136923696 Pruebas API Para Los Fluidos de Perforacion Docx
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TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCION ........................................................................................................................... 1 2. OBJETIVO DEL TRABAJO .............................................................................................................. 1 3. DESARROLLO DEL TRABAJO......................................................................................................... 1 3.1. DENSIDAD DEL LODO.......................................................................................................... 1 3.2. TASA DE FILTRACION ........................................................................................................... 2 3.3. PORCENTAJE DE AGUA , ACEITE Y SOLIDOS ........................................................................ 2 3.4. VISCOSIDAD Y RESISTENCIA DE GEL .................................................................................... 3 3.5. EMBUDO MARSH ................................................................................................................ 3 3.6. VISCOSIMETRO .................................................................................................................... 3 3.7. API RP 13B-1 PARA LODOS BASE AGUA .............................................................................. 4 3.7.1. Contenido de arena ..................................................................................................... 4 3.7.2. Factor PH ..................................................................................................................... 5 3.7.3. Capacidad al azul de metileno (MBT) .......................................................................... 7 3.7.4. Corrosión de la sarta de perforación........................................................................... 7 3.7.5. Análisis químico ........................................................................................................... 8 3.8. API RP 13B-2 PARA LODOS BASE ACEITE ........................................................................... 11 3.8.1. Estabilidad eléctrica .................................................................................................. 11 3.8.2. Actividad .................................................................................................................... 11 3.8.3. Contenido aceite y agua de los recortes ................................................................... 12 4. CONCLUSION ............................................................................................................................. 16 5. RECOMENDACION ..................................................................................................................... 16 6. BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................................ 16 7. ANEXOS ..................................................................................................................................... 17
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TABLA DE CONTENIDO
1. INTRODUCCION ........................................................................................................................... 1
2. OBJETIVO DEL TRABAJO .............................................................................................................. 1
3. DESARROLLO DEL TRABAJO ......................................................................................................... 1
3.1. DENSIDAD DEL LODO.......................................................................................................... 1
3.2. TASA DE FILTRACION ........................................................................................................... 2
3.3. PORCENTAJE DE AGUA , ACEITE Y SOLIDOS ........................................................................ 2
3.4. VISCOSIDAD Y RESISTENCIA DE GEL .................................................................................... 3
3.5. EMBUDO MARSH ................................................................................................................ 3
3.6. VISCOSIMETRO .................................................................................................................... 3
3.7. API RP 13B-1 PARA LODOS BASE AGUA .............................................................................. 4
3.7.1. Contenido de arena ..................................................................................................... 4
3.7.2. Factor PH ..................................................................................................................... 5
3.7.3. Capacidad al azul de metileno (MBT) .......................................................................... 7
3.7.4. Corrosión de la sarta de perforación ........................................................................... 7
3.7.5. Análisis químico ........................................................................................................... 8
3.8. API RP 13B-2 PARA LODOS BASE ACEITE ........................................................................... 11
3.8.1. Estabilidad eléctrica .................................................................................................. 11
3.8.2. Actividad .................................................................................................................... 11
3.8.3. Contenido aceite y agua de los recortes ................................................................... 12
4. CONCLUSION ............................................................................................................................. 16
5. RECOMENDACION ..................................................................................................................... 16
6. BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................................ 16
7. ANEXOS ..................................................................................................................................... 17
[TRABAJO FINAL]
[ELECTIVA II]
Pruebas API para los fluidos de perforación
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1. INTRODUCCION
El API (Instituto Americano del Petróleo) ha recomendado métodos estándar para
la realización de pruebas de campo y en laboratorio de los fluidos de perforación,
cuyos procedimientos detallados pueden ser consultados en la publicación de API
titulada “Recommended Practice: Standard Procedure for Field Testing Water-
Based (Oil-Based) Drilling Fluids” [Práctica Recomendada: Procedimiento
Estándar para la Prueba de Campo de los Fluidos de Perforación Base Agua
(Base Aceite)], API RP 13B-1, 13B-2, y los suplementos (remitirse también a 13I
para la Prueba en Laboratorio de los Fluidos de Perforación, 13J para la Prueba
de las Salmueras Pesadas, y los suplementos).
2. OBJETIVO DEL TRABAJO
Definir las pruebas API que se realizan de los fluidos de perforación
Conocer los procedimientos que se realizan a estas pruebas.
Conocer las pruebas que se le hacen a los lodos base agua y base aceite.
3. DESARROLLO DEL TRABAJO
El instituto americano del petróleo (API) emite practicas recomendadas para
procedimientos de prueba y equipos, estas pruebas son comunes para lodos base
agua y aceite.
3.1. DENSIDAD DEL LODO
La densidad (comúnmente llamada peso del lodo) Define la capacidad del
lodo de ejercer una contrapresión en las paredes de la perforación,
controlando de este modo las presiones litostática e hidrostática existentes en
las formaciones perforadas. Se mide con una balanza de lodo de suficiente
precisión para obtener mediciones con un margen de error de 0,1 lb/gal (0,5
lb/pie3 o 5 psi/1.000 pies de profundidad). A todos los efectos prácticos, la
densidad significa el peso por volumen unitario y se mide pesando el lodo. El
peso del lodo se puede expresar como gradiente de presión hidrostática en
lb/pulg.2 por 1.000 pies de profundidad vertical (psi/1.000 pies), como
densidad en lb/gal, lb/pie3, o como Gravedad Específica (SG)
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3.2. TASA DE FILTRACION
La medición del comportamiento de la filtración y las características del enjarre
de un lodo, son fundamentales para el control y el tratamiento de los fluidos de
perforación, también lo son las características del filtrado, tales como el
contenido de aceite-agua o emulsión.
La propiedad de filtración o formación de paredes de un lodo es determinada
con un filtro prensa. La prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se
fuerza un fluido a través del papel filtro. La prueba es realizada bajo las
condiciones de tiempo, temperatura y presión especificadas. Después de la
prueba se mide el espesor del revoque sólido que se ha asentado. El filtro
prensa usado debería cumplir con las especificaciones indicadas en la práctica
Recomendada de API y la prueba debería ser realizada de la manera
recomendada. La prueba de filtrado API es realizada a la temperatura
superficial y a una presión de 100 psi, y los resultados se registran como
número de mililitros perdidos en 30 minutos. Estas características son
afectadas por los tipos y cantidades de sólidos en el fluido y sus interacciones
físicas y químicas, las cuales también se ven afectadas por la temperatura y
presión. Por lo tanto las pruebas se elaborarán de dos formas una de baja
presión/baja temperatura y otra de alta presión/alta temperatura, las cuales
requieren de diferentes equipos y técnicas.
3.3. PORCENTAJE DE AGUA , ACEITE Y SOLIDOS
El instrumento llamado retorta proporciona los medios para separar y medir los
volúmenes de agua, aceite y sólidos contenidos en una muestra de lodo base
agua. En la retorta sabemos el volumen de una muestra de lodo debido a que
ésta es calentada para vaporizar los componentes líquidos los cuales son
condensados y recolectados en un receptor graduado. Los volúmenes de
líquido son determinados directamente por la lectura de las fases de aceite y
agua en el recibidor. El volumen total de sólidos (suspendidos y disueltos) es
obtenido por la diferencia (volumen total de la muestra – volumen de liquido).
Los cálculos son necesarios para determinar el volumen de sólidos
suspendidos puesto que cualquier sólido disuelto estará retenido en la retorta.
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Los volúmenes relativos de baja gravedad de los sólidos y sus materiales
densificantes pueden ser calculados. Tener conocimiento de la concentración
y composición de los sólidos es considerado básico para el control de la
viscosidad y filtración de los lodos base agua.
3.4. VISCOSIDAD Y RESISTENCIA DE GEL
Los siguientes instrumentos son los que se utilizan para medir la viscosidad y/o
fuerza de gel de los fluidos de perforación:
a. Embudo Marsh.- Es un dispositivo sencillo para determinar la viscosidad en
forma rutinaria.
b. Viscosímetro de indicación directa. - Es un dispositivo mecánico para
medir la viscosidad a varias velocidades de corte.
La viscosidad y la fuerza de gel son mediciones que se relacionan con las
propiedades de flujo de los lodos. La reología estudia la deformación y flujo de
la materia. En el boletín API RP-13D (La reología de los fluidos de perforación
de base aceite) se da una explicación profunda de la reología.
3.5. EMBUDO MARSH
El viscosímetro de Marsh es usado para la medición de rutina en el campo, de
la viscosidad del lodo de perforación. El medidor de V-G(viscosidad-gravedad)
de Fann es usado para completar la información obtenida con el viscosímetro
de Marsh, especialmente en lo que se refiere a las características de gel del
lodo.
3.6. VISCOSIMETRO
VISCOSÍMETRO DE MARSH
El viscosímetro de Marsh tiene dimensiones seleccionadas de tal manera que
cuando se siguen los procedimientos estándar, el tiempo de descarga de 1 qt
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(946 cm3) de agua dulce a la temperatura de 70±5ºF (21±3ºC) es 26±0,5
segundos. Se usa un vaso graduado o un recipiente de 1 cuarto de galón (qt)
como receptor.
Procedimiento
1. Tapar el orificio con un dedo y verter la muestra de lodo recién obtenida a
través de la malla dentro del embudo limpio, seco y vertical hasta que el nivel
del líquido llegue a la parte inferior de la malla (1.500 ml).
2. Retirar inmediatamente el dedo del orificio y medir el tiempo requerido para
que el lodo llene el vaso receptor hasta la marca de 1 qt (946 ml).
3. Ajustar el resultado al segundo entero más próximo como indicación de
viscosidad Marsh. Registrar la temperatura de la muestra en ºF o ºC.
Viscosímetro rotativo
Los viscosímetros de indicación directa son tipos rotativos de instrumentos
accionados por un motor eléctrico o una manivela. El lodo está contenido
dentro del espacio anular entre dos cilindros. El cilindro exterior o manguito de
rotor es accionado a una velocidad rotacional constante. La rotación del
manguito de rotor en el lodo impone un torque sobre el cilindro interior o
balancín. Un resorte de torsión limita el movimiento. Un cuadrante acoplado al
balancín indica el desplazamiento del balancín. Las constantes del instrumento
han sido ajustadas de manera que se pueda obtener la viscosidad plástica y el
punto cedente usando las indicaciones derivadas de las velocidades del
manguito de rotor de 600 y 300 RPM. La viscosidad aparente en centipoise es
igual a la indicación a 600 RPM dividida por 2.
CUIDADO: Estos Viscosímetros de Indicación Directa están diseñados para
una temperatura máxima de 200ºF (93ºC) en fluidos no presurizados. Cuando
sea necesario probar fluidos con temperaturas mayores de 200ºF (93ºC), el
operador debería usar un balancín de metal sólido. El líquido aprisionado
dentro de un balancín hueco puede vaporizarse y causar la explosión del
balancín al ser sumergido en el fluido de alta temperatura.
3.7. API RP 13B-1 PARA LODOS BASE AGUA
3.7.1. Contenido de arena
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El juego de determinación del contenido de arena se compone de una
malla de 2 ½ pulgadas de diámetro, de malla 200 (74 micrones), un embudo
de tamaño que se ajusta a la malla y un tubo medidor de vidrio, marcado
para señalar el volumen de lodo a ser añadido para leer el porcentaje de
arena directamente en la parte inferior del tubo, el cual está graduado de 0
a 20%.
Procedimiento
1. Obtener la muestra de fluido a probar y dejar que alcance la temperatura
de 75±5ºF (24±3ºC).
2. Dejar que las soluciones amortiguadoras alcancen la misma temperatura
que el fluido a probar. Para obtener una medida precisa del pH del fluido de
la prueba, la solución amortiguadora y el electrodo de referencia deben
estar a la misma temperatura. El pH de la solución amortiguadora indicado
en la etiqueta del recipiente sólo es para 75ºF (24ºC). Para calibrar a otra
temperatura, se debe usar el pH efectivo de la solución amortiguadora a
esa temperatura. Tablas de valores del pH de la solución amortiguadora a
diferentes temperaturas pueden ser obtenidas del fabricante y deberían ser
usadas en el procedimiento de calibración.
3. Limpiar los electrodos – lavarlos con agua destilada y secar.
4. Colocar la sonda dentro de la solución amortiguadora de pH 7,0.
5. Activar el medidor, esperar 60 segundos para que la indicación se
estabilice. Si la indicación del medidor no se estabiliza, consultar los
procedimientos de limpieza.
6. Medir la temperatura de la solución amortiguadora de pH 7,0.
7. Fijar esta temperatura sobre el botón de “temperatura”.
8. Fijar la indicación del medidor a “7,0” usando el botón de “calibración”.
9. Enjuagar y secar la sonda.
10. Repetir las Etapas 6 a 9 usando una solución amortiguadora de pH 4.
3.7.2. Factor PH
Las mediciones del campo del pH del fluido de perforación (ó filtrado) y
ajustes en el pH es fundamental para el control de los fluidos de
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perforación. La interacción con arcilla, la solubilidad de varios componentes
y sus contaminantes, y la efectividad de aditivos son todos dependientes del
pH, como lo es el control de los procesos de corrosión por ácido y de
sulfuros.
El término pH denota el logaritmo negativo del ion de hidrógeno, H+,
actividad de soluciones acuosas (la actividad y concentración son iguales
solo en soluciones diluidas).
pH=-log[H+]
Para el agua pura a 75°F (24°C), la actividad del ion hidrogeno [ H+ ] es 10-
7 moles/litro y pH = 7. Este sistema es término neutro porque la actividad
del ion hidroxilo, es también 10-7 moles/litro. En sistemas acuosos a 24°C
el producto ion, [H+] * [OH-], es 10 –14 (una constante).
Consecuentemente, un incremento en H+ denota una reducción similar en
[OH-]. Un cambio en el pH de una unidad indica diez veces el cambio en
ambas [H+] y [OH-]. Las soluciones con pH menor que 7 son llamados
ácidos y aquellos con pH mayor que 7 son llamados básicos ó alcalinos.
El método recomendado para la medición del pH de los fluidos de
perforación es por medio de un medidor de pH con electrodo de vidrio. Este
método es preciso y da valores confiables del pH, esta libre de
interferencias si se utiliza un sistema de electrodo de alta calidad con un
instrumento de diseño apropiado. Instrumentos de pH resistentes que
automáticamente compensan la pendiente por temperatura, están
disponibles y son preferidos sobre los instrumentos ajustados
manualmente.
Nota: El papel indicador de pH y tiras son utilizados en el campo para
mediciones de pH, pero no son los métodos recomendados. Estos métodos
son confiables solo en lodos base agua muy simples. Los sólidos del lodo,
sales disueltas, productos químicos y líquidos de color oscuro causan serios
errores en los valores de pH obtenidos. La capacidad de lectura es
normalmente alrededor de 0.5 unidades de pH.
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3.7.3. Capacidad al azul de metileno (MBT)
La capacidad de azul de metileno en un fluido de perforación es un
indicador de la cantidad de arcillas reactivas (bentonita y/o sólidos de
perforación) presentes según la determinación de la prueba azul de
metileno (MBT). La capacidad de azul de metileno proporciona una
estimación de la capacidad total del intercambio cationico (CIC) de los
sólidos del fluido de perforación. La capacidad de azul de metileno y la
capacidad de intercambio cationico, no es necesariamente equivalente,
normalmente primero viene una cosa antes que la actual capacidad de
intercambio cationico.
La solución de azul de metileno es adicionada a la muestra de fluido de
perforación (la cual fue tratada con peróxido de hidrogeno y acidificada) la
saturación es observada por la formación de un tinte “halo” alrededor de
una gota de sólido suspendido puesto sobre el papel filtro. Las variaciones
del procedimiento usado sobre el fluido de perforación pueden ejecutarse
sobre el sólido de perforación y la bentonita comercial para permitir una
estimación de la cantidad de cada tipo de sólido presente en el fluido.
Los fluidos de perforación frecuentemente contienen sustancias
adicionadas con las arcillas reactivas los cuales fijan el azul de metileno por
absorción. El tratamiento previo con peróxido de hidrogeno pretende
remover los efectos de los materiales orgánicos tales como lignosulfonatos,
lignitos, polímeros celulósicos, poliacrílicos y similares.
3.7.4. Corrosión de la sarta de perforación
La localización de anillos de ensayos de corrosión en la sarta de perforación
se usa rutinariamente para evaluar la corrosividad del ambiente del fluido de
perforación sobre la sarta de perforación y otras partes de acero. La
remoción y examinación de estos anillos, luego de un determinado período
de exposición, puede ser altamente informativa respecto a la corrosividad
del fluido de perforación y el tipo de corrosión encontrada. Una examinación
cercana de las incrustaciones y picaduras en los anillos de exposición
ayudarán en la elección de la adecuada acción remediante.
Procedimiento
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1. Luego de un mínimo de 40 horas de exposición en la sarta de
perforación (un tiempo normal es de 100 horas), remueva
cuidadosamente el anillo de la junta de la herramienta e inmediatamente
remueva cualquier residuo de fluido de perforación, limpiando con una
toalla limpia. El anillo debería ser manejado con guantes limpios y
secos, si fuese posible.
2. Examine el anillo para evaluar corrosión severa o daño mecánico y
anote cada anillo específico en el formulario a ser enviado por correo.
Los daños mecánicos severos invalidarán el ensayo y es frecuente
observar cortes o mordeduras sobre la superficie externa del anillo. Esto
indica que se ha producido un movimiento considerable del anillo en el
receptáculo de la caja de herramienta, y esto debería ser notado y
reportado.
3. Si se evidencia una severa corrosión, la causa de la misma debería
determinarse prontamente, a fin de tomar acciones remediantes.
4. Luego de secar completamente el anillo, colóquelo en un recubrimiento
inhibidor de corrosión, y luego dentro del sobre original de envío para
ese anillo específico. Cada anillo y cada sobre están marcados con un
número de serie correspondiente. Asegúrese que toda la información
requerida esté completa y, además, con el nombre del contacto y
número telefónico.
5. Si el anillo no es re-pesado en el lugar, envíe el sobre de despacho
urgente o aéreo de dos días a OFI en Houston, TX. Esto deberá
realizarse tan pronto como sea posible, para evitar corrosión posterior.
3.7.5. Análisis químico
3.7.5.1 Alcalinidad
Los siguientes materiales son necesarios para determinar la alcalinidad
y el contenido de cal de los fluidos de perforación:
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1. Solución ácida normalizada, 0,02 N (N/50); ácido sulfúrico o nítrico
(OBSERVACIÓN: También se puede utilizar la solución ácida
normalizada 0,1N (N/10), pero convirtiéndola al equivalente ml 0,02 N
multiplicando por 5).
2. Solución indicadora de fenolftaleína.
3. Solución indicadora de anaranjado de metilo/verde de bromocresol.
API recomienda al anaranjado de metilo (amarillo a rosado).
4. Recipiente de valoración, 100 a 150 ml, preferiblemente blanco.
5. Pipetas graduadas: una de 1 ml y otra de 10 ml.
6. Varilla de agitación.
7. Una jeringa de 1 ml.
8. Medidor de pH con electrodo de vidrio (sugerido).
Procedimiento para la alcalinidad del filtrado (pf y mf)
1. Medir 1 ml de filtrado dentro del recipiente de valoración y añadir 5 ml
de agua desionizada.
2. Añadir 2 o más gotas de indicador de fenolftaleína. Si la solución se
vuelve rosada.
3. Añadir ácido 0,02 N gota a gota de la pipeta, agitando hasta que el
color rosado desaparezca. Si la muestra está tan coloreada que no se
puede observar el cambio de color del indicador, el punto final será
tomado cuando el pH cae a 8,3, según sea medido por el medidor de
pH con electrodo de vidrio. (La muestra puede ser diluida con agua
destilada.)
4. Indicar la alcalinidad de fenolftaleína del filtrado, Pf, como número de
ml de ácido 0,02 N requeridos por ml de filtrado para lograr el punto
final.
3.7.5.2 Cloruros
La prueba de sal, o cloruro, es muy importante en las áreas donde la sal
puede contaminar el fluido de perforación. Esto incluye la mayoría de
los campos de petróleo del mundo.La sal puede provenir del agua de
preparación, sacos, capas discontinuas, estratos o corrientes de agua
salada.
Equipo
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Los siguientes materiales son necesarios para determinar la
concentración iónica de cloruro en el filtrado de lodo.
1. Solución de nitrato de plata, 0,0282N o 0,282N (fuerte) AgNO3,
almacenada en un cilindro opaco o de color ámbar.
2. Solución indicadora de cromato de potasio.
3. Solución de ácido sulfúrico
3.7.5.3 Dureza total
Es la suma total de los iones de calcio (Ca++) y magnesio (Mg++) en
una solución y se reporta comúnmente como contenido de calcio. Su
medición se puede efectuar mediante un análisis volumétrico, usando un
indicador calgamite y por titulación.
3.7.5.4 Sulfuros
El ion sulfato está presente en muchas aguas naturales debido a la
acción solvente del agua sobre los minerales de la tierra. La anhidrita
(sulfato de calcio) es un contaminante ligeramente soluble encontrado
durante la perforación en ciertas áreas.
En general, resulta conveniente conocer el contenido de iones sulfato
del filtrado. Concentraciones iónicas de sulfato de aproximadamente
2.000 mg/l podrían contribuir a los problemas de alta viscosidad y
control de filtrado.
Equipo
Los siguientes materiales son necesarios para determinar
cualitativamente la presencia del sulfato:
1. Tubo de ensayo.
2. Gotero con solución de cloruro de bario de 10%. (VENENO. No
pipetar con la boca.)
3. Gotero con ácido nítrico fuerte.
Procedimiento
Colocar aproximadamente 3 ml de filtrado dentro de un tubo de ensayo.
Añadir unas cuantas gotas de solución de cloruro de bario. La
formación de un precipitado blanco indica la presencia de sulfatos y/o
carbonatos. Añadir unas cuantas gotas de ácido nítrico concentrado. Si
el precipitado se disuelve, se trata de carbonato; si no, se trata de
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sulfato. Registrar la cantidad de precipitado que queda después del
tratamiento con ácido como cantidad ligera, mediana o pesada.
3.8. API RP 13B-2 PARA LODOS BASE ACEITE
3.8.1. Estabilidad eléctrica
Se usa un medidor de estabilidad eléctrica para medir la estabilidad relativa
de una emulsión de agua en aceite. Esta medición es realizada mediante el
uso de un par de electrodos de placa separados precisa y
permanentemente, sumergidos en una muestra de fluido. Se usa una fuente
de alimentación de corriente continua (CC) para proporcionar un voltaje de
corriente alterna (CA) que es aplicado al electrodo según un régimen
constante de aumento del voltaje. El voltaje al cual la emulsión se vuelve
conductora es indicado por el flujo de corriente entre los electrodos de
placa; al completar el circuito, (1) la luz indicadora se encenderá cuando se
usa un medidor de cuadrante manual o (2) la indicación numérica se
estabilizará cuando se usa un medidor de lectura directa.
Desventajas
Lodos base aceite no son conductivos de tal manera que losregistros
convencionales de resistividad no detectan señales
Las reglas empíricas usadas en lodos base agua no funcionan con lodos
base aceite
Las medidas de resistividad usando registros de inducción no sone xactos
Ventajas
Lodos base aceite proveen un hoyo calibrado o cerca de calibrado
Lodos base aceite proveen excelente estabilidad
Lodos base aceite generalmente producen poca invasión.
3.8.2. Actividad
Son lodos cuya fase continua o externa corresponde a petróleo crudo o
minerales de éste. Sus propiedades están influenciadas por: la relación
aceite/agua, el tipo de emulsificador y concentración y el Contenido de
sólidos.
Los lodos base aceite constituyen una emulsión de agua en aceite, es decir
una emulsión inversa donde la fase dispersa es agua y la base continua, al
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igual que el filtrado, es aceite. El agua no se disuelve o mezcla con 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.
En una emulsión aceite en agua, el agua constituye la fase continua y el
aceite la fase dispersa. Sin embargo, existen emulsiones donde el aceite es
emulsionado en el agua, este es el caso de las emulsiones con 80% de
aceite y 20% de agua. Para lograr la emulsión se utilizan emulsificantes
especiales como INTERFLOW y STABLEMUL, los cuales son agregados
en concentraciones de 14-20libs/Bbl. Este tipo de emulsión es utilizada para
perforar zonas donde se requieren densidades muy bajas, alrededor de 7
Lbs/gal.
3.8.3. Contenido aceite y agua de los recortes
3.8.4. Análisis químicos
3.8.4.1. Alcalinidad total del lodo (Pom) (VSA•API)
La alcalinidad de un lodo base aceite se determina rompiendo la
emulsión y valorando rápidamente la mezcla hasta el primer cambio de
color o el punto final. El volumen (ml) de ácido sulfúrico 0,1 N usado en
la valoración por ml de lodo constituye la alcalinidad del lodo o POM.
Se describirán dos procedimientos de prueba que utilizan diferentes
solventes. El primer procedimiento es una prueba eficaz para un fluido
base aceite que utiliza barita o hematita en un sistema de una sal. El
segundo procedimiento no es tan eficaz pero es necesario cuando se
usa un sistema de dos sales.
Equipo y reactivos
1. Equipo de valoración (agitador magnético o agitador Hamilton
Beach).
2. Pipeta de 5 ml.
3. Frasco de conservas de 16 oz., vaso de precipitado de 500 ml
oequivalente.
4. Mezcla de xileno-alcohol isopropílico (IPA) (50:50) o Propasol
Propílico.
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5. Indicador de Fenolftaleína.
6. Solución de ácido sulfúrico, 0,1N H2SO4.
Procedimiento
1. Al utilizar el Procedimiento de Prueba nº 1, colocar 100 ml de mezcla
de Xileno/IPA o 75 ml de Propasol Propílico dentro del frasco de vidrio.
Llenar una jeringa de 5 ml con lodo entero hasta exceder la marca de 3
ml.
2. Disipar 2 ml de lodo base aceite dentro del solvente y añadir 200 ml
de agua destilada.
3. Añadir 15 gotas de fenolftaleína.
4. Agitar rápidamente con un agitador magnético, un agitador Hamilton
Beach o cualquier agitador equivalente.
5. Al agitar, valorar lentamente con H2SO4 0,1N hasta que el color rosa
desaparezca. Seguir agitando, y si el color rosa no reaparece dentro de
un minuto, dejar de agitar. Puede que sea necesario dejar de agitar y
esperar que la mezcla se separe en dos fases para que el color pueda
ser observado con más claridad en la fase acuosa.
6. Dejar reposar la muestra durante 5 minutos. Si el color rosa no
reaparece, el punto final ha sido alcanzado. Si el color rosa reaparece,
valorar otra vez con ácido sulfúrico. Si el color rosa reaparece por
tercera vez, valorar de nuevo. No se debe valorar después de la tercera
vez. Pom = ml de H2SO4 0,1N por ml de lodo.
3.8.4.2. Cloruros totales en el lodo
• Indicador de Cromato de Potasio.
• Solución de AgNO3 0,282N.
La valoración del cloruro es una continuación del procedimiento de
medición de la alcalinidad. Añadir 10 a 15 gotas de indicador de
cromato de potasio a la muestra cuya alcalinidad acaba de ser probada.
Valorar con AgNO3 0,282N, agitando hasta que se produzca el primer
cambio de color. Éste es el punto final. NO se debe valorar hasta
obtener un color “rojo ladrillo”. API requiere que el contenido de sal esté
indicado como total de cloruros en la fase de lodo, calculado de la
siguiente manera: Total Cl– en lodo (mg/l) = ml de AgNO3 0,282N x
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10.000 por ml de lodo. El contenido de cloruros también puede ser
indicado en otras unidades, según la compañía operadora, la
información deseada y el sistema de lodo.
Sistemas de dos sales (CaCl2/NaCl)
En los sistemas de dos sales o de sal binaria, se requiere probar el lodo
para determinar la concentración de cloruro de calcio mediante el
procedimiento de valoración de calcio descrito a continuación. Esta
medición es necesaria, junto con la valoración anterior del contenido de
sal, para determinar las cantidades de NaCl y CaCl2 presentes en el
sistema.
Equipo
1. Equipo de valoración (agitador magnético con varilla de agitación o
agitador mezclador Hamilton Beach).
2. Pipeta de 5 ml.
3. Frasco de conservas de 6 oz. Con tapa.
4. Mezcla de xileno-alcohol isopropílico (IPA) (50:50) o Propasol
Propílico.
5. Polvo Indicador Calver II.
6. Solución amortiguadora de hidróxido de sodio 8N.
7. Jeringa de 5 ml.
8. Agua desionizada.
9. Solución de ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) (Versenato
Fuerte o equivalente), concentración molar de 0,1 (1 ml = 4.000 mg/l
calcio), también designada por “x 10 fuerte”.
Procedimiento
1. Añadir 100 ml de solvente de xileno/isopropanol 50/50 ó 75 ml de
Propasol Propílico al frasco.
2. Llenar una jeringa de 5 ml con lodo base aceite entero hasta exceder
la marca de 3 ml.
3. Desplazar 2 ml de lodo base aceite dentro del frasco.
4. Cerrar herméticamente la tapa del frasco y agitar durante 1 minuto.
5. Añadir 200 ml de agua desionizada al frasco.
6. Añadir 3 ml de solución amortiguadora de hidróxido de sodio 1N.
7. Añadir de 0,1 a 0,25 g de polvo Indicador Calver II.
8. Tapar de nuevo el frasco y agitar otra vez durante 2 minutos. Poner
el frasco de un lado por 15 a 30 segundos para dejar que las dos fases
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se separen. Si un color rojizo aparece en la fase acuosa (inferior), esto
indica que el calcio está presente.
9. Colocar el frasco en el agitador magnético o mezclador Hamilton
Beach. Agitar solamente con la velocidad requerida para agitar la fase
acuosa sin mezclar de nuevo las fases superior e inferior.
10. Valorar muy lentamente con EDTA de concentración molar de 0,1 o
la solución de Versenato Fuerte. Un cambio de color muy marcado del
color rojizo a un color azul-verde indica que se ha alcanzado el punto
final.
3.8.4.3. Calcio total en el lodo
La dureza del agua ó dureza del filtrado del lodo se debe ante todo por
la presencia de iones de calcio y magnesio. Cuando es adicionado el
EDTA (ácido etilen diamino tetra acético ó sus sales), esta se combina
con el calcio y magnesio, y el punto final es determinado con un
indicador apropiado. La dureza total del agua es expresada en
miligramos por litro de calcio. Un punto final oscuro por componentes
oscuros pueden remediarse por oxidación con un reactivo como el
hipoclorito de sodio.
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4. CONCLUSION
El trabajo que se realizo es de mucha importancia para el estudiante, ya que estas
pruebas que se realizan a los fluidos de perforación se la realizan a menudo,
porque que de estas depende el éxito de nuestro pozo.
5. RECOMENDACION
Se recomienda hacer estas pruebas en laboratorio y para eso recomendamos a la
universidad que nos proporcionen los equipos necesarios, así y el estudiante
podrá tener una idea de los procedimientos de tales pruebas.
6. BIBLIOGRAFIA
http://www.buenastareas.com/ensayos/Fluidos/7698866.html
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7. ANEXOS
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