANDAS
47
9.2.1. FUNCIONES DE LAS ZARANDAS
48
9.2.2. MALLAS DE ZARANDA
49
9.2.3. REGLAS Y CUIDADOS OPERACIONALES
51
9.3. HIDROCICLONES
51
9.3.1. DESARENADORES
52
9.3.2. DESARCILLADORES
53
9.3.3. LIMPIADOR DE LODO
54
9.4. CENTRÍFUGAS DECANTADORAS
55
9.4.1. CENTRÍFUGAS VERTICALES
57
10. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
58
11. APÉNDICE
59
ÍNDICE DE FIGÚRAS
FIG. 1 PRESIÓN HIDROSTÁTICA EJERCIDA POR LOS FLUIDOS
PÁGINA
5
DE PERFORACIÓN
FIG. 2 SUSPENCIÓN DE LOS RECORTES
6
FIG. 3 EMULSIÓN DIRECTA
26
FIG. 4 EMULSIÓN INVERSA
27
FIG. 5 SECCIONES DE PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN
35
FIG. 6 RECORTES DEPOSITADOS
38
FIG. 7 ZARANDA
47
FIG. 8 MOVIMIENTO CIRCULAR DE LAS ZARANDAS
48
FIG. 9 MOVIMIENTO ELÍPTICO DE LAS ZARANDAS
48
FIG. 10 MOVIMIENTO LINEAL DE LAS ZARANDAS
49
FIG. 11 COMPONENTES DE UNA MALLA
50
FIG. 12 PROCESO DE REMOCIÓN DE SÓLIDOS POR
52
HIDROCICLÓN
FIG. 13 AMPLITUDES DEL HIDROCICLON
52
FIG. 14 DESARENADORES
53
FIG. 15 DESILTERS
54
FIG. 16 LIMPIADORES DE LODO
55
FIG. 17 SECCIÓN TRANSVERSAL DE UNA CENTRÍFUGA
56
DECANTADORA
FIG. 18 CENTRÍFUGAS VERTICALES
57
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
TABLA 1. MATERIALES DENSIFICANTES
18
TABLA 2. MATERIALES VISCOSIFICANTES PARA LOS FLUIDOS
20
DE PERFORACIÓN
TABLA 3. MATERIALES PARA CONROLAR EL PH
21
TABLA 4. APLICACIÓN, VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS
30
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
TABLA 5. SISTEMA DE FLUIDOS BASE ACEITE
31
TABLA 6. TIPOS DE EMULSIONES INVERSAS
31
TABLA 7. APLICACIÓN, VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS
34
FLUIDOS AIREADOS
TABLA 8. CLASIFICACIÓN DE TAMAÑOS DE
SÓLIDOS
46
LISTA DE ABREVIATURAS
ROP Taza de tensión
TVD Profundidad Vertical Verdadera
PH Potencial de hidrogeno
𝞺 Densidad
m Masa
v Volumen
MTB lbm/bbl, bentonita equivalente
CMC Carboximetilcelulosa
CBM Clay- Bentonite- Mud
LPG Libras por galon
BBL Barriles
Ppm Partes por millón
HEC hidroxietilcelulosa
1
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
1. INTRODUCCIÓN
El éxito del proceso de perforación y el costo dependen sustancialmente de tres factores
importantes:
· El bit que penetra la roca.
· La limpieza y el transporte de los recortes a la superficie.
· El soporte del pozo
El fluido de perforación utilizado afecta a todos estos elementos críticos. La densidad del fluido
de perforación y la capacidad de penetrar en la roca tienen un efecto en la tasa de penetración.
La energía hidráulica gastada en el fondo del pozo la viscosidad y la velocidad de flujo del
fluido afecta el transporte de recortes. Y la densidad del fluido y su capacidad para formar una
capa en el pozo (torta de pared) afecta la estabilidad y el soporte del pozo. A menudo se dice
que la mayoría de los problemas en la perforación están relacionados de una forma u otra con
el fluido de perforación.
El ingeniero de perforación se preocupa por la selección y el mantenimiento del fluido de
perforación debido a su relación a la mayoría de los problemas operativos de perforación. El
costo del fluido de perforación, comúnmente conocido como "lodo de perforación" o
simplemente "Lodo" es relativamente pequeño en comparación con los costos de la plataforma
o la carcasa; pero, la selección del fluido apropiado y las pruebas y el control de sus propiedades
tienen un efecto considerable en el costo total del pozo. Los aditivos necesarios para crear y
mantener las propiedades del fluido pueden ser costoso. Además, la tasa de penetración de la
broca rotativa y operativa los retrasos causados por la pérdida de circulación, la tubería de
perforación atascada, el esquisto bituminoso y similar se ven afectados significativamente por
propiedades del fluido de perforación. Las propiedades de los fluidos también influyen
profundamente en los días de perforación necesarios para perforar la profundidad total.
2
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
2. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Un fluido de perforación es cualquiera de una serie de fluidos líquidos y gaseosos y mezclas de
fluidos y sólidos (en forma de suspensiones de sólidos, mezclas y emulsiones de líquidos, gases
y sólidos) utilizados en operaciones de perforación de pozos de sondeo en la tierra. Es sinónimo
de "lodo de perforación" en el uso general, aunque algunos prefieren reservar el término "fluido
de perforación" a los "lodos" más sofisticados y bien definidos. Se ha intentado clasificar los
fluidos de perforación de muchas maneras, a menudo produciendo más confusión que
esclarecimiento. (Energy API DALLAS TEXAS 2001)
Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de perforación es capaz
de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean esenciales en cada pozo. La remoción de los
recortes del pozo y el control de las presiones de la formación son funciones sumamente
importantes. Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones del pozo y
las operaciones en curso, las funciones más comunes del fluido de perforación son las
siguientes:
1. Retirar los recortes del pozo.
2. Controlar las presiones de la formación.
3. Suspender y descargar los recortes.
4. Obturar las formaciones permeables.
5. Mantener la estabilidad del agujero.
6. Minimizar los daños al yacimiento.
7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.
8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.
9. Medio adecuado para perfilaje
10. Controlar la corrosión.
11. Facilitar la cementación y la completación.
3
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
12. Minimizar el impacto al ambiente.
2.1. REMOCIÓN DE LOS RECORTES DEL POZO
Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la
barrena. A este fin, se hace circular un fluido de perforación dentro de la columna de
perforación y a través de la barrena, el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie,
subiendo por el espacio anular. La remoción de los recortes (limpieza del agujero) depende
del tamaño, forma y densidad de los recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de
la rotación de la columna de perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del
fluido de perforación.
Viscosidad. La viscosidad y las propiedades reológicas de los fluidos de perforación tienen
un efecto importante sobre la limpieza del pozo. Los recortes se sedimentan rápidamente en
fluidos de baja viscosidad (agua, por ejemplo) y son difíciles de circular fuera del pozo. En
general, los fluidos de mayor viscosidad mejoran el transporte de los recortes. La mayoría de
los lodos de perforación son tixotrópicos. Los fluidos que disminuyen su viscosidad con el
esfuerzo de corte y que tienen altas viscosidades a bajas velocidades anulares han demostrado
ser mejores para una limpieza eficaz del pozo.
Velocidad. En general, la remoción de los recortes es mejorada por las altas velocidades
anulares. Sin embargo, con los fluidos de perforación más diluidos, las altas velocidades
pueden causar un flujo turbulento que ayuda a limpiar el agujero, pero puede producir otros
problemas de perforación o en el agujero. La velocidad a la cual un recorte se sedimenta en
un fluido se llama velocidad de caída. La velocidad de caída de un recorte depende de su
densidad, tamaño y forma, y de la viscosidad, densidad y velocidad del fluido de perforación.
Si la velocidad anular del fluido de perforación es mayor que la velocidad de caída del recorte,
el recorte será transportado hasta la superficie
Densidad. Los fluidos de alta densidad facilitan la limpieza del pozo aumentando las fuerzas
de flotación que actúan sobre los recortes, lo cual contribuye a su remoción del pozo. En
comparación con los fluidos de menor densidad, los fluidos de alta densidad pueden limpiar
el agujero de manera adecuada, aun con velocidades anulares más bajas y propiedades
reológicas inferiores. Sin embargo, el peso del lodo en exceso del que se requiere para
4
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
equilibrar las presiones de la formación tiene un impacto negativo sobre la operación de
perforación; por lo tanto, este peso nunca debe ser aumentado a efectos de limpieza del
agujero.
2.2. CONTROL DE LAS PRESIONES DE LA FORMACIÓN
El fluido de perforación es vital para mantener el control de un pozo. El lodo es bombeado a
través de la sarta de perforación, a través de la barrena y de regreso por el espacio anular. En
agujero descubierto, la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo se utiliza para
compensar los incrementos de la presión de formación que, de lo contrario, producirían el
ingreso de los fluidos de formación en el pozo, causando posiblemente la pérdida de control
del pozo. Sin embargo, la presión ejercida por el fluido de perforación no debe exceder la
presión de fractura de la roca propiamente dicha; de lo contrario, el lodo fluirá hacia la
formación; situación que se conoce como pérdida de circulación.
Típicamente, a medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta la densidad del
fluido de perforación agregando barita para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad
del agujero. Esto impide que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos
de formación presurizados causen un reventón. La presión ejercida por la columna de fluido
de perforación mientras está estática (no circulando) se llama presión hidrostática y depende
de la densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) del pozo. Si la
presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es igual o superior a la presión de
la formación, los fluidos de la formación no fluirán dentro del pozo. Mantener un pozo “bajo
control” se describe frecuentemente como un conjunto de condiciones bajo las cuales ningún
fluido de la formación fluye dentro del pozo. El control de pozo (o control de presión) significa
que no hay ningún flujo incontrolable de fluidos de la formación dentro del pozo.
Las presiones normales de formación varían de un gradiente de presión de 0,433 psi/pie
(equivalente a 8,33 lb/gal de agua dulce) en las áreas ubicadas tierra adentro, a 0,465 psi/pie
(equivalente a 8,95 lb/gal) en las cuencas marinas. La elevación, ubicación, y varios procesos
e historias geológicas crean condiciones donde las presiones de la formación se desvían
considerablemente de estos valores normales. La densidad del fluido de perforación puede
variar desde la densidad del aire (básicamente 0 psi/pie) hasta más de 20,0 lb/gal (1,04 psi/pie).
5
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Las formaciones con presiones por debajo de lo normal se perforan frecuentemente con aire,
gas, niebla, espuma rígida, lodo aireado o fluidos especiales de densidad ultrabaja
(generalmente a base de petróleo). El peso de lodo usado para perforar un pozo está limitado
por el peso mínimo necesario para controlar las presiones de la formación y el peso máximo
del lodo que no fracturará la formación. En la práctica, conviene limitar el peso del lodo al
mínimo necesario para asegurar el control del pozo y la estabilidad del pozo.
Fig.1 Presión hidrostática ejercida por los fluidos de perforación
Fuente: https://perforador20.wordpress.com/
2.3. SUSPENSIÓN Y DESCARGA DE RECORTES
Los lodos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales
densificantes y los aditivos bajo una amplia variedad de condiciones, sin embargo deben
permitir la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos. Los recortes de
perforación que se sedimentan durante condiciones estáticas pueden causar puentes y
rellenos, los cuales, por su parte, pueden producir el atascamiento de la tubería o la pérdida
de circulación. El material densificante que se sedimenta constituye un asentamiento y causa
grandes variaciones de la densidad del fluido del pozo. El asentamiento ocurre con mayor
frecuencia bajo condiciones dinámicas en los pozos de alto ángulo donde el fluido está
circulando a bajas velocidades anulares. Las altas concentraciones de sólidos de perforación
son perjudiciales para prácticamente cada aspecto de la operación de perforación,
principalmente la eficacia de la perforación y la velocidad de penetración (ROP). Estas
6
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
concentraciones aumentan el peso y la viscosidad del lodo, produciendo mayores costos de
mantenimiento y una mayor necesidad de dilución. También aumentan la potencia requerida
para la circulación, el espesor del revoque, el torque y el arrastre, y la probabilidad de
pegadura por presión diferencial.
Se debe mantener un equilibrio entre las propiedades del fluido de perforación que suspenden
los recortes y las propiedades que facilitan la remoción de los recortes por el equipo de
control de sólidos. La suspensión de los recortes requiere fluidos de alta viscosidad que
disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte con propiedades tixotrópicas, mientras
que el equipo de remoción de sólidos suele funcionar más eficazmente con fluidos de
viscosidad más baja. El equipo de control de sólidos no es tan eficaz con los fluidos de
perforación que no disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, los cuales tienen un
alto contenido de sólidos y una alta viscosidad plástica.
Fig.2 Suspensión de los recortes
Fuente: Mine coins - make money: http://bit.ly/money_crypto
7
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
2.4. OBTURACIÓN DE LAS FORMACIONES PERMEABLES
La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de formaciones
porosas; las formaciones deben ser permeables para que los hidrocarburos puedan ser
producidos. Cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la presión de la
formación, el filtrado invade la formación y un revoque se deposita en la pared del pozo. Los
sistemas de fluido de perforación deberían estar diseñados para depositar sobre la formación
un delgado revoque de baja permeabilidad con el fin de limitar la invasión de filtrado. Esto
mejora la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforación y producción.
Los posibles problemas relacionados con un grueso revoque y la filtración excesiva incluyen
las condiciones de pozo “reducido”, registros de mala calidad, mayor torque y arrastre,
tuberías atascadas, pérdida de circulación, y daños a la formación.
Para la estabilidad del pozo es muy importante considerar el revoque que se genera con el
fluido de perforación, el revoque es una capa impermeable formada por las partículas sólidas
en el lodo de perforación. Para que se forme un revoque, es esencial que el lodo contenga
algunas partículas cuyo tamaño sea ligeramente menor que el de la abertura de los poros de
la formación. Estas partículas son conocidas como formadoras de puentes. Entre las
funciones del revoque están:
 Controlar la perdida de filtrado
 Minimiza los daños a la formación
 Mantiene la estabilidad del hoyo y evita posibles derrumbes
En las formaciones muy permeables con grandes gargantas de poros, el lodo entero puede
invadir la formación, según el tamaño de los sólidos del lodo. Para estas situaciones, será
necesario usar agentes puenteantes para bloquear las aberturas grandes, de manera que los
sólidos del lodo puedan formar un sello. Para ser eficaces, los agentes puenteantes deben
tener un tamaño aproximadamente igual a la mitad del tamaño de la abertura más grande.
Los agentes puenteantes incluyen el carbonato de calcio, la celulosa molida y una gran
variedad de materiales de pérdida por infiltración u otros materiales finos de pérdida de
circulación. Según el sistema de fluido de perforación que se use, varios aditivos pueden ser
aplicados para mejorar el revoque, limitando la filtración. Estos incluyen la bentonita, los
8
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
polímeros naturales y sintéticos, el asfalto y la gilsonita, y los aditivos desfloculantes
orgánicos
2.5. MANTENIMIENTO DE LA ESTABILIDAD DEL AGUJERO
La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos (presión y
esfuerzo) y químicos. La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse
para proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de
revestimiento. Independientemente de la composición química del fluido y otros factores, el
peso del lodo debe estar comprendido dentro del intervalo necesario para equilibrar las
fuerzas mecánicas que actúan sobre el pozo (presión de la formación, esfuerzos del pozo
relacionados con la orientación y la tectónica).
La inestabilidad del pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación, causando
condiciones de agujero reducido, puentes y relleno durante las maniobras. Esto requiere
generalmente el ensanchamiento del pozo hasta la profundidad original. (Se debe tener en
cuenta que estos mismos síntomas también indican problemas de limpieza del pozo en pozos
de alto ángulo y pozos difíciles de limpiar.) La mejor estabilidad del pozo se obtiene cuando
éste mantiene su tamaño y su forma cilíndrica original. Al desgastarse o ensancharse de
cualquier manera, el pozo se hace más débil y es más difícil de estabilizar.
El ensanchamiento del pozo a través de las formaciones de arena y arenisca se debe
principalmente a las acciones mecánicas, siendo la erosión generalmente causada por las
fuerzas hidráulicas y las velocidades excesivas a través de las toberas de la barrena. Se puede
reducir considerablemente el ensanchamiento del pozo a través de las secciones de arena
adoptando un programa de hidráulica más prudente, especialmente en lo que se refiere a la
fuerza de impacto y a la velocidad de la tobera. Las arenas mal consolidadas y débiles
requieren un ligero sobrebalance y un revoque de buena calidad que contenga bentonita para
limitar el ensanchamiento del pozo. En las lutitas, si el peso del lodo es suficiente para
equilibrar los esfuerzos de la formación, los pozos son generalmente estables – inicialmente.
9
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
2.6. MINIMIZACIÓN DE LOS DAÑOS A LA FORMACIÓN
La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la producción es muy
importante. Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación
productiva es considerada como daño a la formación. Estos daños pueden producirse como
resultado de la obturación causada por el lodo o los sólidos de perforación, o de las
interacciones químicas (lodo) y mecánicas (conjunto de perforación) con la formación. El
daño a la formación es generalmente indicado por un valor de daño superficial o por la caída
de presión que ocurre mientras el pozo está produciendo (diferencial de presión del
yacimiento al pozo).
2.7. ENFRIAMIENTO, LUBRICACIÓN Y SOSTENIMIENTO DE LA BARRENA Y
DEL CONJUNTO DE PERFORACIÓN
Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción
en la barrena y en las zonas donde la columna de perforación rotatoria roza contra la tubería
de revestimiento y el pozo. La circulación del fluido de perforación enfría la barrena y el
conjunto de perforación, alejando este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo.
La circulación del fluido de perforación enfría la columna de perforación hasta temperaturas
más bajas que la temperatura de fondo. Además de enfriar, el fluido de perforación lubrica
la columna de perforación, reduciendo aún más el calor generado por fricción.
Las barrenas, los motores de fondo y los componentes de la columna de perforación fallarían
más rápidamente si no fuera por los efectos refrigerantes y lubricantes del fluido de
perforación. La lubricidad de un fluido en particular es medida por su Coeficiente de Fricción
(COF), y algunos lodos proporcionan una lubricación más eficaz que otros. Por ejemplo, los
lodos base de aceite y sintético lubrican mejor que la mayoría de los lodos base agua, pero
éstos pueden ser mejorados mediante la adición de lubricantes. En cambio, los lodos base
agua proporcionan una mayor lubricidad y capacidad refrigerante que el aire o el gas. El
coeficiente de lubricación proporcionado por un fluido de perforación varía ampliamente y
depende del tipo y de la cantidad de sólidos de perforación y materiales densificantes, además
de la composición química del sistema – pH, salinidad y dureza. La modificación de la
lubricidad del lodo no es una ciencia exacta. Aun cuando se ha realizado una evaluación
10
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
exhaustiva, teniendo en cuenta todos los factores pertinentes, es posible que la aplicación de
un lubricante no produzca la reducción anticipada del torque y del arrastre.
El fluido de perforación ayuda a soportar una porción del peso de la columna de perforación
o tubería de revestimiento mediante la flotabilidad. Cuando una columna de perforación, una
tubería de revestimiento corta o una tubería de revestimiento está suspendida en el fluido de
perforación, una fuerza igual al peso del lodo desplazado la mantiene a flote, reduciendo la
carga del gancho en la torre de perforación. La flotabilidad está directamente relacionada con
el peso del lodo; por lo tanto, un fluido de 18-lb/gal proporcionará el doble de la flotabilidad
proporcionada por un fluido de 9-lb/gal. El peso que una torre de perforación puede sostener
está limitado por su capacidad mecánica, un factor que se hace cada vez más importante con
el aumento de la profundidad, a medida que el peso de la sarta de perforación y de la tubería
de revestimiento se hace enorme. Aunque la mayoría de los equipos de perforación tengan
suficiente capacidad para manejar el peso de la columna de perforación sin flotabilidad, éste
es un factor importante que se debe tener en cuenta al evaluar el punto neutro (cuando la
columna de perforación no está sometida a ningún esfuerzo de tensión o compresión). Sin
embargo, cuando se introducen largas y pesadas tuberías de revestimiento, se puede usar la
flotabilidad para proporcionar una ventaja importante. Cuando se usa la flotabilidad, es
posible introducir tuberías de revestimiento cuyo peso excede la capacidad de carga del
gancho de un equipo de perforación. Si la tubería de revestimiento no está completamente
llena de lodo al ser introducida dentro del agujero, el volumen vacío dentro de la tubería de
revestimiento aumenta la flotabilidad, reduciendo considerablemente la carga del gancho a
utilizar. Este proceso se llama “introducción por flotación” (“floating in”) de la tubería de
revestimiento.
2.8. TRANSMISIÓN DE LA ENERGÍA HIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS Y
A LA BARRENA
El fluido de perforación es descargado a través de las boquillas de la cara de la barrena. La
energía hidráulica liberada contra la formación ablanda y eleva los recortes lejos de la
formación. Además, esta energía acciona los motores de fondo y otros equipos que
direccionan la barrena y obtienen datos de perforación o de la formación en tiempo real.
11
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Con frecuencia, los datos recolectados en el fondo del pozo son transmitidos a la superficie
mediante el método de transmisión de pulsos a través del lodo, que se basa en los pulsos de
presión transmitidos a través de la columna de lodo para enviar los datos a la superficie.
2.9. MEDIO ADECUADO PARA PERFILAJE
El fluido de perforación es necesario para muchas operaciones de MWD (medición durante
la perforación) y de perfilaje que se utilizan para evaluar las formaciones. Muchos perfiles
requieren que el fluido de perforación sea un líquido conductor de electricidad que presente
propiedades eléctricas diferentes de las que poseen los fluidos de la formación.
2.10.
CONTROL DE LA CORROSIÓN
Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento que están
constantemente en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de
corrosión. Los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de
hidrógeno pueden causar graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como en el
fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función
importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable. Además
de proteger las superficies metálicas contra la corrosión, el fluido de perforación no debería
dañar los componentes de caucho o elastómeros. Cuando los fluidos de la formación y/o
otras condiciones de fondo lo justifican, metales y elastómeros especiales deberían ser
usados. Muestras de corrosión deberían ser obtenidas durante todas las operaciones de
perforación para controlar los tipos y las velocidades de corrosión. La aireación del lodo,
formación de espuma y otras condiciones de oxígeno ocluido pueden causar graves daños
por corrosión en poco tiempo. Los inhibidores químicos y secuestradores son usados cuando
el riesgo de corrosión es importante. Los inhibidores químicos deben ser aplicados
correctamente. Las muestras de corrosión deberían ser evaluadas para determinar si se está
usando el inhibidor químico correcto y si la cantidad es suficiente. Esto mantendrá la
velocidad de corrosión a un nivel aceptable. El sulfuro de hidrógeno puede causar una falla
rápida y catastrófica de la columna de perforación. Este producto también es mortal para los
seres humanos, incluso después de cortos periodos de exposición y en bajas concentraciones.
12
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Cuando se perfora en ambientes de alto contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de alto
pH, combinados con un producto químico secuestrador de sulfuro, tal como el cinc.
2.11.
FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y COMPLETACIÓN
El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento
puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de
completación. La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y la
completación exitosa del pozo. Durante la introducción de la tubería de revestimiento, el
lodo debe permanecer fluido y minimizar el suabeo y pistoneo, de manera que no se produzca
ninguna pérdida de circulación inducida por las fracturas. Resulta más fácil introducir la
tubería de revestimiento dentro de un pozo liso de calibre uniforme, sin recortes, derrumbes
o puentes. El lodo debería tener un revoque fino y liso. Para que se pueda cementar
correctamente la tubería de revestimiento, todo el lodo debe ser desplazado por los
espaciadores, los fluidos de limpieza y el cemento. El desplazamiento eficaz del lodo
requiere que el pozo tenga un calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja viscosidad
y bajas resistencias de gel no progresivas. Las operaciones de completación tales como la
perforación y la colocación de filtros de grava también requieren que el pozo tenga un calibre
casi uniforme y pueden ser afectadas por las características del lodo.
2.12.
MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE
Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser eliminado de
conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental
que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables. La mayoría de los
países han establecido reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de
perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, anhidros y sintéticos están sujetos
a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningún conjunto único de características
ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones. Esto se debe principalmente a las
condiciones complejas y cambiantes que existen por todo el mundo – la ubicación y densidad
de las poblaciones humanas, la situación geográfica local (costa afuera o en tierra), altos o
bajos niveles de precipitación, la proximidad del sitio de eliminación respecto a las fuentes
de agua superficiales y subterráneas, la fauna y flora local, y otras condiciones.
13
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del fluido durante la
perforación del pozo son físicas y químicas.
3.1. PROPIEDADES FÍSICAS
A continuación, se describen las principales propiedades físicas de los fluidos
3.1.1. DENSIDAD
Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en sitio los fluidos
de la formación. La densidad se expresa por lo general en lbs/gal, y es uno de los dos
factores, de los cuales depende la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido.
Durante la perforación de un pozo se trata de mantener una presión hidrostática
ligeramente mayor a la presión de la formación, para evitar en lo posible una arremetida,
lo cual dependerá de las características de la formación.
𝑚
𝜌=
𝑣
Donde:
𝞺= densidad
m= Masa
v= Volumen
3.1.2. VISCOSIDAD API
Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para comparar la fluidez de un líquido
con la del agua.
A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica aunque carece de base
científica, y el único beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de
formación en el espacio anular, cuando el flujo es laminar.
Por esta razón, generalmente no se toma en consideración para el análisis riguroso de la
tixotropía del fluido. Es recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la
viscosidad embudo más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de
fuerzas de gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado exhibe
alta viscosidad embudo.
14
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
3.1.3. VISCOSIDAD PLÁSTICA
Es la viscosidad que resulta de la fricción mecánica entre:

Sólidos

Sólidos y líquidos

Líquido y líquidos
Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes
en el fluido, y se controla con equipos mecánicos de Control de Sólidos. Este control es
indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para obtener altas
tasas de penetración (ROP).
Una baja viscosidad plástica aunada a un alto punto cedente permite una limpieza
efectiva del hoyo con alta tasa de penetración.
3.1.4. PUNTO CEDENTE
Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones dinámicas
o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en movimiento.
El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones
dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de los contaminantes solubles
como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de formación.
Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente. La floculación se controla de
acuerdo al causante que lo origina. Se usan adelgazantes químicos cuando es causada
por excesos de sólidos arcillosos y agua cuando el fluido se deshidrata por altas
temperaturas.
3.1.5. RESISTENCIA O FUERZA DE GEL
Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y electroquímica
bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de suspensión del fluido y
se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la origina
el mismo tipo de sólido (reactivo).
Las mediciones comunes de esta propiedad se toman a los diez segundos y a los diez
minutos, pero pueden ser medidas para cualquier espacio de tiempo deseado.
Esta fuerza debe ser lo suficientemente baja para:
15
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS

Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie,
principalmente en la trampa de arena.

Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de
circulación

Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería

Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido, para facilitar el
funcionamiento del desgasificador
3.1.6. PH
El pH indica si el lodo es ácido o básico. La mayoría de los fluidos base acuosa son
alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7.5 a 11.5. Cuando el pH varía de 7.5 a
9.5, el fluido es de bajo pH y cuando varía de 9.5 a 11.5, es de alto pH.
3.1.7. PORCENTAJE DE ARENA
La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica. El porcentaje
de arena durante la perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo posible para
evitar daños a los equipos de perforación. La arena es completamente abrasiva y causa
daño considerable a las camisas de las bombas de lodo.
3.1.8. PORCENTAJE DE SOLIDOS Y LIQUIDOS
El porcentaje de sólidos y líquidos se determina con una prueba de retorta. Los
resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el porcentaje
de sólidos de alta y baja gravedad especifica.
En los fluidos base agua, se pueden conocer los porcentajes de bentonita, arcilla de
formación y sólidos no reactivos de formación, pero en los fluidos base aceite, no es
posible conocer este tipo de información, porque resulta imposible hacerles una prueba
de MBT.
3.2. PROPIEDADES QUÍMICAS
A continuación, se describen las principales propiedades químicas de los fluidos
16
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
3.2.1. DUREZA
Es causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua o en el
filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos base de agua.
3.2.2. CLORUROS
Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta concentración
de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua.
3.2.3. ALCALINIDAD
La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de iones solubles
en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba de
alcalinidad se pueden estimar la concentración de iones OH– CO3 = y HCO3 –presentes
en el fluido.
4. COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Un fluido de perforación se compone de varias fases cada una con propiedades particulares y
todas en conjunto trabajan para mantener las propiedades del fluido en óptimas condiciones,
estas fases son:
4.1. FASE CONTINUA
La constituye el elemento que mantendrá en suspensión o reaccionara con los diferentes
aditivos que constituyen las otras fases. Esta fase generalmente es agua dulce, pero también
puede ser agua salada o una emulsión de agua – petróleo. La densidad de esta fase influirá
en la densidad final del fluido.
4.2. FASE DISPERSA

Fase sólida reactiva
Esta fase la constituye la arcilla, que será el elemento cargado de darle cuerpo al fluido, o
sea darle el aspecto coloidal y las propiedades de gelatinosidad que él presenta.
Comúnmente se le llama bentonita y su mineral principal será la montmorrillonita para
17
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
fluidos de agua dulce o atapulgita para fluidos a base de agua salada. Se consideran fluidos
a base de agua salada cuando el contenido del ión cloro es mayor de 35.000 ppm. La arcilla
tiene una gravedad específica de 2,5 y su calidad se mide por el rendimiento que ella pueda
proporcionar, o sea el número de barriles de fluido con una viscosidad aparenta
determinado, que se pueda preparar con un peso de arcilla también determinado.

Fase sólida inerte
Esta fase la forma el elemento más pesado en el fluido y por consiguiente se usa para
aumentar la densidad del fluido, se le llama Barita y es un Sulfato de Bario (BaSO4)
pulverizado de gravedad especifica 4,30 con lo cual se pueden conseguir densidades hasta
de 22 lbs. /gal., manteniendo el fluido su consistencia de bombeable.
4.3. FASE QUÍMICA
La constituyen un grupo de aditivos que se encargan de mantener el fluido según lo exigido
por el diseño, tales como: dispersantes, emulsificantes, reductores de filtrado,
neutralizadores de PH, reductores de viscosidad, entre otros. Estos químicos no influirán en
la determinación de la densidad final del fluido pero son indispensables en las otras
propiedades de fluido.
5. ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Existen diferentes aditivos químicos que se utilizan en la preparación y mantenimiento de los
fluidos de perforación, indicando sus funciones específicas, como por ejemplo: dar peso,
controlar reología, disminuir filtrado, etc. El especialista debe conocer todo lo relacionado con
el comportamiento de cada producto en particular para lograr un mejor control sobre la calidad
del fluido.
En cuanto aditivos por lo general se dividen en tres

Aditivos químicos

Aditivos inorgánicos

Aditivos orgánicos
En la formulación de los fluidos se usan aditivos en diferentes concentraciones para cumplir
funciones específicas, establecidas en los programas de perforación.
Los materiales se agrupan en diferentes categorías y se usan para:
18
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
5.1.1.

Densificar

Viscosificar

Controlar filtrado o pérdida de agua

Controlar reología

Controlar pH

Controlar pérdida de circulación

Lubricar

Modificar la tensión interfacial

Remover sólidos

Estabilizar lutitas

Evitar la corrosión

Controlar bacterias y hongos

Precipitar contaminantes
DENSIFICANTES
Son materiales no tóxicos ni peligrosos de manejar, que se utilizan para incrementar la
densidad del fluido y en consecuencia, controlar la presión de la formación y los derrumbes
que ocurren en aquellas áreas que fueron tectónicamente activas.
Tabla 1
Materiales densificantes
Existen materiales que se explotan como minerales y se utilizan prácticamente sin
modificación, sin otro procedimiento que su clasificación, secado y molienda. Ej. Barita.
FUENTE: “Fluidos de perforación” Auntor (Yrán Romai) México 2008
19
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
5.1.1.1.
BARITA
La Barita es Sulfato de Bario (BaSO4) natural, que contiene generalmente 65.7% de
BaO y 34.3% de SO3; su color varía de gris claro a marrón. Es un material inerte,
molido en diferentes granulometria y está clasificada como sedimento, siendo su
tamaño promedio es de 44 mm Con la Barita es posible alcanzar densidades de 20
lbs/gal; sin embargo, cuando sea necesario utilizar densidades mayores, se recurre a
minerales con mayores gravedades específicas. La Barita se utiliza para lograr
densidades de hasta 20 lbs/gal en todo tipo de fluido. Al lograr una densidad de ± 19
lbs/gal, los valores reológicos resultan muy elevados, debido al alto contenido de
sólidos. Por ello, resulta bastante difícil controlar la viscosidad del lodo. En este caso
es recomendable utilizar hematita en lugar de barita, por su mayor gravedad
específica.
5.1.1.2.
CARBONATO DE CALCIO
Este producto es un sólido inerte, de baja gravedad específica, utilizado como
material densificante en zonas productoras de hidrocarburos. Es totalmente soluble
en HCI al 15% y se dispersa con mayor facilidad que la Barita en los fluidos base
aceite.
5.1.2.
MATERIALES VISCOSIFICANTES
Estos productos son agregados a los fluidos para mejorar la habilidad de los mismos de
remover los sólidos perforados y suspender el material densificante, durante la perforación
de un pozo. Sin embargo, no todos los viscosificantes potenciales van a brindar una limpieza
efectiva y económica del hoyo, y tampoco se hallan totalmente a salvo de las interferencias
mecánicas y químicas del medio ambiente.
Entre los materiales más utilizados para viscosificar los fluidos de perforación están:
20
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Tabla 2
Materiales viscosificantes para los fluidos de perforación
FUENTE: “Fluidos de perforación” Auntor (Yrán Romai) México 2008
5.1.3. MATERIALES PARA CONTROLAR REOLOGÍA
La reología está relacionada con la capacidad de limpieza y suspensión de los fluidos de
perforación. Esta se incrementa con agentes viscosificantes y se disminuye con
adelgazantes químicos o mediante un proceso de dilución. Como controladores
reológicos se utilizan básicamente: lignosulfonatos, lignitos y adelgazantes poliméricos.
5.1.3.1.
Lignosulfonatos
Son compuestos complejos libre de cromo que:

Ofrecen mayor estabilidad de temperatura que cualquier otro producto químico.

Son más versátiles, los cuales trabajan bien en todos los fluidos de base acuosa
y a todos los niveles de pH.
5.1.3.2.
Funciones
La función principal de los lignosulfonatos es actuar como adelgazantes químicos
cuando hay exceso de sólidos reactivos en el fluido y su función secundaria es
controlar filtrado y ayudar a estabilizar las condiciones del fluido a altas
temperaturas. Los lignosulfonatos defloculan a los fluidos base agua al neutralizar
las cargas eléctricas de las arcillas, o sea, se adhieren a las partículas de bentonita
incrementando la carga superficial de las mismas a niveles de pH entre 9 y 10, lo
21
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
cual causa una repulsión entre esas partículas y por lo tanto, una defloculación1 del
fluido.
Los lignosulfonatos de bajo peso molecular tienen mayor acción adelgazante que los
de alto peso molecular, pero son menos efectivos en el control del filtrado y
viceversa.
5.1.4. MATERIALES PARA CONTROLAR PH
Para mantener un rango de pH en el sistema que asegure el máximo desempeño de los otros
aditivos empleados en la formulación del fluido se utilizan aditivos alcalinos en concentración
que varía de acuerdo al pH deseado.
El pH puede variar entre 7.5 y 9.5 para un fluido de bajo pH, y entre 9.5 y 11.5 para un fluido
de alto pH, de acuerdo a la exigencia de la perforación.
Entre los materiales suplidores de iones OH- están los siguientes:
Tabla 3
Materiales para controlar el PH
De estos productos, la Soda Cáustica es la que se utiliza comúnmente en el campo para dar
y mantener el pH de los fluidos base agua.
FUENTE: “Fluidos de perforación” Auntor (Yrán Romai) México 2008
5.1.5.
MATERIALES PARA CONTROLAR PERDIDA DE CIRCULACIÓN
Estos materiales son utilizados para controlar parcial o totalmente las pérdidas de fluido que
pueden producirse durante la perforación del pozo (formaciones no productoras y
productoras)
5.1.5.1.
FIBRA CELULÓSICA
Este material es muy efectivo para controlar perdida de circulación en formaciones
no productoras, cuando se perfora con fluidos base agua o base aceite
1
El término deflocular es la conversión un material sin fluidez, (masa pastosa de alta densidad), en
un fluido susceptible de escurrirse sin agregar líquidos adicionales (de ahí el término reología, que en
griego significa escurrido).
22
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
5.1.5.2.
GRAFITO SILICONIZADO
El uso del Grafito silicoizado con fibra celulosica micronizada recubierta con
gilsonita es muy efectivo para sellar microfracturas en formaciones no productoras.
5.1.5.3.
CARBONATO DE CALCIO (CACO3)
Es un material inerte procedente del mármol molido a diferente granulometría.
El carbonato de calcio es utilizado en formaciones productoras para densificar,
controlar pérdida de circulación y minimizar filtrado, al actuar como agente
puenteante2.
El Carbonato de calcio dolomítico (CaCO3 MgCO3) de granulometría D50 (30/35)3
es usado frecuentemente para controlar filtrado mediante el desarrollo de un puente
o sello efectivo en la cara de la formación. La efectividad del sello dependerá de la
concentración y tamaño de las partículas que a su vez, es función del tamaño del
poro y garganta de la roca, sobre todo cuando se trata de arenisca, ya que en
formaciones microfracturadas este concepto posiblemente no aplica.
5.1.5.4.
ALMIDÓN
Polímero natural no iónico cuya función primaria es la de proveer control de
filtración, especialmente en fluidos salinos y catiónicos. Como función secundaria
está la de proporcionar viscosidad. Los principales almidones utilizados por la
industria son a base de maíz y a base de papa. Generalmente es utilizado en
concentraciones de 2 a 10 lbs/bbl.
5.1.6.
MATERIALES PARA DAR LUBRICIDAD
Los problemas de torque y arrastre que se presentan usualmente durante la perforación de un
pozo, afectan la rotación de la sarta y los viajes de tubería. Por ello, es conveniente
incrementar la lubricidad a los fluidos base agua con lubricantes especiales desarrollados
para tal fin. Hay una gama amplia de lubricantes que se utilizan con el propósito de reducir
el torque y el arrastre en las operaciones de perforación. La mayoría de ellos están
constituidos por:
2
Es una técnica que se utiliza para proteger la zona hidrocarburífera, de la invasión de la fase líquida y sólida de
fluido de perforación evitando un daño mayor a esta, mediante la formación de un revoque o sello en la cara de
la FM.
3
D50 (30/35) significa que el 50% de las partículas tienen diámetro promedio entre 30 y 35 micrones.
23
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS

Aceites, minerales

Surfactantes

Grafito

Gilsonita

Bolillas de vidrio
Estos productos se incorporan en el revoque o cubre las superficies metálicas de la sarta de
tubería con una película protectora, lo cual reduce de una manera efectiva la fricción
mecánica entre la sarta y la pared del hoyo.
5.1.7.
MATERIALES PARA CONTROLAR LA CORROSIÓN
Durante el proceso de perforación las sartas de tubería están sujetas a ser afectadas por agentes
corrosivos y sustancias químicas que pueden crear un potencial eléctrico espontáneo.
Entre los agentes oxidantes tenemos el oxígeno y los gases ácidos (CO 2 y H2S). El oxígeno
siempre está presente, introduciéndose en el sistema a través del embudo cuando se mezclan
productos químicos y durante las conexiones de tubería.
Una concentración mínima de oxigeno puede causar una severa corrosión si no se toman las
precauciones necesarias. Hay áreas donde el oxígeno se concentra formando cavidades de
corrosión conocidas como pitting.
El mejor método para combatir la corrosión por oxígeno es minimizar la entrada de aire en la
superficie.
5.1.7.1. SECUESTRADORES DE OXIGENO
Si hay problemas de oxígeno se deben usar secuestradores para poder removerlo de una
manera efectiva. Los agentes más utilizados son sales solubles de sulfito y de cromato. Si
no es posible el uso de los secuestradores se pueden utilizar agentes que forman una
película fina sobre la superficie del acero evitando un contacto directo entre el acero y el
oxígeno. La remoción del H2S Se logra con materiales de zinc los cuales forman sulfuros
insolubles.
24
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
5.1.8.
MATERIALES PARA CONTROLAR BACTERIAS Y HONGOS
5.1.8.1.
BACTERICIDAS
Los organismos microscópicos como bacterias, algas y hongos pueden existir en los
Iodos bajo diversas condiciones de pH. Corno la mayoría de los fluidos de perforación
contienen materiales orgánicos que son susceptibles a la degradación, la aplicación de
estos productos va a inhibir o eliminar la reproducción y el crecimiento de bacterias y
hongos. Los bactericidas se dividen en dos grandes categorías que son oxidantes y no
oxidantes.
Los no oxidantes son los que se utilizan en los fluidos de perforación. Entre ellos se
hallan los siguientes:

Sulfuros orgánicos

Aminas cuaternarias

Aldehidos

Clorofenoles
De estos, el más usado es el aldehído. Su concentración normal es de 1 – 5 galones por
cada 100 barriles de lodo.
6. CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
De acuerdo con la clasificación anual de World Oil de sistemas de fluidos, existen nueve
categorías distintas de fluidos de perforación en usar hoy. Cinco categorías incluyen sistemas
de agua dulce, una categoría cubre sistemas de agua salada, dos las categorías incluyen sistemas
a base de aceite o sintéticos, y la última categoría cubre “fluido” neumático (aire, neblina,
espuma, gas). (World Oil)
Los principales factores que rigen la selección del tipo (o tipos) de perforación de los fluidos
para ser usados en un pozo particular son:
· Las características y propiedades de la formación a perforar.
· La calidad y la fuente del agua que se utilizará para construir el fluido.
· Las consideraciones ecológicas y ambientales.
Considere una gota de un fluido de perforación. Si uno pudiera pasar de un punto en una fase a
cualquier otro punto en esa misma fase, entonces se dice que es continuo. Si uno tuviera que
25
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
cruzar una fase para volver a la fase anterior, entonces esa fase es discontinuo. Los sólidos son
siempre una fase discontinua. Por lo tanto, los fluidos de perforación se designan por su fase
continua.
Los lodos de perforación a base de agua son los fluidos más utilizados, mientras que los lodos
a base de petróleo son más caros y requieren más consideraciones ambientales. El uso de fluidos
de perforación neumática (es decir, aire, gas y espuma) es limitado, a zonas agotadas o áreas
donde las formaciones tienen baja presión (aunque con equipos de perforación desbalanceados,
ahora se pueden perforar zonas de mayor presión sin la necesidad de fluidos de perforación
neumática). En base de agua fluidos, las partículas sólidas se suspenden en agua o salmuera,
mientras que en los lodos a base de aceite las partículas se suspenden en petróleo. Cuando se
utilizan fluidos de perforación neumática, los fragmentos de roca o los recortes de perforación
se eliminan a alta velocidad corriente de aire o gas natural. Se añaden agentes espumantes para
eliminar flujos menores de agua.
6.1. FLUIDOS BASE AGUA
La mayoría de los pozos se perforan con fluidos de perforación a base de agua. El fluido base
puede ser agua dulce, agua salada, salmuera o salmuera saturada. Los fluidos de perforación a
base de agua van desde lodos nativos a fluidos ligeramente tratados hasta los inhibidores más
fuertemente tratados
Estos sistemas son muy versátiles y se utilizan por lo general para perforar formaciones no
reactivas, productoras o no productoras de hidrocarburos. Lo más usual es agua dulce, se
consigue normalmente, es barata y fácil de controlar aunque esté con sólidos, y es el mejor
líquido para evaluar formaciones. El agua salada se usa en perforación marina dada su fácil
accesibilidad.
También se usa agua salina saturada para perforar secciones de domos salinos con el fin de
estabilizar la formación y reducir la erosión de las paredes del hueco. Los sólidos reactivos son
arcillas comerciales que incorporan arcillas hidratables y shales de las formaciones perforadas,
las cuales están suspendidas en la fase agua. Estos sólidos pueden ser enriquecidos añadiéndoles
arcillas, mejorados a través de tratamientos químicos o dañados por contaminación.
26
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Los Sólidos inertes son sólidos químicamente inactivos, los cuales están suspendidos en la fase
agua. Estos sólidos incluyen sólidos inertes provenientes de la perforación (como caliza,
dolomita y arena) y sólidos para controlar la densidad del lodo como barita y galena.
6.1.1. EMULSIÓN
Es una mezcla heterogénea de dos líquidos inmiscibles que requieren la adición de un agente
emulsificante y suficiente agitación para mezclarse.
La emulsión directa
Es aquella cuya fase externa o continua es agua y su fase interna o dispersa es aceite. En este
tipo de emulsión el aceite se encuentra como gotas suspendidas en el agua.
Fig. 3 Emulsión directa
Fuente: Yrán Romai “Fluidos de perforación” México 2008
Emulsión inversa
En esta emulsión la fase externa es aceite y la fase interna es agua. En este caso el agua actúa
como sólidos suspendidos en el aceite.
27
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Fig. 4 Emulsión inversa
Fuente: Yrán Romai “Fluidos de perforación” México 2008
6.1.2. CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS BASE AGUA
Los fluidos de perforación de base acuosa se clasifican en dispersos y no dispersos, de acuerdo
al efecto que tienen sobre los sólidos perforados y sobre las arcillas agregadas.
Los fluidos dispersos y los no dispersos pueden estar o no inhibidos. El término no inhibido se
refiere a la ausencia total de iones inhibidores de lutitas, como: potasio, calcio o sodio. En
cambio un fluido tiene propiedades inhibitorias cuando contiene cationes o agentes
encapsulantes en cantidades suficientes, por tal razón los fluidos inhibitorios de base acuosa
reducen o inhiben la interacción entre el fluido y las arcillas de formación. Este tipo de fluido
es utilizado para perforar formaciones reactivas o formaciones lutiticas sensibles al agua.
6.1.2.1.
FLUIDOS NO DISPERSOS
Presentan composición básica de agua y bentonita sódica, no contienen
adelgazantes, se denominan lodos primarios, no soportan altas temperaturas, afectan
arcillas sensibles.
Dentro de esta clasificación se encuentran los siguientes tipos de fluidos:
28
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS


Nativo o de iniciación (CBM)

Ligeramente tratado

Bentonita / polímeros

Bentonita extendida
Fluido CBM (Clay- Bentonite- Mud)
Estos fluidos se utilizan principalmente para perforar el hoyo superficial. Durante
esta etapa se genera una gran cantidad de sólidos no reactivos que contribuyen en
parte a incrementar la densidad del fluido. Para mantener esta densidad en el valor
requerido, es necesario que los equipos de control de sólidos funcionen con la
máxima eficiencia desde el inicio de la perforación y también, es necesario
mantener una alta dilución con agua. La capacidad de limpieza de este hoyo se
logra básicamente con altas velocidades anulares que se obtienen a máximas tasas
de circulación.

Ligeramente tratado
Es un fluido de iniciación al cual se le agregan pequeñas cantidades de aditivos
químicos para mejorar su calidad. Sin embargo, a medida que avanza la
perforación aparecen formaciones dificultosas que requieren densidades mayores
a 12 lb/gal, así como también contaminaciones severas y altas temperatura que
limitan su uso.

Polímero y Bentonita
Estos sistemas están formulados con polímeros y Bentonita y se caracterizan por
contener un porcentaje de sólidos arcillosos no mayor del 6% en peso, razón por
la cual son conocidos como fluidos de bajo contenido de sólidos. Se utilizan por
lo general para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla.

Bentonita Extendida
Estos sistemas son a base de Bentonita a los cuales se le agrega un extendedor,
para incrementar su rendimiento y en consecuencia, lograr mayor capacidad de
limpieza y suspensión. El extendedor enlaza entre sí las partículas hidratadas de
Bentonita, forma cadenas y duplica prácticamente su rendimiento, originando un
29
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
fluido con la viscosidad requerida a concentraciones relativamente bajas de
sólidos. Estos sistemas, al igual que los sistemas a base de Polímeros – Bentonita,
son de bajos contenidos de sólidos (6%w), por tal motivo, es importante mantener
un control efectivo de sólidos para evitar el incremento de la viscosidad y tener
que utilizar adelgazantes químicos, lo que ocasionaría el cambio de un sistema no
disperso a disperso.
6.1.2.2.
FLUIDOS DISPERSOS
Se utilizan para perforar a grandes profundidades o en formaciones altamente
problemáticas. Presentan como característica principal, la dispersión de arcillas
constitutivas (adición de lignitos que disminuyen la viscosidad). Alta resistencia a
la temperatura. Dentro de esta clasificación se encuentran los fluidos lignosulfonato
/ lignito
6.1.2.3.
LODOS SALINOS
Son aquellos cuya fase continua es agua salada. Con una concentración mínima de
10000ppm de NaCl (1% en peso). Utiliza como fase dispersa la arcilla attapulguita.
Se usan para perforar formaciones salinas o formaciones afectadas por la presencia
de agua dulce. La capacidad de limpieza y suspensión de estos fluidos se logra con
atapulgita, sobre todo cuando la concentración de sal supera las 35000 ppm, mientras
que el filtrado se controla con almidón modificado.
Estos sistemas trabajan con pH alto y requieren de adiciones mayores de soda
cáustica, para mantenerlo en un rango de 11 – 11.5. Sin embargo, en algunas áreas
no se controla el pH, sino que se deja a su evolución natural, obteniéndose valores
aproximados entre 6 y 7.
30
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Tabla 4
Aplicación ventajas y desventajas de los fluidos de perforación
TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACION
FLUIDOS BASE AGUA
TIPO DE LODO
APLICACIÓN
VENTAJA /
DESVENTAJA
GEL NATIVO
Sistema más versátil
BENTONITA
BENTONITA
/
QUIMICOS
Bajo costo de lodo inicial
Productos
Sistema de lodo no pesado
disponibilidad
Base para un sistema más
Sistema básico
de
fácil
sofisticado
LIGNITO
/
Fácil mantenimiento
LIGNOSULFONATO
Control de filtración
Rata
(DISPERSADO)
Tolerancia a contaminantes
reducida
de
penetración
Aplicable a todos los pesos
INHIBIDORES
Perforando
(SALES)
sensibles al agua
lutitas
Controla
reacción
química de lutitas
Rata
de
penetración
mejorada
FUENTE: “Curso de control de sólidos” MY SWACO
6.1.3. FLUIDOS BASE ACEITE
Los fluidos base aceite son aquellos cuya fase continua, al igual que el filtrado, es puro
aceite. Pueden ser del tipo de emulsión inversa o cien por ciento (100%) aceite.
6.1.3.1.
Sistemas de lodo base aceite
Los sistemas de lodo base aceite se clasifican en cuatro categorías. La Tabla 5
detalla los usos principales de estos diferentes sistemas.
31
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Tabla 5
Sistema de fluidos base aceite
Sistemas de lodo base aceite. Cada sistema de lodo base aceite fue creado para
llenar específicas necesidades de perforación.
FUENTE: “Fluidos de perforación” Auntor (Yrán Romai) México 2008
6.1.3.2.
EMULSIÓN INVERSA
Las emulsiones inversas, se utilizan generalmente para perforar formaciones
sensibles al agua aplicando el principio de actividad balanceada.
Es una mezcla de agua en aceite a la cual se le agrega cierta concentración de sal
para lograr un equilibrio de actividad entre el fluido y la formación. El agua no se
disuelve o mezcla con el aceite, sino que permanece suspendida, actuando cada gota
como una partícula sólida. En una buena emulsión no debe haber tendencia de
separación de fases y su estabilidad se logra por medio de emulsificantes y agentes
adecuados.
Entre las principales emulsiones inversas utilizadas por la industria se tienen:
Tabla 6
Tipos de emulsiones inversas
Estas emulsiones trabajan con una relación aceite/agua que varía por lo general entre
60:40 y 90:10, dependiendo de la densidad requerida
FUENTE: “Fluidos de perforación” Auntor (Yrán Romai) México 2008
32
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Funciones
Las emulsiones inversas son utilizadas para:
o Perforar lutitas problemáticas utilizando el concepto de actividad
balanceada
o Prevenir pérdidas de circulación en formaciones con bajo gradiente de
presión
o Perforar hoyos con alto gradiente de temperatura
o Perforar hoyos direccionales
o Perforar formaciones de gases ácidos
o Prevenir atascamiento de tubería
o Minimizar problemas de torque y arrastre
6.1.3.3.
FLUIDOS 100% ACEITE
Los fluidos 100% aceite utilizados principalmente para tomar núcleos y perforar
formaciones lutiticas sensibles al agua.
Estos fluidos se preparan sin agua, pero con un emulsificante débil que tiene la
habilidad de absorber el agua de la formación y emulsionarla de una manera efectiva
en el fluido. No utilizan emulsificantes o surfactantes fuertes porque éstos
disminuyen la permeabilidad de la formación por bloqueo por emulsión y alteran su
humectabilidad. Los fluidos 100% aceite pueden tolerar hasta un 15% de agua de
formación, pero si este porcentaje varía más o menos entre 5 y 10%, dependiendo
del tipo de lutita que se perfora, el sistema deberá desplazarse, diluirse o convertirse
a una emulsión inversa de actividad controlada.
Usos:
o Perforación y corazonamiento de zonas productoras.
o Perforación con problemas de estabilidad de pozos- arcillas sensibles.
o Perforación de pozos profundos a altas temperaturas y presiones.
6.1.4. FLUIDOS AIREADOS
Incluyen aire, gas, espumas o lodos aireados que son utilizados en zonas cuyos
gradientes de presión de fractura son muy bajos
33
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
o Formaciones muy porosas.
o Formaciones cavernosas.
El aire que más comúnmente se usa es gas comprimido para limpiar el pozo, también se
usa gas natural. Se presentan problemas: Regulación de la presión del gas. Influjo de los
fluidos de formación. Erosión del pozo. El aspecto más importante consiste en mantener
la velocidad del gas (3000ft/min).
6.1.4.1.
ESPUMA DE PERFORACIÓN
Es una combinación agua o polímetro/bentonita mezclada con un agente espumante
y aire de un compresor para formar las burbujas. La espuma actúa como agente
transportador y removedor de los cortes generados. Requiere menos volúmenes que
el aire para la perforación. Permite mejorar la estabilidad del pozo debido a una
delgada costra formada en la pared del hueco. Presentan flujo continuo y regular en
las líneas.
6.1.4.2.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN NEUMÁTICA
Los fluidos de perforación neumática se usan más comúnmente en formaciones
secas y duras como caliza o dolomita. En los sistemas neumáticos de fluido de
perforación, los compresores de aire hacen circular el aire a través de la sarta de
perforación hasta el espacio anular y hasta la cabeza giratoria. El "fluido" de retorno
es desviado por la cabeza giratoria a una línea de flujo que conduce cierta distancia
de la plataforma para proteger al personal del riesgo de explosión. El gas de una
fuente de gas natural presurizado cercano puede ser sustituido por aire. Tanto la
perforación de aire como la de gas están sujetas a ignición y explosión de fondo de
pozo. A veces, el nitrógeno, ya sea de fuentes criogénicas o generadas mediante
sistemas de membrana, se sustituye para el fluido neumático. Los fluidos de
perforación neumática se consideran no dañinos para las formaciones productivas.
Reduce perdidas de circulación en áreas muy porosas y con bajo gradiente de
fracturas. Su peso es de 4 a 6 lb/gal. Permite alcanzar altas ratas de perforación.
Equipos requeridos:
o Compresor de aire
o Separador de aire en la línea de flujo.
34
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
o Tanque de descargas
Tabla 7
Aplicación, ventajas y desventajas de los fluidos aireados
TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACION
FLUIDOS DE AIRE / GAS
TIPO DE LODO
APLICACIÓN
VENTAJA / DESVENTAJA
AIRE/GAS SECO
Perforando formaciones duras
Incrementar la rata de
NIEBLA
y secas
penetración
ESPUMA
Perforando zona de perdida
Daño mínimo de formación
LODO AIREADO
de circulación
Detección continua de
gas/aceite
FUENTE: “Fluidos de perforación” Auntor (Yrán Romai) México 2008
7. PROBLEMAS MÁS COMUNES POR FLUIDOS DE PERFORACIÓN
7.1. PERDIDA DE CIRCULACIÓN
La pérdida de lodo hacia las formaciones se llama pérdida de circulación o pérdida de
retornos. Desde el punto de vista histórico, la pérdida de circulación ha sido uno de los
factores que más contribuye a los altos costos del lodo. Otros problemas del pozo, como la
inestabilidad del pozo, la tubería pegada, e incluso los reventones, son consecuencias de la
pérdida de circulación. Además de las ventajas claras que se obtienen al mantener la
circulación, la necesidad de impedir o remediar las pérdidas de lodo es importante para otros
objetivos de la perforación, como la obtención de una evaluación de la formación de buena
calidad y el logro de una adherencia eficaz del cemento primario sobre la tubería de
revestimiento.
La pérdida de circulación puede producirse de dos maneras básicas:
1. Invasión o pérdida de lodo hacia las formaciones que son cavernosas, fisuradas,
fracturadas o no consolidadas.
35
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
2. Fracturación es decir la pérdida de lodo causada por la fracturación hidráulica producida
por presiones inducidas excesivas (Figura 5).
Fig. 5 Secciones de pérdidas de circulación
Fuente: Manual de fluidos de perforación ENERGY API
7.1.1. CAUSAS DE LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

INVASIÓN.
o En muchos casos, la pérdida de circulación no se puede evitar en las formaciones
que son cavernosas, fisuradas, fracturadas o no consolidadas. Las formaciones
agotadas de baja presión (generalmente arenas) son similares en lo que se refiere al
36
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
potencial de pérdida de circulación. Las formaciones de grano grueso no
consolidadas pueden tener una permeabilidad suficientemente alta para que el lodo
invada la matriz de la formación, resultando en la pérdida de circulación.
o Las formaciones agotadas (generalmente arenas) constituyen otra zona de pérdida
potencial. La producción de formaciones que están ubicadas en el mismo campo, o
que están muy próximas las unas de las otras, puede causar una presión de la
formación por debajo de lo normal (agotada), debido a la extracción de los fluidos
de la formación. En tal caso, los pesos de lodo requeridos para controlar las presiones
de las otras formaciones expuestas pueden ser demasiado altos para la formación
agotada, forzando el lodo a invadir la formación agotada de baja presión.
o Las zonas cavernosas o fisuradas están generalmente relacionadas con las
formaciones volcánicas o de carbonatos (caliza y dolomita) de baja presión. En la
caliza, las fisuras son creadas por el flujo continuo anterior de agua que disolvió
parte de la matriz de la roca (lixiviación), creando un espacio vacío que suele llenarse
ulteriormente de aceite.
o La pérdida de lodo también puede ocurrir hacia las fisuras o fracturas de los pozos
donde no hay ninguna formación de grano grueso permeable o cavernosa. Estas
fisuras o fracturas pueden ocurrir naturalmente o ser generadas o ampliadas por
presiones hidráulicas. En muchos casos hay fracturas naturales que pueden ser
impermeables bajo las condiciones de presión balanceada. Las pérdidas también
pueden producirse en los límites no sellados de las fallas.

FRACTURACION
La fracturación hidráulica comienza y la pérdida de circulación ocurre cuando se alcanza o
se excede una determinada presión crítica de fractura. Una vez que una fractura ha sido
creada o abierta por una presión, puede que sea difícil repararla (“cerrarla”) y es posible que
no se pueda restablecer la integridad original de la formación.
37
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
SOLUCIÓN ANTE LAS PERDIDAS DE CIRCULACIÓN
Uso de agentes obturantes o puenteantes, esta técnica debería usarse contra las pérdidas por
infiltración y parciales, y las pérdidas totales menos graves. Se mezcla un tapón de agentes
puenteantes en el lodo, aplicándolo de la siguiente manera:
1. Establecer el punto aproximado de la pérdida, el tipo de formación que está tomando el
lodo, la altura del lodo dentro del pozo y la velocidad de pérdida. Lo más probable es que
el punto de pérdida esté ubicado justo por debajo de la zapata de cementación de la tubería
de revestimiento, cuando se anticipa una fractura de la formación causada por un aumento
brusco de la presión.
2. Mezclar una lechada de 100 a 250 bbl de LCM. Las mezclas de agentes puenteantes
granulares, fibrosos y en escamas de tamaño grueso, mediano y fino están comercialmente
disponibles y podrían sustituir las mezclas que son agregadas separadamente.
7.2. PEGA DE TUBERIA
La pega de tubería representa uno de los problemas de perforación más comunes y más
graves. La gravedad del problema puede variar de una inconveniencia menor que puede
causar un ligero aumento de los costos, a complicaciones graves que pueden tener resultados
considerablemente negativos, tal como la pérdida de la columna de perforación o la pérdida
total del pozo. Un gran porcentaje de casos de pega de tubería terminan exigiendo que se
desvíe el pozo alrededor de la pega de tubería, llamada pescado, y que se perfore de nuevo
el intervalo.
LA PEGA MECÁNICA DE LA TUBERÍA
Puede ser clasificada en dos categorías principales:
1. Empaquetamiento del pozo y puentes.
2. Perturbaciones de la geometría del pozo
LA PEGA DE TUBERÍA POR PRESIÓN DIFERENCIAL
Suele ser causada por una de las siguientes causas/condiciones de alto riesgo:
38
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
• Altas presiones de sobrebalance
• Revoques gruesos
• Lodos con alto contenido de sólidos
• Lodos de alta densidad
EMPAQUETAMIENTO DEL POZO Y PUENTES
Recortes depositados. Si los recortes no son retirados del pozo, se acumulan en éste,
causando el empaquetamiento del pozo, generalmente alrededor del Conjunto de Fondo
(BHA), y la pegadura de la columna de perforación (ver la Figura 6). Este problema ocurre
frecuentemente en las secciones agrandadas, donde las velocidades anulares son más bajas.
En los pozos desviados, los recortes se acumulan en la parte baja del pozo y pueden caer
dentro del pozo, causando el empaquetamiento.
Fi.g 6 : Recortes depositados
Fuente: Manual de fluidos de perforación ENERGY API
39
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Las causas de la remoción inadecuada de los recortes del pozo son:
• Perforación a Velocidades de Penetración (ROP) excesivas para una velocidad de circulación
determinada. Esto genera más recortes de los que pueden ser circulados mecánicamente a partir
del espacio anular.
• Hidráulica anular inadecuada.
• Falta de suspensión y transporte de los recortes hacia la superficie con una reología de lodo
adecuada.
• Trayectorias de pozo muy desviadas. Los pozos de alto ángulo son más difíciles de limpiar,
ya que los sólidos perforados tienden a caer en la parte baja del pozo. Esto resulta en la
formación de camas de recortes que son difíciles de eliminar.
• Desprendimiento y obturación de la formación alrededor de la columna de perforación.
• Circulación insuficiente para limpiar el pozo antes de sacar la tubería o de realizar conexiones.
Cuando se interrumpe la circulación, los recortes pueden depositarse alrededor del BHA y
obturar el pozo, causando la pegadura de la tubería.
SOLUCIÓN ANTE LA PEGA DE TUBERIA
• Mantener la reología apropiada del lodo de conformidad con el tamaño del pozo, la ROP y la
inclinación del pozo.
• En los pozos casi verticales, barrer el pozo con lodo de alta viscosidad. En los pozos muy
desviados, barrer con píldoras de baja viscosidad/alta viscosidad. Circular siempre hasta que las
píldoras de barrido regresen a la superficie y que las zarandas estén limpias.
• Usar una hidráulica optimizada que sea compatible con el tamaño respectivo del pozo, la
inclinación y la ROP. Velocidades de circulación más altas siempre proporcionan una mejor
limpieza del pozo.
• Controlar la perforación en situaciones de alta ROP o de limpieza insuficiente del pozo.
• Usar una rotación agresiva de la columna de perforación para mejorar la limpieza del pozo.
• Realizar un viaje del limpiador después de todas las corridas largas del motor de fondo.
• Usar el movimiento de la columna de perforación (rotación y movimiento alternativo) durante
la circulación a la velocidad máxima, para perturbar las camas de recortes e incorporarlas de
nuevo dentro del flujo.
40
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
7.3. ESTABILIDAD DE LA LUTITA Y EL POZO
Mantener un pozo estable es uno de los principales retos al perforar un pozo. Los estudios
indican que los sucesos imprevistos relacionados con la inestabilidad del pozo representan más
del 10% de los costos del pozo, con un costo anual para la industria estimado en más de mil
millones de dólares. Prevenir la inestabilidad de las zonas con lutitas es muy importante para
cada fase de la industria de fluidos de perforación, desde los esfuerzos de investigación y
desarrollo hasta la implementación en el campo por el ingeniero de lodos. Nuevas tecnologías
están siendo desarrolladas y aplicadas continuamente, mientras que las tecnologías anteriores
son perfeccionadas.
La inestabilidad del pozo es causada por:
• Esfuerzo mecánico.
• Rotura causada por la tensión – fracturación y pérdida de circulación
• Rotura causada por la compresión – fisuración y colapso o flujo plástico.
• Abrasión e impacto.
• Interacciones químicas con el fluido de perforación.
• Hidratación, hinchamiento y dispersión de la lutita.
• Disolución de formaciones solubles.
• Interacciones físicas con el fluido de perforación.
• Erosión
• Humectación a lo largo de fracturas preexistentes (lutita frágil).
• Invasión de fluido – transmisión de presión.
Es sumamente importante que el ingeniero de fluidos de perforación entienda la inestabilidad
de la lutita y del pozo para poder evaluar una situación con habilidad y que ponga en práctica
un plan de medidas remediadoras. Se requiere un enfoque sistemático que integre varias
41
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
disciplinas para evaluar y remediar la inestabilidad del pozo. Es decir que la pericia de un
ingeniero de lodos no se limita a los fluidos de perforación. Se requiere un buen conocimiento
práctico de todos los aspectos de la operación, así como antecedentes básicos en mecánica y
geofísica, y química de agua y arcillas. Varias causas posibles deben ser evaluadas para resolver
la inestabilidad del pozo. Al evaluar estas condiciones interrelacionadas, será posible determinar
el modo de falla más probable y aplicar una respuesta apropiada para resolver o tolerar la
inestabilidad.
7.4. CORROSIÓN
Cada año, la corrosión le cuesta millones de dólares al campo petrolífero. Una gran porción
de estos costos se debe al reemplazo de los materiales de acero. Otros gastos incluyen el
tiempo perdido en la perforación debido a reparaciones de los equipos, operaciones de pesca
y viajes adicionales causados por fallas relacionadas con la corrosión. Muchos pozos tienen
que ser perforados de nuevo debido a fallas de la tubería de perforación y de la tubería de
revestimiento causada por la corrosión. No se pueden eliminar todos los problemas de
corrosión causados por el fluido de perforación, pero la mayoría pueden ser controlados
mediante diagnóstico y tratamientos apropiados. Este capítulo trata de los aspectos
fundamentales del proceso de corrosión – agentes corrosivos, factores de corrosión,
inhibidores de corrosión, secuestradores de corrosión, y los métodos de detección y
medición de las diferentes formas de corrosión.
FACTORES DE CORROSIÓN PH.
La corrosión es acelerada en los ambientes ácidos (pH7). A medida que el pH (pH = - log
[H+]) aumenta, la concentración de H+ disminuye, lo cual puede reducir la velocidad de
corrosión. En cambio, cuando el pH disminuye, la concentración de iones H+ aumenta, lo
cual puede intensificar la reacción catódica y aumentar la velocidad de corrosión (los ácidos
tienden a disolver los metales más rápidamente). Los aceros de alta resistencia son
propensos a la ruptura por absorción de hidrógeno y a la rotura catastrófica en los ambientes
ácidos. No hace falta que sulfuros estén presentes para que esto ocurra. Normalmente, un
pH de 9,5 a 10,5 es adecuado para reducir la mayoría de los casos de corrosión. En algunos
42
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
casos, un pH tan alto como 12 puede ser necesario. Altos valores de pH (>10,5) neutralizan
los gases ácidos y reducen la solubilidad de los productos de la corrosión.
8. CÁLCULOS BÁSICOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Se tienen 95 barriles de un lodo de 8.74 LPG de densidad se añaden 375 pies cúbicos de agua
y 25 sacos de bentonita de 2.3 de GE. ¿Cuál es la densidad final del lodo?
Hallando volumen de agua en Bbl:
Hallando volumen de bentonita en Bbl:
Hallando la densidad del segundo lodo:
(1)
(2)
2 en 1
(3)
43
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Reemplazando datos en 3:
Se está realizando la perforación de un pozo utilizando un lodo de perforación de 9.2 LPG a la
profundidad de 17801 ft se encuentra una formación de arenisca de presión anormal con un
gradiente de presión de 0.503 psi/ft. Calcular la cantidad de sacos de barita necesarios para
densificar el lodo sin incremento de volumen a una densidad tal que se tenga una presión
diferencial de 300 psi a la profundidad dada, en el sistema de circulación se cuenta con 5165 ft3
de lodo (GE BA= 4.2)
Hallando densidad para el segundo lodo:
(1)
Reemplazando P1 y P2 en 1:
Hallando la densidad de la barita:
Hallando volumen de la barita:
44
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
(2)
(3)
3 en 2
(6)
Reemplazando datos en 6:
Se perforo el tramo 13 3/8 del pozo SAL-15 hasta 3062.12 yd con un lodo bentónico de 9.8
LPG con un diferencial de presión a favor de 10.34 bar, se desea incrementar el diferencial de
presión a 200 psi debido a que empezaremos a perforar el siguiente tramo de 9 5/8 que se trata
de una formación muy presurizada. Calcular la cantidad en sacos del solido densificante que
necesita para para incrementar la densidad sin tener un cambio en el volumen total de
circulación que es de 900 bbl.
Datos GE bentonita=2.3; GE barita=4.3; densidad agua=8.33 LPG; 1 saco = 100 lb
Hallando GE barita a lb/bbl:
45
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Hallamos la Presión de Formación:
Calculamos la densidad del lodo 2:
Calculamos la cantidad de sacos:
9. SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Los tipos y las cantidades de sólidos presentes en los sistemas de lodo determinan la densidad
del fluido, la viscosidad, los esfuerzos de gel, la calidad del revoque y el control de filtración,
así como otras propiedades químicas y mecánicas. Los sólidos y sus volúmenes también afectan
los costos del lodo y del pozo, incluyendo factores como la Velocidad de Penetración (ROP), la
hidráulica, las tasas de dilución, el torque y el arrastre, las presiones de surgencia y pistoneo, la
pegadura por presión diferencial, la pérdida de circulación, la estabilidad del pozo, y el
embolamiento de la barrena y del conjunto de fondo. A su vez, estos factores afectan la vida útil
de las barrenas, bombas y otros equipos mecánicos. Productos químicos, arcillas y materiales
46
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
densificantes son agregados al lodo de perforación para lograr varias propiedades deseables.
Los sólidos perforados, compuestos de rocas y arcillas de bajo rendimiento, se incorporan en el
lodo.
Estos sólidos afectan negativamente muchas propiedades del lodo. Sin embargo, como no es
posible eliminar todos los sólidos perforados, ya sea mecánicamente o por otros medios, éstos
deben ser considerados como contaminantes constantes de un sistema de lodo. La remoción de
sólidos es uno de los más importantes aspectos del control del sistema de lodo, ya que tiene un
impacto directo sobre la eficacia de la perforación. El dinero invertido en el control de sólidos
y la solución de problemas relacionados con los sólidos perforados representa una porción
importante de los costos globales de perforación. El control de sólidos es un problema constante
cada día, en cada pozo.
9.1. CLASIFICACÍON DEL TAMAÑO DE LAS PARTÍCULAS
Es importante entender la manera en que los tamaños de las partículas contenidas en el lodo
de perforación se clasifican y los tipos de sólidos que corresponden a cada categoría. Las
partículas del lodo de perforación pueden variar de arcillas muy pequeñas (menos de
1/25.400 de pulgada) a recortes muy grandes (más de una pulgada). Debido a las partículas
extremadamente pequeñas, los tamaños están indicados en micrones. Un micrón es una
millonésima de metro (1/1.000.000 ó 1 x 10-6 m). Por lo tanto, 1 pulgada es igual a 25.400
micrones.
CLASIFICACIÓN
TAMAÑO EN MICRAS
COLOIDAL
Menor de 2
ULTRA FINOS
2 a 44
FINOS
44 a 74
MEDIO
74 a 250
INTERMEDIO
>250
Fig. 7 Clasificación de tamaños de solidos
Fuente: MI SWACO
47
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
9.2. ZARANDAS
Los dispositivos de control de sólidos más importantes son las zarandas, las cuales son
mallas vibratorias separadoras usadas para eliminar los recortes del lodo (ver la Figura 8).
Como primera etapa de la cadena de limpieza de lodo/remoción de sólidos, las zarandas
constituyen la primera línea de defensa contra la acumulación de sólidos. Las zarandas se
diferencian de los otros equipos de eliminación de sólidos en que producen un corte de
prácticamente 100% (D100) al tamaño de abertura de la malla. Muchos problemas
potenciales pueden ser evitados observando y ajustando las zarandas para lograr la eficiencia
máxima de remoción en base a la capacidad de manejo.
Fig.7 Zaranda
Fuente: Manual de fluidos de perforación ENERGY API
Las zarandas pueden eliminar hasta 90% de los sólidos generados. A menos que las zarandas
estén funcionando correctamente y tengan mallas con los entramados más pequeños posibles,
todos los demás equipos estarán sujetos a sobrecargas y a una operación. Las zarandas no
48
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
pueden eliminar los sólidos que tienen tamaños de limo y coloidales, por lo tanto resulta
necesario usar la dilución y otros equipos para controlar los sólidos perforados ultrafinos.
9.2.1. FUNCIONES DE LAS ZARANDAS
 Primera defensa contra la contaminación de sólidos al sistema
 Remueven solidos incorporados al sistema basados en tamaño de patícula y rata
de circulación
 El diseño permite que la barita y otros aditivos del lodo permanezcan en el
sistema activo
Actualmente se usan tres tipos básicos de zarandas. Éstos son:
• La zaranda de movimiento circular, la cual es un tipo de zaranda más antigua en el
mercado y produce generalmente la fuerza centrífuga, o fuerza G, más baja.
Fig. 8 Movimiento circular de las zarandas
Fuente: Manual de fluidos de perforación ENERGY API
• La zaranda de movimiento elíptico, la cual es una versión modificada de la zaranda de
movimiento circular, en la cual se levanta el centro de gravedad por encima de la cubierta y
se usan contrapesos para producir un movimiento “oviforme” cuya intensidad y
desplazamiento vertical varían a medida que los sólidos bajan por la cubierta.
Fig. 9 Movimiento elíptico de las zarandas
Fuente: Manual de fluidos de perforación ENERGY API
49
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
• La zaranda de movimiento lineal, la cual utiliza dos motores de movimiento circular
montados en la misma cubierta. Los motores están configurados para rotaciones contrarias
para producir una fuerza G descendente y una fuerza G ascendente cuando las rotaciones son
complementarias, pero ninguna fuerza G cuando las rotaciones son contrarias.
Fig. 10 Movimiento lineal de las zarandas
Fuente: Manual de fluidos de perforación ENERGY API
La fuerza G de la mayoría de las zarandas de movimiento lineal varía aproximadamente de
3 a 6.
Cada zaranda ofrece ciertas ventajas de diseño: La zaranda de movimiento circular tiene una
baja fuerza G y produce un transporte rápido. Este diseño es eficaz con los sólidos pegajosos de
tipo arcilloso, al reducir el impacto que estos sólidos tienen sobre la superficie de la malla. Esta
zaranda tiene una baja capacidad para secar los recortes; por lo tanto, los recortes descargados
son generalmente húmedos. La zaranda de movimiento elíptico tiene una fuerza G
moderadamente alta y un transporte lento en comparación con los tipos circulares o lineales.
Esta zaranda produce el mayor secado, y por lo tanto se puede usar en lodo densificado o como
limpiador de lodo para secar el flujo que sale por abajo de un deslimador. La zaranda de
movimiento lineal es la más versátil, produciendo una fuerza G bastante alta y un transporte
potencialmente rápido, según la velocidad rotacional, el ángulo de la cubierta y la posición de
la malla vibratoria.
9.2.2. MALLAS DE ZARANDA
Una zaranda sólo es tan buena como el tamaño del entramado y la calidad de su malla.
Actualmente hay muchos tipos de mallas disponibles, cuyos rendimientos son variables.
Por ejemplo, una malla “cuadrada” de malla 100 elimina 100% de las partículas más
grandes que 140 micrones, mientras que una malla con “entramado en sandwich” de malla
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FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
100 de alto caudal elimina 95% de las partículas más grandes que 208 micrones. El
rendimiento de esta malla con entramado en sandwich es aproximadamente igual al
rendimiento de una malla “cuadrada” solamente de malla 70. La selección de la malla se
basa frecuentemente en la experiencia anterior, la cual debería ser combinada con el
conocimiento de las diferentes mallas y sus diferencias de diseño y capacidad. Algunos
términos generales usados para describir las mallas de las zarandas incluyen:
Malla: El número de aberturas por pulgada lineal. Por ejemplo, una malla “cuadrada” de
malla 30 x 30 tiene 30 aberturas a lo largo de una línea de 1 pulgada en ambas direcciones.
Una malla “oblonga” (abertura rectangular) de malla 70 x 30 tendrá 70 aberturas a lo largo
de una línea de 1 pulgada en una dirección, y 30 aberturas en una línea perpendicular de
1 pulgada.
Fig. 11 Componentes de una malla
Fuente: MI SWACO
Todas las mallas están identificadas ´por un número de (Mesh). Se refiere al número de
hilos o alambres que tienen por pulgada en cada dirección, esta denominación está basad
en las mallas cuadradas
Eficiencia de separación o “punto de corte”: Ya no es suficiente conocer el punto de corte
D50 de una malla, porque muchos tipos modernos de mallas no producen un corte de 100%.
Un punto de corte D50 representa el tamaño de partícula, cuando 50% de las partículas de
este tamaño son eliminadas por el dispositivo de control de sólidos. El subíndice D se
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FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
refiere al porcentaje eliminado, de manera que en un corte de D16, 16% de las partículas
que tienen el tamaño micrométrico indicado son eliminadas, y D84 representa el tamaño
micrométrico para el cual 84% de los sólidos son eliminados. Estos tamaños D son
determinados a partir de la granulometría (distribución del tamaño de las partículas) del
líquido alimentado y de la descarga de sólidos.
9.2.3. REGLAS Y CUIDADOS OPERACIONALES
 Nunca haga By-pass en las zarandas
 Use preferiblemente mallas de mesh4 finos
 Regule en caudal de lodo que entra a cada zaranda y monitorearlas
continuamente
 Ajuste el ángulo de la cesta para cubrir el 75% de ola longitud de la malla
 Turne las zarandas cuando hayan viajes para aumentas la vida de las mallas.
9.3. HIDROCICLONES
Los hidrociclones, clasificados como desarenadores o desarcilladores, son dispositivos cónicos
de separación de sólidos en los cuales la energía hidráulica se convierte en fuerza centrífuga. El
lodo es alimentado tangencialmente por una bomba centrífuga a través de la entrada de
alimentación al interior de la cámara de alimentación. Las fuerzas centrífugas así desarrolladas
multiplican la velocidad de decantación del material de fase más pesado, forzándolo hacia la
pared del cono. Las partículas más livianas se desplazan hacia adentro y arriba en un remolino
espiral hacia la abertura de rebasamiento de la parte superior. La descarga por la parte superior
es el sobreflujo o efluente; la descarga de la parte inferior es el flujo inferior. El flujo inferior
debe tomar la forma de un rociado fino con una ligera succión en el centro. Una descarga sin
succión de aire es indeseable. La Figura 13 ilustra el proceso del hidrociclón. Las medidas de
los conos y la presión de la bomba determinan el corte obtenido. Las presiones menores dan por
resultado una separación más gruesa y capacidad reducida. La Figura 14 muestra el corte
equivalente de tamaño de partículas (en micrones) de conos de distintos diámetros.
4
que se define como el número de orificios por pulgada lineal, contados a partir del centro de un hilo
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FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Fig.12 Proceso de remoción de sólidos por hidrociclón. Un hidrociclón puede procesar
grandes volúmenes de lodo debido a su diseño en espiral vertical.
Fuente: Manual de fluidos de perforación “BAROID”
Fig. 13 Amplitudes del hidrociclón
Fuente: Manual de fluidos de perforación “BAROID”
Los hidrociclones pueden ser desarenadores o desarcilladores.
9.3.1. DESARENADORES.
Los desarenadores se componen de una batería de conos de 6 ó más pulgadas. Aunque
los desarenadores pueden procesar grandes volúmenes de lodo por un cono único, el
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FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
tamaño mínimo de partículas que se puede remover está en la gama de los 40 micrones
(con conos de 6 pulgadas).
Fig. 14 DESARENADORES
Fuente: Manual de fluidos de perforación “MI SWACO”
9.3.2. DESARCILLADORES.
Los desarcilladores se componen de una batería de conos de 4 pulgadas o menos.
Dependiendo del tamaño del cono se puede obtener un corte de tamaño de partículas de
entre 6 y 40 micrones. Aun cuando los hidrociclones son efectivos para remover los
sólidos de un fluido de perforación, su uso no se recomienda para fluidos que contengan
cantidades grandes de materiales ponderados o lodos que tengan costosas fases de
fluido. Cuando los hidrociclones son usados con estos fluidos, no solamente serán
removidos los sólidos de perforación indeseables, sino también el material densificante
juntamente con el fluido base, lo que puede alcanzar un costo prohibitivo.
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FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Fig. 15 DESILTERS
Fuente: Manual de fluidos de perforación “MI SWACO”
9.3.3. LIMPIADOR DE LODO.
El limpiador de lodo es un dispositivo de separación de sólidos que reúne un
desarcillador y un dispositivo cribador. El limpiador de lodo remueve los sólidos por
medio de un proceso de dos etapas. Primero, el fluido de perforación es procesado por
el desarcillador. Segundo, la descarga del desarcillador es procesada por una zaranda de
alta energía y de malla fina. Este método de remoción de sólidos es recomendado para
lodos que contengan considerables cantidades de materiales densificantes o que tengan
costosas fases de fluidos. Nota: Cuando se esté recuperando material ponderado con un
limpiador de lodo, hay que tener en cuenta que todos los sólidos finos que pasen por la
criba del limpiador son también retenidos en el lodo. Con el tiempo, este proceso puede
conducir a una acumulación de sólidos finos.
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FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Fig. 16 LIMPIADORES DE LODO
Fuente: Manual de fluidos de perforación “MI SWACO”
9.4. CENTRÍFUGAS DECANTADORAS
Una centrífuga decantadora se compone de una vasija cónica horizontal de acero que gira a
alta velocidad usando un transportador tipo doble tornillo sinfín. El transportador gira en el
mismo sentido que la vasija externa, pero a velocidad un poco menor (Figura 10-3). Un
aspecto importante del funcionamiento de la centrífuga es la dilución de la lechada que es
alimentada al interior de la unidad. La dilución de la lechada reduce la viscosidad del caudal
alimentado y mantiene la eficiencia separadora de la máquina. Cuanto mayor sea la
viscosidad del lodo base, tanto mayor dilución será necesaria (lo común son 2 a 4 galones de
agua por minuto). La viscosidad del efluente (líquido saliente de la centrífuga) debe ser de
35 a 37 segundos por cuarto de galón para una separación eficiente. Si la viscosidad baja de
35 segundos por cuarto, es porque se está agregando demasiada agua. Esto causará
turbulencia dentro de la vasija y reducirá la eficiencia. Se deben seguir estrictamente las
recomendaciones de los fabricantes.
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FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y SISTEMA DE CONTROL DE SÓLIDOS
Fig. 17 Sección transversal de una centrífuga decantadora. En este diagrama, las flechas
vacías indican la trayectoria de líquidos; las flechas llenas indican la trayectoria de sólidos.
Fuente: Manual de fluidos de perforación “BAROID”
Para sistemas de baja densidad debe usarse un equipo único de unidad centrífuga para desechar
el total de los sólidos. La función principal de una centrífuga no es controlar el porcentaje total
de sólidos de un sistema, sino mantener en ese sistema propiedades de flujo aceptables y
deseables. Se recomiendan dos centrífugas trabajando en serie para los siguientes sistemas:
 Emulsión inversa (p.ej., sistemas de sintético y base aceite)
 Sistemas de alta densidad, base agua
 Sistemas base agua en los que el fluido base es costoso (p.ej., salmueras)
 Circuito cerrado
 Cero descarga
La primera unidad centrífuga se usa para separar la barita y retornarla al sistema de lodo. La
segunda unidad procesa el flujo de líquido en exceso de la primera unidad, descartando todos
los sólidos y retornando la porción líquida al sistema de lodo.
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9.4.1. CENTRIFUGAS VERTICALES
 Alcanza una mayor separación sólido – liquido, fuerza G muy grande
 Maneja grandes volúmenes
 Genera cortes muy secos, minimiza la cantidad de desechos
 Efectiva para lodos base aceite o sintético
 Puede procesar más de 6º Tn de material por hora
 Aplicación en operaciones OFFSHORE
Fig. 17 Centrífugas Verticales
Fuente: Manual de fluidos de perforación “MI SWACO”
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10. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
“Fundamentals of Drilling Engineering” Auntor (Robert F. Mitchell, Stefan Z. Miska)
Halliburton University of Tulsa- VOL 12
“Fluidos de perforación” Auntor (Yrán Romai) México 2008
“Manual de fluidos de perforación” ENERGY APY
“Curso de control de sólidos” MY SWACO
“Fluidos Manual de ingeniería” 1998 Baker Hughes Incorporated INTEQ 1998
“Fundamentos de los fluidos de perforación” Autor: (Don Williamson) Editos
colaborador Schlumberger
“Manual de fluidos Baroid” 1999, 2000 Baroid, a Halliburton Company
“Formulas y tablas para trabajos de perforación” PEMEX
“Drilling Fluids Processing” Handbook
https://www.petrogroupcompany.com/cursos/fluidos-de-perforacion-y-control-desolidos/121
https://es.slideshare.net/Juanchoperezr/lodos-deperforacion
http://fluidosdeperforacionfc.blogspot.com/2015/05/funciones-del-lodo-deperforacion.html#!/tcmbck
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11. APÉNDICE