Proyecto Final de Mecánica de Fluidos

EQUIPOS DE PERFORACION – HERRAMIENTAS DE PERFORACION TREPANOS DE PERFORACION – FLUIDOS DE PERFORACION

Practica Final de Mecánica de Fluidos Alumno : Alvaro Mauricio Sejas Céspedes 1

EQUIPO DE PERFORACION

TORRES DE PERFORACIÓN ROTARIA

En los primeros días de la exploración y producción petroleras, los pozos eran perforados con torres de perforación con

equipos de cable. La técnica utilizada fue la perforación por percusión donde una broca y la sarta de perforación

suspendidas por un cable se dejaban caer repetidamente para ir haciendo hueco. Los golpes repetidos iban penetrando la

formación profundizando el pozo en el proceso. Las desventajas de la torre de perforación con equipos por cable eran las

capacidades de perforación limitada, ratas de perforación muy lentas y que no había forma de controlar la presión de

formación desde el sitio de operación.

TORRE DE PERFORACIÓN EN TIERRA.

Las torres de perforación en tierra se diseñan en general sobre el principio de mástil en cantilever, lo que facilita el

transporte y armado del equipo. La torre de perforación se transporta en secciones al sitio donde se va a hacer la

perforación, dichas secciones se arman horizontalmente sobre el suelo y luego, con la ayuda del malacate, se levanta a

posición vertical. Las válvulas preventoras (Blow out Preventors, BOP) se colocan directamente sobre el eje de la

perforación, bajo la torre ya erguida, y así puede circular el fluido de perforación y entrar y salir la sarta de tubería de

perforación.

Típicamente se fabrican en configuraciones liviana, mediana y pesada, se movilizan empleando camiones de carga pesada y

grúas. Los equipos livianos sólo pueden perforar unos pocos miles de pies. Los grandes son capaces de perforar por encima

de los 20,000 pies



TORRES DE PERFORACIÓN EN MAR ADENTRO.

La perforación Mar adentro requiere obviamente de un buque completamente autosuficiente, no sólo en términos de

perforación, sino también de acomodación del personal. Localizados en ubicaciones remotas y hostiles, son mucho más

costosos de operar y requieren medidas de seguridad más sofisticadas puesto que el nivel del agua separa la cabeza del

pozo de la torre de perforación.

Existen diferentes tipos de torre de perforación en mar adentro y su uso depende principalmente de la profundidad del

agua en que se ve a operar. Las instalaciones temporales (que se pueden llevar de un sitio a otro) usadas para la perforación

exploratoria, se pueden sentar en el lecho del mar, o bien anclar en la posición deseada.

BARCAZAS

Estos son pequeños buques de fondo plano que sólo se pueden usar en aguas poco profundas como en los deltas,

pantanos, lagunas, y lagos pandos.

Ideales para perforar en aguas muy someras. Pueden navegar o ser remolcados. Se sumergen cuando los compartimientos

del casco son inundados con agua. El equipo se apoya en el lecho del agua y parte del mismo queda por encima del nivel del

agua para permitir el trabajo de la cuadrilla de perforación.

Estos equipos son apropiados para pantanos poco profundos, ríos y aguas interiores Construídos especialmente como

sumergibles.

Pueden operar también en áreas con frío extremo. Profundidades típicas del agua son de 20 pies

PLATAFORMAS DE COLUMNAS PLEGABLES

Estos son buques móviles convenientes para taladrar con agua de mar poco

profunda. Están formados por un casco o plataforma fijos, los cuales se apoyan en

un cierto número de columnas, generalmente tres, que se apoyan en el lecho del

mar. Para mover una plataforma plegable, dichas columnas se levantan y el taladro

puede flotar en su casco y así ser remolcado. Dado que así plegado tiene muy alto el

centro de gravedad, por lo tanto muy inestable durante el remolque, debiendo ser

remolcado con el mar muy calmo y a muy bajas velocidades para evitar el

volcamiento. Una vez en la posición requerida, las columnas se asientan en el lecho

del mar, haciendo una estructura muy estable que no es afectada por las olas. Las

preventoras se instalan bajo el nivel de la mesa del taladro, lo cual hace necesario un

tubo conductor muy largo hasta el lecho del mar para conectar el pozo al taladro y

permitir la circulación del fluido de perforación.



PLATAFORMAS SEMI-SUMERGIBLES.

Las plataformas semi-sumergibles son taladros flotantes capaces de perforar

en aguas más profundas que aquellos de patas plegables. La mesa es

soportada por cierto número de patas o columnas. Bajo el nivel del agua

estas columnas están soportadas por pontones que pueden estar o no

conectados entre sí. Las columnas y pontones pueden ser utilizados para

lastrar y equilibrar la plataforma. Esta estructura queda equilibrada por

debajo del nivel del agua, evitando el inconveniente principal que es la

turbulencia del mar en la superficie. Esto la hace más estable que los buques

de perforación y por lo tanto más apropiadas para perforar en aguas

turbulentas. Los pontones tienen hélices motrices para ajustar su posición y

para moverse, aunque en general son remolcadas por barcazas y usan las

hélices para un posicionamiento más preciso. Una vez correctamente posicionada, la plataforma es anclada en el lugar,

aunque en aguas más profundas las hélices pueden seguir siendo usadas para mantener la posición por medio de un control

automático de posición. A diferencia de la plataforma de patas plegables, en este tipo de plataforma las BOPs se instalan

sobre el lecho marino, directamente conectadas al revestimiento del pozo. Instalar las BOPs es un proceso sumamente

complejo y se efectúa por medio de vehículos a control remoto (Remote Operated Vehicle, ROV) y cámaras marinas. Esto

permite que la plataforma pueda abandonar el pozo en caso de necesidad. Un conductor largo, flexible y telescópico,

llamado riser, conecta las BOPs a la plataforma, permitiendo circular al fluido de perforación y entrar y salir del pozo a la

sarta de perforación.

Tienen patas y apoyos huecos. Como los sumergibles, las patas son inundadas. Sin

embargo, se requieren anclas y / o impulsores y posicionadores para mantener el equipo

en posición. Cuando se emplean impulsores, se llaman de Posicionamiento Dinámico

(controlado por computador) Con este sistema se mantiene el equipo estable sobre el

pozo a perforar utilizan instalaciones sub marinas para control del pozo fluyendo – BOPs

BUQUES DE PERFORACIÓN.

Los Buques de perforación pueden perforar en aguas más profundas. Generalmente tiene su propio medio de propulsión y

viajan fácilmente de una a otra localización. Son sumamente móviles, pero no tan estables como las plataformas semi-

sumergibles, y por lo tanto no son aptos para perforar en aguas muy turbulentas. Un buque de perforación puede ser

anclado, o su posición mantenida mediante un control automático de posición parecido al de una plataforma semi-

sumergible.

Los Buques de perforación tienen exactamente el mismo equipo que las plataformas

semisumergibles, con las BOPs conectadas sobre el lecho marino. Para compensar el

movimiento del buque (al igual que en las plataformas semi-sumergibles) el riser

tiene una junta escualizable en el lecho marino que permite el movimiento

horizontal. La longitud de este riser es comúnmente el factor limitante en la

perforación en aguas profundas, antes de que llegue a sus límites de esfuerzo y

deformación. Son unidades flotantes costa afuera auto-propulsadas, emplean

sistema para control de reventones similares a los Semi-Sumergibles. Una Placa-Base

de acero con hueco central se posiciona en el lecho marino para indicar el sitio en

donde se perforará el pozo. Los equipos Semi-Sumergibles y Barcos Perforadores se

posicionan sobre la placa para comenzar la perforación del pozo a través de ellas.



PLATAFORMAS FIJAS

Las plataformas fijas son estructuras permanentes montadas especialmente cuando no se requiere movilidad. Típicamente

cuando múltiples pozos han de ser perforados para desarrollar y entrar a producir un campo. Pueden ser de dos diseños,

soportadas con pilotes o por gravedad. Una plataforma sostenida por pilotes consiste en una estructura de acero así

soportada por dichos pilotes clavados en el lecho del mar. Este tipo de plataforma es muy estable cuando hay mal clima,

pero es muy poco móvil. Usualmente se construyen en secciones separadas que son remolcadas separadamente hasta el

sitio y allí ensambladas. Las plataformas de tipo por gravedad son hechas en concreto, o acero, o en una combinación de

ambos. Tienen una base modular, la cual provee de sitio para lastre y almacenamiento, y sobre esta base van las columnas

verticales que han de soportar la mesa de

perforación. Normalmente son construidas

completamente y luego remolcadas y

lastradas en su posición definitiva.

Permanecen inmóviles una vez construidas

pueden perforar varios pozos desde una

misma localización pueden ser

autosuficientes o asistidos por barcazas

(chalanas) de servicio.

Tres tipos de Plataformas Fijas son:

Soportada sobre pilotes de Acero, Montada

sobre tubo conductor hincado, y Montada

sobre pedestal de concreto sumergido.

SISTEMAS BÁSICOS DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN

LOS 5 SISTEMAS MÁS IMPORTANTES EN UN EQUIPO SON:

1. Sistema de Potencia

2. Sistema de Levantamiento de Cargas

3. Sistema de Rotación

4. Sistema Circulante de Fluidos

5. Sistema de Prevención de Reventones

1. EL SISTEMA DE POTENCIA

Es el que genera la fuerza primaria, la cual debe ser suficiente para satisfacer las exigencias del sistema de levantamiento,

del sistema rotatorio y el sistema de circulación de los fluidos de perforación. Está constituido generalmente por motores

de combustión interna para suplir la fuerza o potencia que se requiere en el taladro. La transmisión de potencia puede ser

mecánica, eléctrica y electromecánica.

Se subdivide en dos partes:

1. Generación de Potencia

2. Transmisión de Potencia

• Transmisión Eléctrica

• Transmisión Mecánica



GENERACIÓN DE POTENCIA

La forma más común es el uso de Motores de Combustión Interna, estos motores son normalmente alimentados por

combustible Diesel. Su número depende del tamaño del equipo al que van a suminstrar la potencia, muchos equipos

modernos tienen 8 Motores de Combusitón Interna ó más.

TRANSMISIÓN DE PETENCIA

Transmisión Eléctrica

•La mayoría de los equipos en la actualidad utilizan esta forma de transmisión de potencia

•Los Generadores producen la electricidad que se transmite a los Motores Eléctricos a través de cables de

conducción eléctrica

Transmisión Mecánica

No es muy utilizada hoy día aunque todavía se emplea

en algunos equipos viejos, consiste de una serie de

correas, cadenas, poleas, piñones dentados y

engranajes. Se denomina también Sistema de

Transmisión Compuesta



2. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO DE CARGAS

Este sistema es esencial durante la perforación. Su función es sostener

en el hoyo o extraer de él pesadas cargas de tubos, por lo cual se

requiere un sistema de levantamiento robusto, con suficiente potencia,

aplicación de velocidades adecuadas, frenos eficaces y mandos seguros

que garanticen la realización de las operaciones sin riesgo para el

personal y el equipo.

Tiene varias funciones básicas:

Soportar el peso de la sarta de perforación, posiblemente

varios cientos de toneladas.

Llevar hacia adentro y hacia afuera, según el caso, la sarta de

perforación.

Mantener el peso aplicado sobre la broca durante la

perforación y el rimado.

Sobre la mesa del taladro siempre se estará soportando todo el peso de

la sarta de perforación, ya si la sarta está en cuñas o bien si la sarta está

colgada en la torre de perforación. El tamaño y la capacidad de carga del

taladro es el factor limitante para el peso de tubería que puede soportar

un taladro y por lo tanto la profundidad hasta la cual puede perforar.

EQUIPOS DE SOPORTE

Torre o Cabria.

Corona.

Encuelladero.

Plataforma o piso del taladro.

Subestructura.

Consola del Perforador.

EQUIPOS DE LEVANTAMIENTO

Malacate.

Bloque Corona.

Bloque Viajero

Gancho.

Cable de Perforación.

Cuñas.

Llave de Potencia

Top Drive

EQUIPOS DE SOPORTE

TORRE O CABRIA

Es la que proporciona soporte a la corona y al bloque viajero, quienes a su vez

sostienen, suben y bajan la sarta de perforación. Pueden ser: Portátil y

autopropulsada, montadas en un vehículo adecuado.

Sirven para la perforación, para el reacondicionamiento o limpieza de pozos.

La silueta de la cabria es de tipo piramidal y la más común y más usada es la

rígida, cuyas cuatro patas se asientan y aseguran sobre las esquinas de una

subestructura metálica muy fuerte. Tiene que ser fuerte para resistir además

las cargas de vientos que pueden tener velocidad máxima de 120 a 160 km/h.



CORONA

Es el medio por el cual se transmite el peso de la sarta de perforación a la torre. En la

corona o parte superior de la torre se encuentra una serie de poleas que forman el

bloque corona o fijo, el cual sostiene al bloque viajero. El cable de perforación es

corrido sobre las poleas hasta el tambor de levantamiento (parte del malaquete)

ENCUELLADERO (MONKEYBOERARD)

Es una Plataforma de trabajo ubicada al lado de la torre donde el encuellador organiza la tubería de perforación, su altura

depende del número de tubos conectados que se manejen en el taladro, por lo general tres (90 pies)

PLATAFORMA O PISO DEL TALADRO

Es el principal componente de rotación para girar y soportar la sarta de perforación; consistente de elementos de rotación

que permiten usar velocidades variables y a la vez soportar el peso de la sarta dentro del pozo.

Está colocada debajo de la torre y encima de la subestructura.

En ella se realizan la mayoría de las operaciones de perforación.



SUB ESTRUCTURA

Sirve de soporte a la torre y al equipo de perforación.

Diseñada para soportar grandes pesos: equipo de levantamiento, torre, mesa rotatoria, etc.

También proporciona espacio bajo el piso para instalar equipos de control de pozo.

CONSOLA DEL PERFORADOR

Constituye un accesorio que permite que el perforador tenga una visión general de todo lo que está ocurriendo en cada uno

de los componentes del sistema: presión de bomba, revoluciones por minuto de la mesa, torque, peso de la sarta de

perforación, ganancia o pérdida en el nivel de los tanques, etc.

Ubicada en el piso del taladro, cerca del malacate.

Provee al perforador de una visión general de lo que pasa en los componentes del sistema.

Se obtiene información sobre: Bombas de lodo, Presión de Bombas, Torque de la Mesa Rotatoria, Velocidad de la mesa,

Torque de las Llaves, peso suspendido, peso sobre la mecha



EQUIPOS DE LEVANTAMIENTO

MALACATE

Es el mecanismo de levantamiento en un taladro de perforación. Consiste de un winche de gran tamaño que enrolla y libera

el cable de perforación y así levanta o baja los componentes de la sarta y de las herramientas.

Ubicado entre las dos patas traseras de la cabria, sirve de centro de distribución de potencia para el sistema de

levantamiento y el sistema rotatorio. Su funcionamiento está a cargo del perforador. El carrete sirve para enroscar y

mantener arrollados cientos de metros de cable de perforación.

Sistema de Frenos: Constituido por un freno mecánico principal y uno auxiliar que pueden ser hidráulicos o eléctricos,

usados para mover lentamente o para detener la guaya de perforación. Posee un sistema de seguridad del Bloque Viajero

llamado Crown-o-Matic.

BLOQUE CORONA

Ubicado en la parte superior de la torre, y del mismo

pende el bloque viajero a través del cable.

A través del bloque corona se transmite el peso de la

sarta a la torre.



BLOQUE VIAJERO

Es un arreglo de poleas a través del cual el cable de perforación es manejado y sube o baja en la torre.

Permite levantar o bajar la sarta de perforación.

Proporciona los medios de soporte para suspender las herramientas

GANCHO

Debajo del bloque viajero, al cual va unido.

Sostiene la unión giratoria.

Sostiene el elevador durante el ascenso y descenso de la tubería de perforación.

CABLE DE PERFORACIÓN

Es un cable grueso de acero, organizado en un tambor o carretel que recorre la corona y el bloque viajero. Su propósito

primario es levantar o bajar dentro del pozo la tubería de perforación o el revestimiento. Es también usado para soportar

las herramientas de perforación



Se devana y desenrolla del carrete del malacate.

Enlaza los otros componentes del sistema de izaje como son el aparejo de poleas fijas ubicado en la cornisa de

la cabria y el aparejo del bloque viajero.

El cable de perforación, tiene que ser fuerte para resistir grandes fuerzas de tensión; tiene que aguantar el desgaste y ser

flexible para que en su recorrido por las poleas el tanto doblarse y enderezarse no debilite su resistencia; tiene que ser

resistente a la abrasión y a la corrosión. Al terminar su vida útil, debe reemplazarse.

CUÑAS

Mientras las conexiones se sueltan o se aprietan, la sarta de perforación tiene que ser sostenida en la mesa rotaria para

impedir que caiga al pozo. Esto se consigue usando las cuñas, que consisten en varios bloques de metal con un extremo

adelgazado unidos entre sí y con asas para su manejo. Se sitúan alrededor del cuello del tubo y se van bajando hasta que se

‘cierran’ dentro de la rotaria sosteniendo toda la tubería.

LLAVE DE POTENCIA

Permite desenroscar y enroscar la tubería de perforación durante los viajes (operaciones de sacar y meter tubería).



TOP DRIVE

En los taladros más modernos, la rotación y la swivel se han combinado en una sola unidad de Top Drive, la cual puede ser

operada eléctrica o hidráulicamente. En este caso la sarta de perforación se conecta directamente al Top Drive donde la

fuerza de rotación se aplica directamente y el lodo entra a la sarta de perforación en forma similar a como lo hace en una

swivel. Como la fuerza de rotación ya ha sido aplicada, no se necesitará ya de Kelly ni de Kelly-bushing.

La sarta de perforación y el ensamblaje de fondo reciben la energía para su rotación, desde un motor que va colgado del

Bloque Viajero. El equipo cuenta con un Swibel integrado, un manejador de tubería, el cual posee un sistema para enroscar

y desenroscar tubería, una cabeza rotatoria y válvulas de seguridad

3. SISTEMA DE ROTACIÓN

El sistema rotatorio es parte esencial del taladro o equipo de perforación. Por

medio de sus componentes se hace el hoyo hasta la profundidad donde se

encuentra el yacimiento petrolífero.

En sí, el sistema se compone de:

La mesa rotatoria

Swivel

El Kelly

La sarta o tubería de perforación

La barrena o mecha.



MESA ROTATORIA

Es el principal componente de rotación para girar y soportar la sarta de perforación; consiste de dos elementos de rotación

que permiten utilizar velocidades variables y a la vez soportar el peso de la sarta dentro del pozo.

Instalada en el centro del piso de la cabria, es la que transmite la

rotación a la sarta de perforación. Descansa sobre una base muy

fuerte, constituida por vigas de acero que conforman el armazón del

piso, reforzado con puntales adicionales.

Tiene dos funciones principales:

Impartir el movimiento rotatorio a la sarta de perforación y

sostener todo el peso de esta sarta mientras se le enrosca

otro tubo para seguir ahondando el hoyo

Sostener el peso de la sarta cuando sea necesario para

desenroscar toda la sarta en parejas o triples para sacarla

toda del hoyo.

SWIVEL

Entre la Kelly y el gancho está la swivel, la cual está conectada a la Kelly pero no rota con ella,

pues está conectada a la manguera por la cual entra el lodo y además impide que el gancho y el

bloque viajero también rotaran con la Kelly. La conexión a la manguera de lodo se hace a través

del tubo cuello de ganso.

Sus funciones más importantes son las de sostener pesadas cargas, girar su conexión con la Kelly

y resistir altas presiones de bombeo.

KELLY

La Kelly es una sección tubular de sección exterior cuadrada o hexagonal, por dentro de la cual el fluido de perforación puede pasar dentro de la tubería de perforación. Esta se conecta en la parte superior extrema de la sarta de perforación por medio del saver-sub o Kelly-sub. Este ‘sub’, más barato de reemplazar que la Kelly, impide que esta se desgaste con el continuo conectar y desconectar de la tubería. La Kelly, pasa a través del Kelly-bushing, que ajusta sobre la rotaria.

Kelly



LA SARTA O TUBERÍA DE PERFORACIÓN

Dicho simplemente la sarta de perforación está compuesta de tubería de perforación o dril-pipes, heavy walled, porta-

mechas o dril-collars, con una cierta cantidad de componentes menores y conecta los sistemas de superficie con la broca de

perforación.

Las funciones principales de la sarta de perforación son:

Proporcionar una vía desde la superficie hasta la broca para que el fluido de perforación se puede llevar bajo

presión.

Transmitir la rotación, aplicada en superficie, a la broca.

Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formación se rompa más fácilmente.

Proporcionar los medios para bajar y subir la broca de perforación dentro del pozo.

Todas las conexiones que se hacen desde la swivel hasta la parte superior de la Kelly son de rosca izquierda (en sentido

antihorario) y todas las demás son de rosca derecha (en sentido horario), pues dado que la rotación aplicada es en el mismo

sentido horario las conexiones tenderán a apretarse en vez de soltarse.

Todos los tamaños de tubería, sean tubería de perforación, botellas, collares o porta-mechas o revestimiento están

clasificados por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API) por su diámetro exterior. (Outside

diameter)(OD)

TUBERÍA DE PERFORACIÓN (DRILL – PIPE)

Este es el componente principal, en términos de longitud de la sarta de

perforación. Cada junta de tubería (llamada también ‘tubo’, ‘largo’, ‘sencillo’,

etcétera) de perforación, hecha en acero, comúnmente tiene una longitud de 9

a 11 metros, con una caja de conexión (Tool Joint), macho o hembra, la cual

está soldada en cada extremo de tal forma que se puedan enroscar entre sí

una tras otra. El hombro alrededor de cada caja de conexión tiene un

diámetro mayor pues así se ha dispuesto para dar mayor resistencia a las

conexiones.



La tubería de perforación se consigue en varios diámetros (OD) aunque el más utilizado es el de 5” (127 mm). El diámetro

interior de la tubería de perforación (Inside Diameter)(ID) varía de acuerdo al peso por unidad de longitud de cada tipo de

tubo, entre mayor sea el peso, menor será su diámetro interior. Comúnmente, el peso de la tubería de 5” más utilizada es

de 19.5 lbs/pie o 29.1 kg/m

HEAVY WEIGHT DRILL PIPE

La tubería con pared más gruesa es llamada comúnmente

‘heavy weight drill pipe’ o tubería de peso pesado. A esta

clase de tubería más pesada se le sitúa normalmente

directamente encima de los Drillcollars en la sarta de

perforación para obtener mayor peso y estabilidad. Al

igual que la tubería ‘standard’ los heavy weight drill pipe

(HWDP) se consiguen en diferentes diámetros e ID (inside

diameter) diámetro interior variable según su peso por

unidad de longitud. Los heavy weight drill pipe se

diferencian exteriormente porque tiene las cajas de

conexión(Tool Joints) más largas que la tubería normal.

Nótese que el heavy weight drill pipe tiene el mismo

diámetro exterior (OD) que el tubo estándar, y el mismo

diámetro interior (ID) que los drillcollars.

a) Lisa b) Espiral

DRILL COLLARS. (COLLARES, BOTELLAS, O PORTAMECHAS)

Los Drill collars son tubos de pared gruesa, rígidos y de alto peso que son la parte más importante del ensamblaje de fondo

(Bottom Hole Assembly)(BHA), posicionados entre la tubería de perforación y la broca.



Cumplen varias funciones importantes:

Proporcionar peso para la broca.

Proporcionar la resistencia para que los drill collars estén siempre en compresión.

Proporcionar el peso para asegurar que la tubería de perforación siempre se mantenga en tensión para evitar que

se tuerza.

Proporcionar rigidez o consistencia para que la dirección del pozo se mantenga.

Producir un efecto de péndulo, permitiendo que los pozos casi verticales puedan ser perforados.

Protegen la Sarta de perforación de Doblamiento y la Torsión Controlan la dirección y la inclinación de los pozos. Para perforar pozos rectos y pozos verticales. Reducen las “patas de perro”, asientos de llave y salientes. Aseguran que la sarta de revestimiento sea bajada exitosamente Mejoran el desempeño de la barrena. Reducen la perforación irregular, tubería pegada y brincos. Como herramientas de pesca, para pruebas de formación y en operaciones de

terminación del pozo.

Tipos de Drill collars:

BARRENA DE PERFORACIÓN

Mechas o Barrenas: Componente de la sarta de perforación que ejerce un efecto de corte sobre las formaciones. Sobre

ellas debe aplicarse peso mediante el uso de lastrabarrenas. El fluido de perforación ayuda a mover el ripio, enfría y lubrica

la mecha.



4. SISTEMA CIRCULANTE DE FLUIDOS

Ya se ha visto como el fluido de perforación, llamado comúnmente lodo, entra a la sarta d perforación a través de la Kelly o

del Top Drive. Existen muchas formas en las cuales el lodo ayuda a la perforación y de hecho es un elemento vital para la

perforación exitosa de un pozo.

Una función importante de este sistema es remover los cortes desde el hoyo a medida que se perfora.

Este sistema está constituido por:

Tanques

Bombas de lodo

Mangueras

Tuberías

Un sistema de eliminación de sólidos

El fluido de perforación viaja desde los tanques hasta la bomba de lodo, desde la bomba, expulsado a gran presión a través

del sistema, con el siguiente recorrido: conexiones superficiales, tubo vertical, manguera de perforación, unión giratoria



(Swivel), cuadrante (Kelly), tubería de perforación, lastrabarrena, barrena (orificios), espacio anular hoyo – sarta de

perforación, línea de retorno, y a través de los equipos de remoción de contaminantes de regreso al tanque de succión.

Tópicos a ver:

Área de Preparación de Lodo.

Equipos de Circulación.

Area de Acondicionamiento

AREA DE PREPARACIÓN DEL LODO

El lodo se prepara con un ensamblaje de equipos diseñados para tal fin:

Casa de Química: Donde se almacenan los aditivos usados en la preparación del fluido de perforación.

Tanque de Lodo: Es una serie de tanques abiertos, a través de los cuales el lodo es circulado para permitir que

arena y sedimentos se depositen y sean retirados. Aditivos son mezclados con el lodo y este es temporalmente

almacenado antes de ser bombeado nuevamente al pozo. Los tanques están divididos en compartimientos de

acuerdo a su uso: shaker pits, setting pits y suction pits.

Embudo de Mezclado

Para verter en el lodo aditivos en forma rápida.



Tanques para Agua

Para almacenar agua a ser utilizada en la preparación de lodo, de cemento y limpieza de taladro.

Piscina de Reserva

Es una piscina en la cual se guarda una reserva de fluido. Es también usada para

guardar residuos líquidos y se hace excavada en el suelo y cubriendo sus paredes

con arcilla o con membrana plástica impermeable para prevenir la contaminación

del suelo.

EQUIPOS DE CIRCULACIÓN

Movilizan el fluido de perforación a través del sistema de circulación:

Bombas de Lodo

Son el eje principal del sistema de circulación. Manejan grandes volúmenes de lodo a altas presiones.

Con pocas excepciones, las bombas de lodo siempre han usado pistones reciprocantes de desplazamiento positivo.



Existen tres tipos: Duplex, Triplex y Centrífugas, diferenciándose por el número de pistones y la forma es la Triplex, con la

cual se logran presiones más altas en un tiempo de respuesta menor. La centrífuga es utilizada en los agitadores, para

transferir lodo de un tanque a otro.

Bombas Dúplex

Estas tienen dos cilindros o cámaras, cada una de las cuales descarga lodo a presión alternativamente por ambos lados del

movimiento del pistón. Cuando se descarga en un sentido se llena de lodo la cámara vacía al otro lado del pistón. Cuando el

pistón regresa, descarga de este lado recién llenado mientras va llenando el otro.

Bombas Triplex

Tienen tres cilindros, pero a diferencia de las bombas dúplex, el

lodo se descarga sólo por un lado en la carrera hacia delante. En

cada cilindro el lodo se descarga por el movimiento de empuje del

pistón dejando el espacio tras el pistón vacío. Cuando el pistón va

regresando se vuelve a llenar de lodo la única cámara que será

vaciada al moverse el pistón nuevamente hacia delante.

Tanto las duplex como las triplex son comunes. Las duplex

generalmente son bombas de doble acción, es decir, bombean

tanto cuando el pistón se desplaza hacia adelante como cuando se

desplaza hacia atrás.

Líneas de Descarga y Retorno

Conectan las líneas que transportan el lodo bajo presión. Las líneas de descarga llevan el lodo fresco y tratado a la sarta. La

línea de retorno lleva al lodo conteniendo ripio y gases, desde la boca del pozo al área de acondicionamiento.

Tubo Vertical:

Tubo de acero que conecta la línea de descarga con la

manguera rotatoria para transportar el lodo hasta la unión

giratoria.

Manguera Rotatoria:

Manguera de goma con extremo fuerte y flexible, reforzada,

que conecta el tubo vertical con la unión giratoria.



ÁREA DE ACONDICIONAMIENTO

Equipos para acondicionar el lodo, eliminándole sólidos indeseables, incorporados durante la perforación.

Vibrador

Separa los ripios del lodo al hacerlo pasar (proveniente del hoyo) a través de una malla vibradora.

Desarenador (Desander):

Separa la arena del lodo de perforación.

Separador de Sólidos (Desilter):

Separa partículas pequeñas (provenientes de las

formaciones) que se encuentran en el lodo.

Desgacificador:

Permite la separación continua de

pequeñas cantidades de gas presentes en

el lodo. Se debe separar el gas del lodo, ya

que éste reduce el peso del lodo, la

eficiencia de la bomba y la presión

hidrostática ejercida por la columna del

lodo, e incrementa el volumen de lodo en

el sistema. Mientras más gas entre al

hoyo, aumenta la posibilidad de ocurrir

una arremetida o reventón.



4. SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONES

Durante las operaciones normales de perforación, la presión hidrostática a una profundidad dada, ejercida por la columna

de fluido de perforación dentro del pozo, debe superar la presión de los fluidos de la formación a esa misma profundidad.

De esta forma se evita el flujo de los fluidos de formación (influjo, patada, o kick) dentro del pozo.

Puede ocurrir sin embargo que la presión de los fluidos de

formación supere la presión hidrostática de la columna de

lodo. El fluido de formación, sea agua, gas o aceite entrará

dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo.

Una patada de pozo se define como un influjo controlable en

superficie de fluido de formación dentro del pozo. Cuando

dicho flujo se torna incontrolable en superficie esta patada de

pozo se convierte en un reventón.

Está formado por las válvulas impide reventones, cuya

función principal es controlar mecánicamente una

arremetida, que si no se controla a tiempo se puede

transformar en un reventón.

CONJUNTO DE BOPS

Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de

formación permanezca bajo control.

Esto se consigue con un sistema de válvulas preventoras (Blow Out Preventers) –BOPS-, el cual es un conjunto de válvulas

preventoras y cierres anulares (spools) directamente conectado a la cabeza del pozo.

El conjunto de BOPS debe poder:

Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una

explosión.

Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.

Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforación hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para

balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).

Permitir movimiento de la sarta.

VÁLVULA PREVENTORA ANULAR

Esta es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco

del pozo. Cuando se le aplica presión este sello se cierra alrededor del

tubo cerrando el espacio anular. Esta válvula tiene la ventaja de poder

ser aplicada progresivamente, y se cerrará sobre cualquier tamaño o

forma de tubería dentro del pozo. Así de podrá cerrar el pozo sin

importar si se cierra sobre la Kelly, o sobre tubería de perforación, o

sobre drillcollars. Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir

algunas herramientas de perfil irregular como estabilizadores o

drillcollars espiralados.



La válvula preventora anular permite también rotación y movimiento vertical lentos de la sarta de perforación manteniendo

el espacio anular cerrado. Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubería mientras se está controlando el pozo.

VÁLVULAS ‘RAM’

Estas difieren de las anulares en que el sello de caucho es

comparativamente mucho más rígido y cierra solamente alrededor de

formas predeterminadas. Están hechas para cerrase sobre objetos

específicos (como tubería de perforación o de revestimiento) o sobre un

hueco abierto (Blind Rams). Pueden estar equipadas con cuchillas que

puedan cortar tubería y cerrarse completamente sellando el hueco abierto.

(Shear/blind rams).

Válvulas ‘RAM’ para tubería o revestimiento.

Aquí las caras del empaque de caucho están moldeadas para sentar sobre el

diámetro exterior dado de una tubería. Estas RAM cerrarán exactamente

sobre dicha tubería, cerrando el anular. Si se está usando más de un

diámetro de tubería, la

BOP debe incluir RAMs para cada uno de dichos diámetros.

Estas RAM, llegando desde lados opuestos, son para cerrar completamente

el hueco. Pero si hay alguna tubería la aplastarán o cortarán si tienen

instaladas las cuchillas de corte (shear Rams) Estas Shear Rams son usadas

en BOPs submarinas de forma que el pozo pueda ser abandonado

temporalmente. Las Blind RAMs son usadas más generalmente en BOPs

ubicadas bajo la mesa del taladro.



EQUIPOS DE INTERES PARA LA INDUSTRIA PETROLERA

Fuente de vibraciones sísmicas SVS-30/120 TSV

Responde a las más modernas técnicas de prospección sísmica y puede ser utilizado en los más variados relieves.

Garantiza los trabajos en jornada continua.

Sistema de conducción electrónica de fuentes de señales sísmicas BUSV (M). Tiene como objetivo conducir los trabajos

con señales sísmicas de tipo electro hidráulico.

Posee una serie de funciones clásicas tales como:

• Dirección a control remoto para la verificación de la calidad de los perfiles vibradores;

• Biblioteca de svip-señales para métodos tradicionales y especiales de prospección por vibración sísmica;

• Estabilización de las características de amplitud y de fase de las señales de salida;

• Conexión exterior al sistema GPS;

• Compatible con los sistemas anteriores BUSV, BUSV MP y el Advanced II.



Equipos de hermetización

Para el taponado de pozos que trabajan sobre altas presiones. En su composición

toman parte la torre geofísica y una serie de equipos para la lubricación para

trabajar en pozos con presiones de 7 hasta 70 Mpa.

Torre de perforación VB-53M

Es un complemento de los equipos de perforación en campos petroleros y de gas. De fácil transporte y elevada

maniobrabilidad para el montaje Se complementa con medios de baja mecanización.



Plataforma OB-53M para equipos “Uralmash 3D-76”

Para la instalación de equipos de perforación tipo “Uralmash 3D-76” y “Uralmash 4D-76” con torre VB53x320 ó 4VVBx300.

Sirve también para el transporte, sin desmontaje, de equipos hasta otro punto de perforación.

Puente para el suministro al grupo de máquinas A-50M

Se utiliza para el almacenado de tubos durante los trabajos de reparación de pozos evitando el derrame de líquidos de los

pozos en tierra. Esta estructura garantiza el almacenado de:

• 5000m de tubos con ø hasta de 73 mm;

• 3000m de barras con ø hasta 125 mm;

• El izado del puente y situarlo en posición de trabajo;

• La posibilidad de izado con ayuda de una grúa cuando el sistema hidráulico esté averiado;

• La recolección de líquidos decantados de los tubos en reservorio acoplado;

• Grúas de defensa.



Plataforma tecnológica TP-20

Tiene como finalidad el transporte y distribución de equipo petrolero y de perforación (bloques de limpieza portadores de

soluciones de perforación, mini-refinerías, calderas y otros equipos). La plataforma garantiza un montaje móvil y

desmontaje de maquinaria.

Bloque compacto para sistemas de limpieza BKO

El bloque compacto para sistemas de limpieza y conservación de soluciones de perforación está compuesto por: un

reservorio básico con capacidad para 50 m3, acoplado en una plataforma tecnológica TP-20. En el reservorio van montados

equipos que garantizan 3 niveles de limpieza con soluciones de perforación así como también una mezcladora y los hidro-

monitores.

Equipo de dosificación por bombeo UND-1

Se utiliza para elevar el grado de productividad petrolera de los

estratos subterráneos a través de la inyección en el pozo de

diferentes soluciones.

El equipo es compacto y queda localizado en un

compartimiento cerrado aislado y protegido contra

explosiones e incendios. La manipulación de cada bomba es

automática y por separado.



Bloque compacto para el transporte de soluciones pesadas tipo APTR

Tiene como base un chasis MZKT o Kamaz para el transporte de soluciones tecnológicas pesadas con una densidad no

superior a los 1,5 gr/m3. Se utiliza en la reparación y perforación de pozos petrolíferos y de gas.

Bloque de bombas ACHF 1000-22DM 70

Se utiliza para la perforación y la expansión hidráulica de los estratos subterráneos. Cumple las funciones de un perforador

hidráulico y permite garantizar los gastos del torrente de líquido, presión y regulación a través de las dos bombas

localizadas en la plataforma.

Grifos esféricos

Garantizan una hermeticidad permanente en el tubaje tecnológico, en los gasoductos y sistemas de sumistro de gas (excluyendo las

centrales).



Bloque de reparación y roturación de pozos A-50M

Tiene como base la variante A-50M y es utilizado en la reparación y roturación de pozos petroleros y de gas así como pozos

de elevada presión a una profundidad hasta de 3500 m. Con este bloque se pueden ejecutar las siguientes operaciones:

• Descenso y ascenso de tubaje con bombas acopladas y respectivas mangueras;

• Perforación de vasos cementados, fresado, etc.;

• Taponamiento y otros trabajos que tienen que ver con averías de pozos;

• Instalación de bocas durante la roturación, reparaciones preventivas y correctivas de pozos petroleros y de gas;

La variante básica del bloque posee una grúa mono-disco con transmisión dentada, frenos de correa y manguito

neumático de encendido del tambor:

Ø del cable – 25 mm.

Mastro – telescópico, reclinable protegido con escudo.

Transmisión de mecanismos a través del motor del chasis Kraz-65101.



HERRAMIENTAS DE PERFORACION ESTABILIZADORES

Estos son unos tramos cortos de tubería,(Subs.) posicionados entre los drillcollars con el fin de mantenerlos centrados

dentro del hueco, mantener el pozo derecho y por medio de la acción de corte mantener el diámetro correcto en las

paredes del pozo. El diámetro completo del pozo se consigue con unas ‘Cuchillas’ montadas en el cuerpo del estabilizador,

las cuales pueden estar hechas de aluminio o caucho macizo, o más comúnmente, de acero con insertos de carburo de

tungsteno dispuestos en la caras cortantes. Los estabilizadores se pueden clasificar como de cuchillas rotantes o no

rotantes, o como de cuchillas espirales o rectas.

Razones para usar estabilizadores:

1. Se usan como el método fundamental para controlar el comportamiento direccional de la mayoría de las

herramientas de fondo.

2. Ayudan a concentrar el peso de la herramienta de fondo sobre la barrena.

3. Reducen al mínimo el doblamiento y las vibraciones que causan el desgaste de los acoples y dañan los

componentes de la herramienta de fondo tales como los MWDs.

4. Reducen el torque de perforación al evitar que haya contacto del collar con las paredes del pozo y los

mantiene concéntricos dentro del hoyo.

5. Ayudan a evitar el que la tubería se pegue por presión diferencial y también la formación de asientos de llave.

Tipos de Estabilizadores y Aplicaciones:

Camisa Reemplazable: Valioso en donde la logística es un problema

Cuchilla Soldada: Para Pozos diámetro grande y en formaciones blandas

Cuchilla Integral: Durabilidad máxima para aplicaciones rudas. Los de mayor uso en la actualidad

Camisa no rotaria: Para formaciones muy duras o abrasivas

Escariador de rodillos: Para formaciones duras



Rimadores (Reamers)

Los rimadores riman las paredes del pozo a un diámetro igual o inferior al de la broca y realizan una función similar a los

estabilizadores en cuanto que ayudan a estabilizar el ensamblaje de fondo y mantener el hueco con el diámetro completo.

Son usados generalmente cuando se experimentan problemas para mantener el pozo del diámetro de la broca, en

formaciones abrasivas, cuando a la broca se le desgasta el diámetro exterior. En forma similar, se utilizan si se sabe que en

el pozo existen ojos de llave, patas de perro, o escalones. El número y posición de las cuchillas rimadoras dictan la

clasificación del reamer. Por ejemplo, con tres cuchillas, se llama un reamer de 3 puntos. Si se le ubica hacia la base del sub

(como se muestra en la ilustración) se le llamara un reamer de tres puntos, cerca de la broca. Un reamer estabilizador

tendrá las cuchillas posicionadas en el centro del sub.

Hole opener (ensanchador)

Esta herramienta es similar a los under reamers, en la cual la acción de corte o rimado se logra por medio de conos

giratorios para ensanchar el diámetro del hueco. Pero a diferencia de estos, no van sobre brazos extensibles. Generalmente

son usados en secciones superiores de pozos donde se requieran diámetros grandes

Martillos (jars)

Los martillos son herramientas diseñadas para proporcionar golpes de alto impacto, en sentido hacia arriba o hacia abajo

sobre la sarta de perforación. La dirección para la cual se active el martillo depende del movimiento de la tubería cuando

ocurrió la pega. Un golpe hacia abajo se obtendrá si la tubería estaba quieta o moviéndose hacia arriba. Un golpe hacia

arriba se obtendrá si la tubería se está moviendo hacia abajo. La mayoría de las situaciones de pega resultan cuando la

tubería se está moviendo hacia arriba o cuando esta quieta, por lo tanto el martilleo hacia abajo es el más común.

Para liberar la tubería se necesita que el jar esté por encima del punto de pega, por esto se les ubica a los martillos en la

parte superior del ensamblaje de fondo (BHA), siempre arriba de los estabilizadores y otras herramientas de mayor

diámetro susceptibles a pegarse.

Los martillos pueden ser activados hidráulica o mecánicamente, pero ambos funcionan con el mismo principio. Este es que

el martillo consiste en un tubo de diámetro mayor el cual está unido a la sarta de abajo (la que está pegada) y un mandril de

diámetro inferior, unido a la tubería libre arriba, el cual puede deslizarse liberando una gran energía(aceleración y fuerza)

rápidamente bien sea hacia arriba o hacia abajo.



Llaves mecánicas de fuerza Las llaves más utilizadas en los trabajos del área de Perforación y Mantenimiento de pozos se describirán a continuación: Llave tipo “C” para tuberías de trabajo y lastrabarrenas.

Llave tipo “B” y “SDD” para tubería de trabajo, lastrabarrenas y tuberías de revestimiento. Ver figuras abajo.

Llaves hidráulicas

Las llaves hidráulicas pueden ser usadas en tuberías de producción, de perforación y de revestimiento, dependiendo del

modelo y tamaño que se requiera. Ver la siguiente figura

Llave de rolado y apriete Llave hidráulica TW 60



CUÑAS PARA TUBERÍA

La función principal de las cuñas para tubería es sostener la sarta de perforación a nivel de piso rotaria.

Ver la siguiente figura. Existen cuñas para:

Tuberías de producción

Tuberías de perforación

Tuberías de revestimiento

Lastrabarrenas.

Cuñas para tuberías de producción

Las siguientes figuras, ilustran los dos tipos de cuñas para tuberías de producción. Las cuñas de acción mecánica pueden ser

operadas con cargas hasta de 40 tons.

Las cuñas de rotaria

Para tuberías de perforación antes mencionadas, también pueden ser usadas en

tuberías lavadoras, lo único que varía es el rango de agarre de los dados, ya que el

diámetro de estas tuberías es mayor. Cuñas automáticas para tubería de perforación.

Cuñas para tuberías de revestimiento

Las cuñas para tuberías de revestimiento que se

utilizan actualmente son del tipo araña.

Cuñas para lastrabarrenas

Las cuñas para lastrabarrenas que se emplean en los trabajos de Perforación y

Mantenimiento de pozos son las que se muestran en la figura siguiente:



TREPANOS DE PERFORACION

INTRODUCCION

En la perforación Rotaria, el proceso de perforar un pozo en la corteza terrestre requiere el uso de un elemento cortante

que está constituido por la Mecha (Bit, Barrena, Trépano, Taladro). La selección y condiciones de operación de la Mecha

constituyen uno de los problemas más importantes que debe encarar el ingeniero de perforación, y para ello es muy

importante conocer los funcionamientos de diseño a fin de identificar las diferencias existentes entre las diferentes Mechas

disponibles en el mercado.

FUNCION

La Mecha constituye la herramienta básica de perforación y se utiliza para cortar y penetrar las formaciones

De acuerdo con su diseño, las mechas de perforación se clasifican en dos grupos que se describen en el siguiente cuadro:

Cada Barrena o Mecha tiene un diámetro específico que determina la apertura del hoyo que se intente hacer. Y como en las

tareas de perforación se requieren barrenas de diferentes diámetros, hay un grupo de gran diámetro que va desde 610

hasta 1.068 milímetros, 24 a 42 pulgadas, y seis rangos intermedios, para comenzar la parte superior del hoyo y meter una

o dos tuberías de superficie de gran diámetro. El peso de esta clase de barrenas es de 1.080 a 1.575 kilogramos, lo cual da

idea de la robustez de la pieza. El otro grupo de barrenas, de 36 rangos intermedios de diámetro, incluye las de 73 hasta

660 milímetros de diámetro, 3 a 26 pulgadas, cuyos pesos acusan 1,8 a 552 kilogramos.

La selección del grupo de barrenas que ha de utilizarse en la perforación en determinado sitio depende de los diámetros de

las sartas de revestimiento requeridas. Por otra parte, las características y grado de solidez de los estratos que conforman la

columna geológica en el sitio determinan el tipo de barrenas más adecuado que debe elegirse.

Generalmente, la elección de barrenas se fundamenta en la experiencia y resultados obtenidos en la perforación de

formaciones muy blandas, blandas, semiduras, duras y muy duras en el área u otras áreas.

Barrenas

Cortadore Fijos

PDC Diamante

Diamante Natural

TPS Diamante

Impregnado

Cono de Rodillos

Conos dentados

Conjinete de Rodillos

Insertos

Cojinete de Fricción



1. MECHAS DE PERFORACION DE CONOS DE RODILLOS DENTADOS

La Mecha de tres conos es, desde hace mucho tiempo, la más usada en las operaciones de perforación rotaria debido a que

utiliza una gran variedad de diseños de dientes y tipo de cojinetes que permiten su uso en muchos tipos de formación. Su

característica principal es la presencia de tres conos que giran alrededor de sus ejes a medida que la mecha lo hace sobre

fondo.

La acción de este tipo de barrenas depende básicamente de la descentralización de los conos. Esto hace que el cono se

detenga periódicamente cuando gira el trépano y raspa el fondo del pozo, tal como hacen las mechas de arrastre, lo cual

tiende a aumentar la velocidad de perforación en la mayoría de los tipos de formación. El ángulo de descentralización del

cono varía desde alrededor de cuatro grados para formaciones blandas, hasta cero grados para formaciones

extremadamente duras.

Nombres Alternativos - Barrena para Roca - Tri-Cone

Trépanos Tricónicos

Al comienzo había brocas de dos conos sin interferencia, y por lo tanto tenían la tendencia a empacarse (cuando los cortes

de perforación se amalgaman y endurecen alrededor de la broca) en formaciones blandas. Estas fueron sucedidas por las

brocas tricónicas, el tipo de broca más común actualmente usada. Están tienen 3 conos los cuales se van interfiriendo luego

limpiando entre sí, con filas de cortadores en cada cono. Los conos son principalmente de dos tipos: o bien dientes tallados

o de insertos de carburo de tungsteno (Tungsten Carbide Inserts, TCI) y pueden ser de varios tamaños y durezas de

acuerdo a las litologías previstas. Una gran cantidad de calor se genera por la fricción durante la perforación y este calor

debe ser disipado. El enfriamiento y la lubricación son funciones del fluido de perforación. Este sale por las boquillas o jets

que tiene la broca. Cada boquilla esta posicionada encima de cada cono, son reemplazables y pueden ser instaladas en

varios tamaños, siendo mayor la velocidad del lodo por la boquilla a medida que esta es más pequeña. Los tamaños de las

boquillas se expresan bien en milímetros o en treintaidosavos de pulgada. Si no se instala una boquilla, se conoce como

“boquilla abierta”, por ejemplo de 32 treintaidosavos, para el caso de brocas de 8½ “).

Las brocas tricónicas están clasificadas dentro del sistema desarrollado por la IADC (International Association of Drilling

Contractors):

Los trépanos de conos de rodillos están hechos básicamente por tres elementos principales. Estos son:

1. Agarraderas

2. Cortadores

3. Partes del componente

Agarradores Cortadores Partes del componente



TERMINOLOGIA DEL TREPANO

ACCIÓN DEL CONO.

A medida que el cono rueda en el fondo del pozo, una acción de raspado y excavado se ejecuta sobre la formación. Los

conos tienen más de un eje de rotación debido al número y alineación de las filas de dientes de corte, pero esto se halla

limitado por el efecto que tenga el peso de la sarta de perforación aplicado sobre la broca. La rotación se efectúa dentro de

la broca, en forma que los dientes van deslizando y excavando a medida que van girando. Este efecto es minimizado en el

diseño de brocas duras (pues los ejes de rotación de los conos son concéntricos) con el fin de reducir desgaste, pero aún así

en esta acción no hay rodamiento puro.

El efecto de deslizamiento produce un efecto de arranque, raspado y tallado controlado en la formación, que conduce a una

rápida y eficiente remoción de los cortes de formación producidos. Para formaciones blandas, el efecto de raspado se

mejora haciendo que los ejes de los conos no sean concéntricos. Esto lleva a una perforación más rápida y la cantidad de

raspado dependerá de la cantidad de alejamiento que tengan los ejes de los conos. En las brocas para formaciones blandas

este alejamiento de los ejes puede ser de ¼”, en aquellas para formaciones medias de 1/8”, y sin alejamiento para las de

formaciones duras.

Dientes

El tamaño, forma y separación entre los dientes afecta la eficiencia o rendimiento de la broca según la dureza de las

formaciones. El diseño de los dientes también determinará el tamaño y la forma de los cortes de formación producidos,

luego este factor debe tenerse en cuenta para la evaluación geológica de dichos cortes.

Para formaciones blandas, los dientes escogidos normalmente serán largos, delgados y ampliamente espaciados. Los

dientes entre más largos logran mayor penetración en la formación blanda. Esta mayor penetración se mantiene aunque el

diente se desgaste pues se mantiene agudo debido a que se ha hecho lo más delgado posible. El amplio espaciamiento

entre dientes impide el empacamiento de la formación blanda entre los dientes. La acción de corte se produce por tallado y

raspado y los cortes producidos serán grandes y angulosos.

Para formaciones de mediana dureza se usan dientes más cortos y son innecesarios los dientes largos. La longitud será tal

que consiga penetrar lo más posible al tiempo que el desgaste se mantenga en el mínimo posible. Un amplio espaciamiento

permite una eficiente limpieza, aunque el empacamiento no es una consideración tan importante como en las formaciones

blandas.

Dientes tallados

Nariz del cono

Cono

Insertos tallados

Jet o Boquilla

Retenedor de

Boquilla

Rosca

Fila media

Fila Interior Talón

Fila Talón



Para perforación en formaciones duras se usan dientes cortos y aún más anchos, los cuales producen un efecto de

aplastamiento y fragmentación más que de arranque y deformación en la roca. No se requiere espaciamiento entre los

dientes ya que los cortes producidos serán más pequeños, en menor concentración o volumen. Las ratas de perforación

serán menores.

Para formaciones más duras, aún más pocos y más pequeños dientes facilitan que los rodamientos puedan ser más grandes

y resistentes y así puedan soportar las grandes fuerzas necesarias para lograr el fallado físico de la formación.

TIPOS DE CORTADORES O DIENTES

Otro aspecto importante en el diseño de las mechas de conos lo representa el tamaño de los dientes lo cual tiene un gran

efecto sobre la acción de perforación del trépano. Para formaciones blandas se utilizan dientes largos y descentralizados, y

para formaciones muy duras, dientes pequeños con menor descentralización. Si los dientes son de carburo tungsteno, el

extremo se diseña en forma de cincel para formaciones blandas y en forma de semiesfera para formaciones duras.

Elementos de Corte – Cono Dentado

Dientes tallados y recubrimiento

Barrenas de Insertos

Dientes de insertos



Elementos de Corte - Inserto

Insertos de Carburo de Tungsteno

TIPOS DE COJINETES

Normalmente se utilizan tres tipos de cojinetes: el convencional o estándar, el sellado y el tipo “Jornal”. En los últimos años

se ha logrado una serie de mejoras en el diseño de los cojinetes, con el consiguiente aumento del uso de estas mechas de

conos.

Conos Dentados - Cojinete de Rodillos Cono Dentado/Inserto – Cojinete de Muñón



2.- MECHAS DE PERFORACION DE ARRASTRE

MECHAS DE PERFORACION DE DIAMANTES POLICRISTALINOS (PDC)

PDC (Barrena de Compactos de Diamante)

Las mechas de diamantes policristalinos (PDC) aparecieron en el mercado en los años 70. Su elemento cortante lo

constituye un disco o capa de diamante policristalino sintético, adherido a un substrato de carburo de tungsteno mediante

un proceso de alta presión y temperatura.

Las mechas PDC fueron diseñadas para obtener altas tasas de penetración en formaciones blandas, firmes y medianamente

duras, no abrasivas. Las mismas no pueden usarse en formaciones duras y abrasivas por el hecho de que los cortadores PDC

experimentan un excesivo desgaste mecánico, incrementado térmicamente por el calor generado por la fricción entre el

cortador y la formación.

CARACTERÍSTICAS

Perfil de corona

Además de doble cono usado en las mechas de diamantes, también se usan los perfiles de cono simple con diferentes

ahusamientos y perfiles se fondo plano.

Limpieza Hidráulica

Se realiza circulando los fluidos a través de orificios en las mechas con cuerpo de acero y a través de canales en la matriz de

carburo tungsteno.

TIPOS DE CORTADORES

En las mechas de PDC es importante considerar el tamaño, la forma, el número de cortadores usados y los ángulos de

ataque del cortador, los cuales dependen de las características de la formación que se va a perforar.

Elementos de Corte - PDC

Cuchilla

Boquilla

Área de hendedura de basura



MECHAS DE PERFORACION DE DIAMANTES NATURALES

Las mechas de diamantes naturales están constituidas por muchos diamantes colocados en una matriz de carburo de

tungsteno. Su mejor comportamiento lo obtienen en formaciones que no sean frágiles, de alta dureza y abrasividad.

En condiciones apropiadas de operación, solamente los diamantes entran en contacto con el fondo del pozo, lo que deja

una pequeña claridad entre la matriz y el fondo. Para dirigir el flujo sobre la cara de la mecha se abren los canales de la

matriz, de modo que parte del fluido esforzado entre ella y el fondo del pozo, lográndose así la limpieza y enfriamiento de

los diamantes.

Elementos de Corte – Diamante Natural

Diamantes Naturales

Tamaño

Forma

Calidad

TSP (POLICRISTALINO TERMICAMENTE ESTABLE)

Los trépanos TSP usan diamantes policristalinos estables térmicos como estructura cortante Una

vez más, éstos son los pedazos bastante pequeños, mientras yendo de aproximadamente 1 a 2

milímetros en el tamaño. Éstos son fijos para que ellos esquilen la formación realmente en lugar

del mecanismo moliendo usó por los momentos del diamante

naturales. Mostrado debajo es la orientación de los cortadores de

TSP a lo largo de las hojas o costillas.



Elementos de Corte – TSP

DIAMANTE IMPREGNADO

Los bits del diamante impregnados usan un diamante aun más pequeño, básicamente un gritsized, diamante que es fijo en

una matriz en las hojas. Esto lleva entonces lejos, exponiendo el nuevo diamante continuamente para hacer la corte.

Usando mismo el tamaño de la arenisca pequeño, obviamente el potencial para las proporciones altas de penetración es

limitado. Estos momentos tienden a taladrar en el rango de 1 a 5 pies por hora encendido promedio. Se imaginado debajo

es un diamante impregnado mordió con arenisca que es así multa que la estructura cortante en las hojas del pedazo no

puede verse.

Elementos de Corte – Impregnado

Cuchillas de Diamante impregnado

Estas brocas tiene una larga vida pues sus cortadores son muy duros y no hay rodamientos ni partes móviles. Los diamantes

industriales de origen natural empleados son colocados manualmente en diseños geométricos que cubren el fondo de la

broca, en forma redundante que permita el funcionamiento de la misma si hay rotura de alguno de ellos.

En las brocas PDC, los diamantes policristalinos son montados en una matriz de carburo de tungsteno. Los diamantes

realizan la perforación, o el corte, mientras el carburo de tungsteno los sostiene proveyéndoles de resistencia y rigidez.



Los cortadores de diamante comienzan su trabajo afilados y se desgastan manteniéndose afilados, mientras que la

mayoría de cortadores se desgasta con el uso. Esto y su vida más larga hacen extremadamente efectivas en costo para

perforaciones profundas y en formaciones duras y abrasivas. Dado que no tienen partes móviles, son económicas y

permiten altos regímenes de rotación (RPM), (mayores que los permitidos para brocas de rodamientos) producidos con

motores de fondo.

Tienen una larga vida, aunque las ratas de penetración (ROP) son generalmente menores. La distancia perforada tendrá que

ser mayor para justificar el alto costo que implican estas brocas.

La acción cortante de los diamantes es del tipo de fallamiento o pulverización. Lo cual produce cortes que son mucho más

finos que los producidos por una broca tricónica. Comúnmente apareciendo como una fina harina de roca, y algunas veces

hasta térmicamente alteradas debido al alto calor friccional generado. Esto hace que esta broca no sea muy útil cuando se

trata de evaluar una formación, pues la estructura y la forma de la litología se destruyen en alto grado. En forma similar, no

son sensibles a los cambios de formación (generalmente un cambio en la ROP es la primera indicación de un cambio en la

litología), se recalca nuevamente que estas brocas no producen cortes aptos para la evaluación geológica.

Las brocas de diamante tienen diferentes requerimientos operacionales que las brocas tricónicas. Generalmente tienen un

diámetro ligeramente menor que el tamaño de hueco para reducir desgaste durante los viajes para adentro y para fuera del

pozo.

MECANISMOS DE PERFORACIÓN

Falla a Esfuerzos de Compresión

Falla a Esfuerzo Cortante

Falla por Esfuerzo Cortante / Esfuerzo por Compresión



MECANISMO DE PERFORACIÓN VS TIPO DE BARRENA

CLASIFICACIÓN DE BARRENAS

Sistema TBG

La calificación de las brocas puede ser muy sencilla al definir la condición de los dientes, de los rodamientos y del calibre.

Este sistema se conoce como el sistema TBG, siendo los dientes y los rodamientos calificados en una escala de 1 - 8 y el

calibre en octavos de pulgada bajo el diámetro inicial.

(T)(Teeth)

Dientes 1 – Como nuevos

8 – Completamente gastados.

(B)(Bearing)Rodamientos

1 – Como nuevos

8.- Falla total

(G)(Gauge)Calibre

IG (In Gauge) En Calibre o la medida en octavos de pulgada del diámetro inicial menos el hallado al sacar la

broca.

Este sistema de calificación es muy básico que da una visión muy general de la condición de la broca, por ejemplo las hileras

interiores de dientes pueden tener un desgaste diferente de las hileras exteriores, pero en este sistema sólo hay lugar para

una descripción.

CLASIFICACIÓN DE BARRENAS DE LA IADC

Código IADC para Clasificación de Barrenas desgastadas

La International Association of Drilling Contractors (Asociación Internacional de Contratistas de Perforación), ha

desarrollado una metodología estándar para describir las barrenas usadas. Esta información es esencial para el análisis

detallado para la operación de las barrenas. La metodología está compuesta de un código de 8 caracteres que describe el

desgaste de la barrena y la razón por la que se sacó la barrena.

La importancia de la evaluación de las barrenas usadas radica en que de ella depende la mejor selección de la nueva mecha

que se utilizara para perforar futuros pozos en la misma área. La IADC ha adoptado un código para reportar el grado de

desgaste de la mecha en cuanto a:

1. Dientes

2. Cojinetes

3. Estructura del diámetro de la mecha(desgaste del calibre)

Desgaste de los dientes

Se calcula por la fracción de la altura del diente que ha sido desgastada y se reporta en octavos de desgaste. Esto se puede

hacer midiendo la altura del diente antes y después de la corrida de la mecha.

La estructura de corte se califica de 0 a 8 dependiendo del porcentaje de la estructura de corte que se perdió (0 = Intacta, 8

= 100% de desgaste).



Desgaste del calibre

Para determinar su magnitud se utiliza un medidor en forma de aro y una regla. La perdida de diámetro se reporta en

dieciseisavos se pulgada (1/16”). Cuando la mecha esta en el calibre o en su diámetro, sin sufrir desgaste del calibre, se usa

una “Y” (In Gage).

Estructura de Corte

Interior (todas las hileras interiores)

Estructura de corte exterior (únicamente

la hilera que determina el tamaño)



Cortador Fijo – Características Principales de Desgaste



CÓDIGO IADC PARA CLASIFICACIÓN DEL DESGASTE DE BARRENAS

Para Todas las Barrenas

BHA – Cambiar el ensamble de fondo de pozo

DMF – Falla del motor en el pozo

DSF – Falla de la sarta de perforación

DST – Prueba de la Sarta de perforación

DTF – Falla de la herramienta de fondo de pozo

RIG – Reparación del equipo de perforación

CM – Condición del lodo

CP – Punto para sacar núcleos

DP – Taponamiento del pozo

FM – Cambio de formación

HP – problemas de pozo

HR - Horas

PP – Presión de Bombeo

PR – Velocidad de perforación

TD – Profundidad total / Punto para tubería de

revestimiento

TQ - Torque

TW – Torque excesivo

WC – Condiciones climáticas

WO – Rotura de la sarta de perforación por fuga

hidráulica

IDENTIFICACION IADC

La siguiente tabla muestra la descripción de las mechas según el digito y la serie del código IADC



PROCESO DE SELECCIÓN DE BARRENAS

BARRENA DE COMPACTOS DE DIAMANTE POLICRISTALINO (PDC)

Ventajas

• Alta Velocidad de Perforación

• Potencial de Larga Vida

Consideraciones

• Daño por Impacto

• Abrasividad

• Estabilidad

BARRENA DE DIENTES

Ventajas

• Alta Velocidad de Perforación

• Buena Estabilidad

• Económica

Consideraciones

• Velocidad de Desgaste de Dientes

• Vida del Cojinete

BARRENAS DE INSERTOS

Ventajas

•Durabilidad de la Estructura de Corte

• Rango de Formaciones

• Tolerancia entre Capas

• Se puede dirigir y es estable

Consideraciones

• Velocidad de Perforación más Lenta

• Vida de los Cojinetes

BARRENAS DE DIAMANTE NATURAL E IMPREGNADO

Ventajas

• Muy Durable

• Capacidad para Roca Dura

• Riesgo de sufrir daño en contacto con residuos metálicos en el pozo

Consideraciones

• Velocidad de Perforación más lenta

• Sensibilidad a las RPM

• Aplicaciones de costo elevado

¿Cuál?



FLUIDOS DE PERFORACION

DEFINICIÓN:

El API define un fluido de perforación (F.P.) como un fluido de circulación

utilizado en perforación rotatoria para realizar cualquiera o todas las

funciones requeridas en una operación de perforación.

OTRA DEFINICIÓN:

Es un fluido de características físico-químicas apropiadas. Puede ser aire,

gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite, con diferente

contenido de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo, ni inflamable, pero sí

inerte a contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a cambios

de temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de

las operaciones y ser inmune al desarrollo de bacterias.

FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Los fluidos deben cumplir con funciones específicas que faciliten el avance de la perforación, minimizando problemas de

estabilidad del hoyo y problemas operacionales. Es responsabilidad del especialista realizar ensayos físicos – químicos de

acuerdo con las normas API para proceder a los ajustes necesarios que faciliten la consecución de los objetivos propuestos.

Funciones de los fluidos de perforación

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 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 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. Asegurar una evaluación adecuada de la formación.

10. Controlar la corrosión.

11. Facilitar la cementación y la completación.

12. Minimizar el impacto al ambiente.

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, es decir que se gelifican bajo condiciones estáticas. Esta característica puede

suspender los recortes mientras que se efectúan las conexiones de tuberías y otras situaciones durante las cuales no se

hace circular el lodo. 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.

La velocidad neta a la cual un recorte sube por el espacio anular se llama velocidad de transporte. En un pozo vertical:

Velocidad de transporte = Velocidad anular - velocidad de caída

(Observación: La velocidad de caída, la velocidad de transporte y los efectos de la reología y de las condiciones hidráulicas

sobre el transporte de los recortes se describirán detalladamente en otro capítulo.) El transporte de recortes en los pozos

de alto ángulo y horizontales es más difícil que en los pozos verticales. La velocidad de transporte, tal como fue definida

para los pozos verticales, no es aplicable en el caso de pozos desviados, visto que los recortes se sedimentan en la parte

baja del pozo, en sentido perpendicular a la trayectoria de flujo del fluido, y no en sentido contrario al flujo de fluido de

perforación. En los pozos horizontales, los recortes se acumulan a lo largo de la parte inferior del pozo, formando camas de

recortes. Estas camas restringen el flujo, aumentan el torque, y son difíciles de eliminar.

Se usan dos métodos diferentes para las situaciones de limpieza difícil del pozo que suelen ser encontradas en los pozos de

alto ángulo y horizontales:

a) El uso de fluidos tixotrópicos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen una alta

Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte (LSRV) y condiciones de flujo laminar.

Ejemplos de estos tipos de fluido incluyen los sistemas de biopolímeros como FLO-PRO®, y las lechadas de bentonita

floculadas tal como el sistema DRILPLEXTM de Hidróxido de Metales Mezclados (MMH). Dichos sistemas de fluidos de

perforación proporcionan una alta viscosidad con un perfil de velocidad anular relativamente plano, limpiando una

mayor porción de la sección transversal del pozo. Este método tiende a suspender los recortes en la trayectoria de flujo

del lodo e impide que los recortes se sedimenten en la parte baja del pozo. Con los lodos densificados, el transporte de

los recortes puede ser mejorado aumentando las indicaciones de 3 y 6 RPM del cuadrante de Fann (indicaciones de

LSRV) de 1 a 1 1/2 veces el tamaño del pozo en pulgadas, y usando el más alto caudal laminar posible.

b) El uso de un alto caudal y de un lodo fluido para obtener un flujo turbulento.

El flujo turbulento proporcionará una buena limpieza del pozo e impedirá que los

recortes se sedimenten durante la circulación, pero éstos se sedimentarán

rápidamente cuando se interrumpa la circulación. Este método funciona

manteniendo los recortes suspendidos bajo el efecto de la turbulencia y de las

altas velocidades anulares. Es más eficaz cuando se usan fluidos no densificados

de baja densidad en formaciones competente (que no se desgastan fácilmente).

La eficacia de esta técnica puede ser limitada por distintos factores, incluyendo

un agujero de gran tamaño, una bomba de baja capacidad, una integridad

insuficiente de la formación y el uso de motores de fondo y herramientas de

fondo que limitan el caudal.



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 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.

Rotación de la columna de perforación.

Las altas velocidades de rotación también facilitan la limpieza del pozo introduciendo un componente circular en la

trayectoria del flujo anular. Este flujo helicoidal (en forma de espiral o sacacorchos) alrededor de la columna de

perforación hace que los recortes de perforación ubicados cerca de la pared del pozo, donde existen condiciones de

limpieza del pozo deficientes, regresen hacia las regiones del espacio anular que tienen mejores características de

transporte. Cuando es posible, la rotación de la columna de perforación constituye uno de los mejores métodos para

retirar camas de recortes en pozos de alto ángulo y pozos horizontales.

2. CONTROL DE LAS PRESIONES DE LA FORMACIÓN

Como se mencionó anteriormente, una función básica del fluido de perforación es controlar

las presiones de la formación para garantizar una operación de perforación segura.

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. Pero esto

también incluye situaciones en las cuales se permite que los fluidos de la formación fluyan

dentro del pozo – bajo condiciones controladas. Dichas condiciones varían – de los casos en que se toleran altos niveles de

gas de fondo durante la perforación, a situaciones en que el pozo produce cantidades comerciales de petróleo y gas

mientras se está perforando. El control de pozo (o control de presión) significa que no hay ningún flujo incontrolable de

fluidos de la formación dentro del pozo. La presión hidrostática también controla los esfuerzos adyacentes al pozo y que no

son ejercidos por los fluidos de la formación.

En las regiones geológicamente activas, las fuerzas tectónicas imponen esfuerzos sobre las formaciones y pueden causar la

inestabilidad de los pozos, aunque la presión del fluido de la formación esté equilibrada. Los pozos ubicados en formaciones

sometidas a esfuerzos tectónicos pueden ser estabilizados equilibrando estos esfuerzos con la presión hidrostática.

Igualmente, la orientación del pozo en los intervalos de alto ángulo y horizontales puede reducir la estabilidad del pozo, lo

cual también se puede controlar con la presión hidrostática.

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).

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.

2. SUSPENSIÓN Y DESCARGA DE RECORTES

3.

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 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. Para lograr un control de sólidos

eficaz, los sólidos de perforación deben ser extraídos del fluido de perforación durante la

primera circulación proveniente del pozo. Al ser circulados de nuevo, los recortes se descomponen en partículas más

pequeñas que son más difíciles de retirar. Un simple método para confirmar la remoción de los sólidos de perforación

consiste en comparar el porcentaje de arena en el lodo en la línea de flujo y en el tanque de succión.

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. 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 polímeros naturales y sintéticos, el asfalto y la gilsonita, y los aditivos

desfloculantes orgánicos.

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 produce una multitud de problemas, incluyendo

bajas velocidades anulares, falta de limpieza del pozo, mayor carga de sólidos,

evaluación deficiente de la formación, mayores costos de cementación y

cementación inadecuada. 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.

Con lodos a base de agua, las diferencias químicas causan

interacciones entre el fluido de perforación y la lutita, las cuales

pueden producir (con el tiempo) el hinchamiento o el

ablandamiento. Esto causa otros problemas, tales como el

asentamiento y condiciones de agujero reducido. Las lutitas secas,

quebradizas, altamente fracturadas, con altos ángulos de buzamiento

pueden ser extremadamente inestables cuando son perforadas. La

insuficiencia de estas formaciones secas y quebradizas es

principalmente de carácter mecánico y normalmente no está

relacionada con las fuerzas hidráulicas o químicas.

Varios inhibidores o aditivos químicos pueden ser agregados para

facilitar el control de las interacciones entre el lodo y la lutita.



Los sistemas con altos niveles de calcio, potasio u otros inhibidores químicos son mejores para perforar en formaciones

sensibles al agua. Sales, polímeros, materiales asfálticos, glicoles, aceites, agentes tensioactivos y otros inhibidores de lutita

pueden ser usados en los fluidos de perforación a base de agua para inhibir el hinchamiento de la lutita e impedir el

derrumbe. La lutita está caracterizada por composiciones y sensibilidades tan variadas que no se puede aplicar

universalmente ningún aditivo en particular.

Los fluidos de perforación a base de petróleo o sintéticos se usan frecuentemente para perforar las lutitas más sensibles al

agua, en áreas donde las condiciones de perforación son difíciles. Estos fluidos proporcionan una mejor inhibición de lutita

que los fluidos de perforación a base de agua. Las arcillas y lutitas no se hidratan ni se hinchan en la fase continua, y la

inhibición adicional es proporcionada por la fase de salmuera emulsionada (generalmente cloruro de calcio) de estos

fluidos. La salmuera emulsionada reduce la actividad del agua y crea fuerzas osmóticas que impiden la adsorción del agua

por las lutitas.

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).

El tipo de procedimiento y método de completación determinará el nivel de protección requerido para la formación. Por

ejemplo, cuando un pozo está entubado, cementado y perforado, la profundidad de perforación permite generalmente una

producción eficaz, a pesar de los daños que puedan existir cerca del agujero. En cambio, cuando se termina un pozo

horizontal usando uno de los métodos de “completación en pozo abierto”, se requiere usar un fluido de “perforación del

yacimiento” – diseñado especialmente para minimizar los daños. Aunque los daños causados por el fluido de perforación no

sean casi nunca tan importantes que no se pueda producir el petróleo y/o gas, sería prudente tener en cuenta los posibles

daños a la formación al seleccionar un fluido para perforar los intervalos productivos potenciales.

Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación son los siguientes:

a) Invasión de la matriz de la formación por el lodo o los sólidos de perforación, obturando los poros.

b) Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del yacimiento, reduciendo la permeabilidad.

c) Precipitación de los sólidos como resultado de la incompatibilidad entre el filtrado y los fluidos de la formación.

d) Precipitación de los sólidos del filtrado del lodo con otros fluidos, tales como las salmueras o los ácidos, durante los

procedimientos de completación o estimulación.

e) Formación de una emulsión entre el filtrado y los fluidos de la formación, limitando la permeabilidad.

La posibilidad de daños a la formación puede ser determinada a partir de los datos de pozos de referencia y del análisis de

los núcleos de la formación para determinar la permeabilidad de retorno. Fluidos de perforación diseñados para minimizar

un problema en particular, fluidos de perforación del yacimiento diseñados especialmente, o fluidos de rehabilitación y

completación pueden ser usados para minimizar los daños a la formación.

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 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.

Altos valores de torque y arrastre, un desgaste anormal, y el agrietamiento por calor de los componentes de la columna de

perforación constituyen indicios de una lubricación deficiente. Sin embargo, se debe tener en cuenta que estos problemas

también pueden ser causados por grandes patas de perro y problemas de desviación, embolamiento de la barrena,

asentamiento ojo de llave, falta de limpieza del agujero y diseño incorrecto del conjunto de fondo. Aunque un lubricante

pueda reducir los síntomas de estos problemas, la causa propiamente dicha debe ser corregida para solucionar el problema.

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.

8. TRANSMISIÓN DE LA ENERGÍA HIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS Y A LA BARRENA

La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración (ROP), mejorando la remoción de

recortes en la barrena. Esta energía también alimenta los motores de fondo que hacen girar la barrena y las herramientas

de Medición al Perforar (MWD) y Registro al Perfora (LWD). Los programas de hidráulica se basan en el dimensionamiento

correcto de las tuberías de la barrena para utilizar la potencia disponible (presión o energía) de la bomba de lodo a fin de

maximizar la caída de presión en la barrena u optimizar la fuerza de impacto del chorro sobre el fondo del pozo. Los

programas de hidráulica están limitados por la potencia disponible de la bomba, las pérdidas de presión dentro de la

columna de perforación, la presión superficial máxima permisible y el caudal óptimo. Los tamaños de las tuberías se

seleccionan con el fin de aprovechar la presión disponible en la barrena para maximizar el efecto del impacto de lodo en el

fondo del pozo. Esto facilita la remoción de los recortes debajo de la barrena y ayuda a mantener limpia la estructura de

corte.



Las pérdidas de presión en la columna de perforación son mayores cuando

se usan fluidos con densidades, viscosidades plásticas y contenidos de

sólidos más altos. El uso de tuberías de perforación o juntas de tubería de

perforación de pequeño diámetro interior (DI), motores de fondo y

herramientas d MWD/LWD reduce la cantidad de presión disponible en la

barrena. Los fluidos de perforación que disminuyen su viscosidad con el

esfuerzo de corte, d bajo contenido de sólidos, o los fluidos que tienen

características reductoras de arrastre, son más eficaces para transmitir la

energía hidráulica a las herramientas de perforación y a la barrena.

En los pozos someros, la potencia hidráulica disponible es generalmente

suficiente para asegurar la limpieza eficaz de la barrena. Como la presión

disponible en la columna de perforación disminuye a medida que se

aumenta la profundidad del pozo, se alcanzará una profundidad a la cual la

presión será insuficiente para asegurar la limpieza óptima de la barrena. Se

puede aumentar esta profundidad controlando cuidadosamente las

propiedades del lodo.

9. ASEGURAR LA EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN

La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación

de perforación, especialmente durante la perforación exploratoria. Las

propiedades químicas y físicas del lodo afectan la evaluación de la formación.

Las condiciones físicas y químicas del agujero después de la perforación

también afectan la evaluación de la formación. Durante la perforación, técnicos

llamados registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la circulación del lodo

y de los recortes para detectar indicios de petróleo y gas. Estos técnicos

examinan los recortes para determinar la composición mineral, la

paleontología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta

información se registra en un registro geológico (mud log) que indica la

litología, la velocidad de penetración (ROP), la detección de gas y los recortes

impregnados de petróleo, además de otros parámetros geológicos y de

perforación importantes. Los registros eléctricos con cable son realizados para

evaluar la formación con el fin de obtener información adicional. También se

pueden obtener núcleos de pared usando herramientas transportadas por

cable de alambre. Los registros con cable incluyen la medición de las propiedades eléctricas, sónicas, nucleares y de

resonancia magnética de la formación, para identificar la litología y los fluidos de la formación las

Herramientas de LWD están disponibles para obtener un registro continuo mientras se perfora el

pozo. También se perfora una sección cilíndrica de la roca (un núcleo) en las zonas de producción

para realizar la evaluación en el laboratorio con el fin de obtener la información deseada.

Las zonas productivas potenciales son aisladas y evaluadas mediante la realización de Pruebas de

Intervalo (FT) o Pruebas de Productividad Potencial de la Formación (DST) para obtener datos de

presión y muestras de fluido.



Todos estos métodos de evaluación de la formación son afectados por el fluido de perforación. Por ejemplo, si los recortes

se dispersan en el lodo, el geólogo no tendrá nada que evaluar en la superficie. O si el transporte de los recortes no es

bueno, será difícil para el geólogo determinar la profundidad a la cual los recortes se originaron. Los lodos a base de

petróleo, lubricantes, asfaltos y otros aditivos ocultarán los indicios de hidrocarburos en los recortes.

Ciertos registros eléctricos son eficaces en fluidos conductores, mientras que otros lo son

en fluidos no conductores. Las propiedades del fluido de perforación afectarán la medición

de las propiedades de la roca por las herramientas eléctricas de cable. El filtrado excesivo

puede expulsar el petróleo y el gas de la zona próxima al agujero, perjudicando los

registros y las muestras obtenidas por las pruebas FT o DST. Los lodos que contienen altas

concentraciones iónicas de potasio perjudican el registro de la radioactividad natural de la

formación. La salinidad alta o variable del filtrado puede dificultar o impedir la

interpretación de los registros eléctricos.

Las herramientas de registro con cable deben ser introducidas desde la superficie hasta el

fondo, y las propiedades de la roca se miden a medida que las herramientas son retiradas

del pozo. Para un registro con cable óptimo, el lodo no debe ser demasiado denso y debe mantener la estabilidad del pozo y

suspender cualesquier recortes o derrumbes. Además, el pozo debe mantener el mismo calibre desde la superficie hasta el

fondo, visto que el ensanchamiento excesivo del diámetro interior y/o los revoques gruesos pueden producir diferentes

respuestas al registro y aumentar la posibilidad de bloqueo de la herramienta de registro.

La selección del lodo requerido para perforar un núcleo está basada en el tipo de evaluación a realizar. Si se extrae un

núcleo solamente para determinar la litología (análisis mineral), el tipo de lodo no es importante. Si el núcleo será usado

para estudios de inyección de agua y/o humectabilidad, será necesario usar un lodo “suave” a base de agua, de pH neutro,

sin agentes tensioactivos o diluyentes. Si el núcleo será usado para medir la saturación de agua del yacimiento, se suele

recomendar un lodo suave a base de aceite con una cantidad mínima de agentes tensioactivos y sin agua o sal. Muchas

operaciones de extracción de núcleos especifican un lodo suave con una cantidad mínima de aditivos.

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. 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.



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.

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.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

INTRODUCCIÓN

Durante la perforación de un pozo, es de vital importancia mantener la

calidad del fluido dentro de los valores deseables y preestablecidos para

evitar los problemas de inestabilidad del hoyo. Sin embargo, es

necesario recordar que las propiedades de un fluido no son valores fijos,

sino que pueden ser ajustados durante el proceso de la perforación.

En consecuencia, es responsabilidad del especialista tomar muestra del

lodo a la entrada y salida del pozo para comparar valores y proceder a

efectuar los ajustes necesarios. En la siguiente gráfica se puede visualizar

el recorrido o ciclo del fluido durante la perforación de un pozo.



De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del fluido a mantener durante la perforación del

pozo son físicas y químicas.

PROPIEDADES FÍSICAS

A continuación se describen las principales propiedades físicas de los fluidos

DENSIDAD O PESO

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.

La densidad:

1. Debe ser tal que la presión hidrostática originada en cualquier punto del hoyo, sea mayor que la presión de la

formación en el mismo punto.

2. Puede variar de acuerdo a las necesidades del pozo.

3. En perforación, generalmente se expresa en lbs/gal.

La densidad se puede determinar utilizando una balanza de lodo.

VISCOSIDAD API

La viscosidad se define como la resistencia de un fluido al flujo. 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.

La viscosidad:

1. Debe ser tal que el F.P. sea capaz, a una mínima velocidad de ascenso, de

arrastrar los cortes de la barrena hacia la superficie.

2. No muy alta, ya que disminuiría la tasa de penetración y requeriría grandes

niveles de energía.

3. No muy baja, porque se necesitaría una gran velocidad de ascenso de fluido para arrastrar los cortes.

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.



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.

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:

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 FILTRADO API Y A HP –HT (ALTA PRESIÓN – ALTA TEMPERATURA)

El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las formaciones permeables, cuando

el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores:

Presión

Dispersión

Temperatura

Tiempo

Se mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los fluidos base agua y a alta presión (HP) y alta

temperatura (HT) para los fluidos base aceite. Su control depende del tipo de formación. En formaciones permeables no

productoras se controla desarrollando un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene alta concentración y dispersión

de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos de control de filtración. Por ello, es práctica efectiva usar bentonita

prehidratada para controlar el filtrado API.

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.

% 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.

% SÓLIDOS Y LÍQUIDOS

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.

PROPIEDADES QUIMICAS

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.

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.

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.

MBT (Methylene Blue Test) Es una medida de la concentración total de sólidos arcillosos que contiene el fluido.

EQUIPOS PARA DETERMINAR LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Para explicar los equipos que usan en el análisis de las propiedades del fluido su utilizan las normas del Instituto Americano del Petróleo (API) que clasifican las propiedades de los fluidos desde el punto de vista físico y químico. EQUIPOS PARA ENSAYOS FÍSICOS

BALANZA DE LODO

La balanza permite conocer, además de la densidad en lbs/gal y lbs/ pie3, la gravedad especifica y el gradiente de presión por cada mil pies Procedimiento de calibración

La calibración consiste en:

1. Llenar la copa de la balanza con agua limpia

2. Colocar la tapa sobre la copa y asentarla firmemente, pero en

forma lenta con un movimiento giratorio. Asegúrese que el exceso

de agua salga por el orificio de la tapa

3. Colocar el dedo pulgar sobre el orificio de la tapa y limpiar la

balanza con un trapo seco.

4. Colocar la balanza sobre el soporte y mover el cursor a lo largo del

brazo graduado hasta que la burbuja del nivel indique la

nivelación correcta

5. Leer la densidad o peso del agua en el lado izquierdo del cursor.

Esta debe ser de 8.33 en lbs/gal o 62.4 en lb/pc. En caso de no

obtener la densidad correcta, procédase a retirar el tornillo

ubicado en el extremo del brazo de la balanza para agregar o

quitar balines hasta lograr la calibración.



EMBUDO MARSH

El embudo se utiliza para determinar la viscosidad del fluido en segundos por cuarto de galón.

Procedimiento de calibración

La calibración consiste en:

1. Tapar el extremo del embudo con un dedo y verter

agua limpia a través del tamiz hasta que el nivel

coincida con la base del tamiz.

2. Sostener firme y recto el embudo sobre una jarra

graduada con indicación de ¼ de galón.

3. Retirar el dedo del extremo y medir con un

cronómetro el tiempo que toma en escurrir ¼ de

galón de agua a través del embudo. Este tiempo

debe ser de 26 segundos que es la viscosidad

embudo del agua.

VISCOSÍMETRO DE LECTURA DIRECTA

El viscosímetro se utiliza para determinar las propiedades reológicas del fluido, es decir, la viscosidad plástica, el punto

cedente y la fuerza de gel.

Descripción

Este aparato está constituido por un rotor que gira dentro de una taza mediante un motor eléctrico. Una caja de

velocidades, que actúa mediante un sistema de engranaje, hace girar el rotor a diferentes velocidades.

Al girar el rotor produce un cierto arrastre al bob. Este arrastre se mide mediante una balanza de torsión, que indica la

fuerza desarrollada en un dial graduado.



Procedimiento de calibración La calibración consiste en:

1. Medir la temperatura de calibración con el termómetro graduado a 0.1. Esta temperatura debe estar en el rango de la tabla de viscosidad versus temperatura que viene con el fluido de calibración.

Nota: Enfriar en un refrigerador en caso de que la temperatura se encuentre por encima del rango establecido.

2. Llenar la taza del viscosímetro con el fluido de calibración de 100 cps hasta donde lo indique la marca, con la temperatura ya ajustada en el rango de la tabla, y luego coloque la taza en el viscosímetro, haciendo coincidir el nivel del fluido con la marca que tiene el cilindro exterior (Rotor).

3. Encender el viscosímetro a 300 y 600 r.p.m por tres minutos en cada lectura. La lectura de 300 r.p.m. es la lectura teórica correspondiente a la viscosidad en cps. La desviación aceptada a 300 r.p.m. es ± 1.5 cps y la lectura de 600 r.p.m. debe ser dividida entre 1.98. La desviación aceptada de ± 2 cps

FILTRO PRENSA API

Los filtros prensas cumplen con las especificaciones API 13B-1 de la norma API para determinar el filtrado o pérdida de agua que pasa hacia la formación permeable cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Recomendación API recomienda verificar el tamaño y las condiciones de las empacaduras de los filtros prensa y cualquier fuga que pueda existir, sobre todo en el Filtro prensa HP-HT. FILTRO PRENSA HP – HT

Los filtros prensas cumplen con las especificaciones 13B-2 de las normas API para determinar el filtrado de los fluidos base aceite que pasa hacia la formación cuando el fluido es sometido a una presión diferencial.



Recomendación API recomienda verificar el tamaño y las condiciones de las empacaduras de los filtros prensa y cualquier fuga que pueda existir, sobre todo en el Filtro prensa HP-HT. PH-METRO

El pH-metro es un instrumento utilizado para determinar el pH de soluciones acuosas, midiendo el electropotencial generado entre el electrodo especial de vidrio y el electrodo de referencia. Procedimiento de calibración El pH-metro se calibra usando tres soluciones Buffer de pH 4, 7 y 10, respectivamente y el trabajo consiste en:

1. Lavar el electrodo con agua destilada y secarlo cuidadosamente con un trapo seco

2. Sumergir el electrodo en la solución Buffer de pH 7. Esperar la estabilización de la lectura y ajustar el pH-metro a 7.0

3. Repetir la operación para las soluciones Buffer de pH 4 y 10 4. Repetir el procedimiento con soluciones Buffer nuevas o que

tengan sus pH exactos. Si no se logra el ajuste deseado es indicativo de una contaminación en una o varias de las soluciones Buffer.

Recomendación: El electrodo debe estar siempre dentro de un recipiente que contenga una solución Buffer de pH 7, cuando el pH-metro no esté en uso.



KIT DE ARENA

Se utiliza para determinar el porcentaje en volumen de arena en los fluidos de perforación. Descripción El kit de arena está constituido por: un recipiente de 2.5” de diámetro con malla de bronce de 200 mesh; un embudo y una probeta graduada de 0 a 20 %, para leer directamente el porcentaje en volumen de arena. Recomendaciones:

Mantener limpio y seco cada componente del kit.

Verificar antes de realizar la prueba que el tamiz no esté obstruido. Retorta Se utiliza para determinar el porcentaje en volumen de sólidos y líquidos que contiene el fluido. Procedimiento de calibración El trabajo consiste en:

1. Llenar la cámara de lodo con agua 2. Colocar la tapa para que el exceso de agua salga por el

orificio de la misma 3. Armar y conectar la retorta al tomacorriente (110 V) La

cantidad de agua recolectada en el cilindro graduado debe ser igual a la cantidad de agua evaporada.



EQUIPOS PARA ENSAYOS QUÍMICOS CILINDROS GRADUADOS

Se usan para la recolección de líquidos obtenidos durante los ensayos físicos y químicos (Filtrado API, HP-HT, Retorna y Prueba MBT) Capacidad y tolerancia Como en el caso de otros materiales de vidrio también se pueden encontrar cilindros graduados con distintas capacidades y tolerancias.

Lectura Para tomar la lectura en un cilindro graduado es necesario conocer su capacidad y tolerancia. A continuación se ilustra el procedimiento PIPETAS GRADUADAS

Son recipientes diseñados para la transferencia de volúmenes conocidos de líquidos de un recipiente a otro. Tipos Existen diversos tipos de pipetas, siendo las más comunes las graduadas, las volumétricas y el cuentagotas. Con la figura siguiente se ilustran los diferentes tipos de pipetas:

Pipeta Volumétrica

Pipeta Graduada

Bureta



Uso Las pipetas volumétricas se usan cuando se requiere mayor exactitud en las medidas de volumen (Ej. Para medir el volumen de muestra en un procedimiento gravimétrico). La figura ilustra los pasos a seguir en el uso de la pipeta graduada

Exactitud La exactitud de una pipeta es una medida de cuánto se acerca su volumen al valor nominal reportado por el fabricante ENVASE ERLENMEYER

Se usa en el ensayo MBT. Este ensayo es el que permite determinar la concentración total de sólidos arcillosos que contiene el fluido. Lectura Viene graduado en porcentaje por volumen. El más utilizado es el de 250 ml.



PROBETA

La probeta se utiliza para determinar el porcentaje por volumen de arena que contiene el fluido. Lectura La lectura se expresa en porcentaje por volumen. La probeta viene graduada en escala de 0 a 20 % en volumen

VASO DE PRECIPITADO

El vaso precipitado tiene varios usos, se utiliza para mezclar soluciones, realizar ensayos de dureza, titulaciones, etc. Lectura Vienen graduados en mililitros y los más utilizados son los de 5 a 250 ml.

REACTIVOS QUÍMICOS

Son soluciones indicadoras, tituladoras y soluciones Buffer de pH, usadas en los ensayos químicos para determinar calcio, cloruros, alcalinidad, MBT, etc. De acuerdo al procedimiento correspondiente a cada caso.



FLUIDOS DE PERFORACIÓN MÁS COMUNES

Los fluidos de perforación más comunes, son medios de circulación que llevan los cortes perforados fuera de debajo de la broca, hasta el espacio anular y de allí a la superficie. Los diversos fluidos que son usados en la perforación rotaria son:

Aire-gas Espuma /fluidos aireados Lodos en base agua Lodos en emulsión de aceite Lodos en base aceite.

AIRE – GAS

Tiene ventajas económicas usar aire comprimido, gas natural, gas inerte o mezclas de aire y agua en áreas de rocas duras cuando hay pocas posibilidades de encontrar grandes cantidades de agua. Ventajas:

• Rata de perforación más alta que con cualquier otro fluido de perforación. • Más pies por broca. • Hueco de diámetro más exacto y menos desviado. • Continúas pruebas de formación (excluyendo formaciones a alta presión) • Corazonamientos sin contaminación. • Mejores trabajos de cementación. • Mejores trabajos de completamiento. • Sin peligro de pérdidas de circulación. • Sin afectar los shales.

Desventajas:

• No hay propiedades estructurales que transporten los cortes de perforación. • La mezcla puede ser explosiva con otros gases.(Posibilidad de explosiones en fondo e incendio) • Corrosión de la tubería. • Cortes muy finamente pulverizados y separados irregularmente del fluido. • Sin control de la presión. • Sin Torta de lodo. • Influjo de Fluidos de formación (Creando anillos de lodo y ocasionando pegas) • No hay efecto de boyancia (incrementando el peso en el gancho) • No hay enfriamiento ni lubricación.

ESPUMA O FLUIDOS AIREADOS.

Los fluidos en espuma se hacen inyectando agua y agentes espumantes en el aire o en una corriente de gas para crear una espuma viscosa y estable. También puede hacerse inyectando aire en un lodo con base en gel que contenga un agente espumante. La capacidad de transporte de las espumas viscosas depende más de la viscosidad que de la velocidad anular. Los fluidos aireados se hacen inyectando aire o gas en un lodo con base gel. Se usan para reducir la presión hidrostática (y así evitando la pérdida de circulación en presiones con baja presión) y para incrementar la rata de penetración.



FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA

Descripción En esta unidad se describen los fluidos de perforación convencionales base agua y su clasificación de acuerdo a su composición y efectos sobre los sólidos perforados. Introducción Los fluidos base agua son aquellos cuya fase líquida o continua es agua. Estos sistemas son muy versátiles y se utilizan por lo general para perforar formaciones no reactivas, productoras o no productoras de hidrocarburos. Los lodos en base agua consisten en una fase continua de agua en la cual están suspendidos arcilla y otros sólidos (reactivos e inertes). 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. EMULSIÓN

Definición Es una mezcla heterogénea de dos líquidos inmiscibles que requieren la adición de un agente emulsificante y suficiente agitación para mezclarse. Clasificación: Una emulsión puede ser directa o inversa. 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.

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 Clasificación Es importante señalar que una emulsión no está definida por la fase líquida que se encuentre en mayor proporción, sino por la fase que este en contacto con la formación. Por ejemplo: el Inteflow es un fluido de baja densidad que se formula con un porcentaje mayor de aceite que de agua. Sin embargo, este fluido no es una emulsión de agua en aceite sino que es una emulsión de aceite en agua. Fluidos base agua Es una emulsión directa de aceite en agua o simplemente, es un fluido cuya fase continua es sólo agua.



EFECTOS DE LOS FLUIDOS SOBRE LOS SÓLIDOS PERFORADOS

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. Fluidos dispersos: Estos fluidos contienen adelgazantes químicos Fluidos no dispersos: Al contrario de los fluidos dispersos, éstos no contienen adelgazantes químicos. En este caso, las arcillas agregadas o incorporadas encuentran su propia condición de equilibrio de una forma natural. Fluidos inhibidos y no inhibidos 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 lutíticas sensibles al agua. FLUIDOS NO DISPERSOS NO INHIBIDOS

Introducción Estos fluidos no contienen adelgazantes químicos ni iones inhibidores delutitas. En este caso, el volumen de los sólidos de baja gravedad es menor del 6% en peso. Dentro de esta clasificación se encuentran los siguientes tipos de fluidos:

Nativo o de iniciación (CBM) Ligeramente tratado Bentonita / polímeros Bentonita extendida

Fluido CBM (Clay-Bentonite- Mud) Son fluidos de iniciación que se formulan con agua y Bentonita; y por razones económicas es costumbre de campo reemplazar parte de la Bentonita por cal, lográndose de esta manera una lechada espesa de Bentonita y cal. Además durante la perforación se aprovechan las arcillas de la formación, las cuales ayudan a mejorar la capacidad de limpieza y suspensión del fluido. 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.



Preparación Es importante tomar en consideración el orden de mezcla para evitar el efecto inhibitorio del polímero sobre la Bentonita. El procedimiento de mezcla consiste en: Nota: El polímero debe ser agregado muy lentamente para evitar la formación de flóculos u “ojos de pescado” Características Estos fluidos se caracterizan por dar reología invertida, es decir, punto cedente mayor a la viscosidad plástica. Esta particularidad permite obtener altas tasas de penetración y alta capacidad de limpieza y suspensión. Entre las desventajas que ofrecen estos sistemas están:

No controlan en forma efectiva la pérdida de agua, por no utilizar adelgazantes químicos y porque su contenido de sólidos coloidales es bajo.

Atrapan aire fácilmente, por tener alto punto cedente. 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 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. Preparación Se agrega generalmente una (1) bolsa de dos libras del extendedor por cada cinco (5) sacos de Bentonita hasta alcanzar la viscosidad deseada, equivalente a agregar 1 libra del extendedor por cada 250 lbs de Bentonita. El procedimiento de mezcla consiste en: Recomendaciones:

El extendedor deben ser agregado muy lentamente, para evitar la floculación severa del sistema. Es importante que el calcio no exceda las 100 ppm, para evitar su efecto contaminante. Mantener en funcionamiento eficiente los equipos de control de sólido y limpiar con frecuencia la trampa de arena

para evitar el incremento de la densidad. En caso de un sobre tratamiento se debe diluir con agua, para disminuir la viscosidad del fluido.



FLUIDOS NO DISPERSOS INHIBIDOS

Introducción Estos fluidos no contienen adelgazantes químicos, pero si contienen iones inhibidores de lutitas, como: potasio (K), sodio (Na), calcio (Ca) o magnesio (Mg). Ion potasio (K) Este ion es el que posee mayor capacidad inhibitoria por su baja energía de hidratación y por su reducido tamaño (2.65ºA), motivo por el cual, se utiliza en la mayoría de los fluidos base agua, para incrementar su capacidad inhibitoria. Este ion es efectivo tanto en el desplazamiento de cationes monovalentes (Sodio) como de cationes divalentes (Calcio), lo cual es de suma importancia porque la mayoría de las lutitas hidratables son montmorillitas sódicas. El ion potasio inhibe el hinchamiento de las arcillas a bajas concentraciones (3 – 5% en peso), sin embargo a concentraciones mayores (>10% en peso) el hinchamiento comienza a aumentar, debido al incremento de la repulsión electrostática entre las capas de las arcillas por exceso de cationes. Estudios realizados han demostrado que la disminución de la hidratación y la dispersión de las arcillas resulta más efectiva cuando se mezcla potasio y polímeros no ionicos, que cuando se utiliza el ion solo. Como fuente primaria de potasio se utiliza básicamente el KCL. Advertencia Es posible que los inhibidores salinos como potasio, sodio, genere niveles no permisibles que conviertan al fluido en pasivo ambiental de costosa remediación, es decir, que el tratamiento de los ripios durante el proceso de biotratamiento podría resultar costoso. Tipos de fluidos no dispersos inhibidos Como ejemplo de estos fluidos se tienen los siguientes:

Agua salada MMH con KCL Poliglicoles con KCL Salinos

Fluidos de agua salada Estos fluidos se preparan con agua parcialmente saturada (concentración de sal > a 10000 ppm) y aditivos químicos que cumplen funciones específicas. Este tipo de fluido se caracteriza por dar alta viscosidad y alto filtrado y generalmente, se utiliza para perforar costa afuera, debido a la abundancia de agua salada. 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. Muestra típica La composición de una muestra típica de agua de mar (8.5 lb/gal) es la siguiente:



Ventajas:

Dan hoyos en calibre Previenen la dispersión de los sólidos perforados Se utilizan como fluidos de bajo contenido de sólidos con suficiente densidad

Desventajas:

Tienden a formar espuma superficial con mucha frecuencia Dan altas tasas de corrosividad Atrapan aire con mucha facilidad Resulta difícil emulsionar aceite para obtener lubricidad

MMH con KCL Estos fluidos son complejos de aluminio metálicos (Aluminio y Magnesio), que contienen bajo porcentaje de sólidos de baja gravedad (6% en peso). Su capacidad inhibitoria se incrementa con el agregado de una sal inorgánica, particularmente KCL. Los fluidos MMH, minimizan la transmisión de la presión de poro al mantener una presión diferencial sobre la cara de la formación, lo cual permite estabilizar la pared del hoyo. Preparación En la preparación y mantenimiento de este sistema no se recomienda utilizar ningún tipo de dispersante de carácter aniónico, como tampoco ningún aditivo común para controlar el filtrado que no sea almidón modificado. Tipos de aditivos Los aditivos que comúnmente se utilizan en la preparación de este sistema son:

Agua blanda (libre de calcio) Soda cáustica Bentonita Hidróxido metálico KCL Almidón modificado Densificante, según la densidad requerida

Recomendaciones: La Bentonita se debe agregar lentamente para lograr su máxima hidratación y dispersión Usos: Los sistemas MMH tienen aplicación especial en la perforación de pozos horizontales o con alto ángulo de inclinación. Ventajas Estos fluidos ofrecen las siguientes ventajas:

Trabajan con alto pH (>10.5) Reducen la hidratación de las arcillas. Dan reología invertida. Tienen una toxicidad y demanda de oxígeno biológica extremadamente baja. Dan hoyo en calibre en pozos verticales.

Desventajas Estos sistemas:

Son sensibles a cualquier aditivo común. Resultan un tanto complicado para lograr el control de su viscosidad. Dificultad en determinar la concentración de aluminio.



Poliglicoles con KCL Estos fluidos se formulan a base de poliglicerinas sintéticas de bajo peso molecular, que tienden a neutralizar la actividad química del agua por la presencia de múltiples oxidrílos, los cuales reducen la tendencia del agua a ser atraída por la formación. Estos sistemas tienen bajo nivel de toxicidad, son biodegradables y ofrecen prácticamente las mismas ventajas de los fluidos base aceite, con la diferencia de ser un fluido base acuosa, por esta razón se utilizan generalmente para perforar formaciones lutíticas sensibles al agua. Glicoles Son compuestos orgánicos que se derivan de los alcoholes, tienen gravedad especifica de ±0.94 y son muy efectivos para:

Mejorar la calidad de revoque Reducir el filtrado Ayudar a mantener la estabilidad del hoyo Minimizar la dispersión de ripios Reducir las pegas diferenciales

Algunos glicoles son solubles en agua y otros insolubles. Los solubles son de bajo peso molecular y se utilizan en concentración de ± 3 – 7 % en volumen para estabilizar formaciones reactivas, mientras que los insolubles son de alto peso molecular y se utiliza normalmente en concentración de ± 3 – 5 % en volumen para dar lubricidad, preparar píldoras especiales y solucionar problemas de atascamiento diferencial de tubería. Propiedades de los glicoles La propiedad principal de los glicoles es su punto de niebla o cloud point, es decir, temperatura a la cual deja de ser soluble en agua. Esta propiedad hace que el glicol soluble precipite y sea adsorbido por la matriz de lutita, cuando la temperatura del filtrado aumenta en el momento que éste, penetra a la formación. Nota: Los fluidos base poliglicoles disminuyen la capacidad de hidratación de las lutitas reactivas mediante los siguientes mecanismos de inhibitación:

Adsorción del glicol sobre la matriz de lutita. Por incremento de la viscosidad de la fase líquida.

El glicol es un agente viscoso que en solución aumenta la viscosidad del filtrado FLUIDOS DISPERSOS NO INHIBIDOS

Introducción Estos fluidos contienen adelgazantes químicos, pero no utilizan iones inhibidores de lutitas. En este caso, los adelgazantes van actuar sobre los sólidos arcillosos perforados, minimizando su dispersión. Dentro de esta clasificación se encuentran los fluidos lignosulfonato / lignito. Fluido Lignosulfonato / Lignito Estos fluidos se formulan a base de agua, soda cáustica, Bentonita, lignosulfonato, lignito y material densificante. Se preparan y mantienen con facilidad, pero son afectados fácilmente por cualquier contaminante común; en consecuencia, cuando se perfora con este tipo de fluido, se debe verificar constantemente los valores de alcalinidad (Pf / Mf), para detectar la presencia de cualquier contaminante que pueda efectuar adversamente las condiciones del fluido. La conversión a un fluido lignosulfonato es simple y se hace en la medida, que las condiciones del hoyo requieran. Se puede lograr a partir de un fluido de iniciación en una o varias circulaciones, o se puede preparar totalmente nuevo en los tanques de superficie, haciéndose el cambio de fluidos a hoyo desnudo o revestido



Características

Estos fluidos son muy versátiles y se utilizan frecuentemente para perforar formaciones no productoras y no reactivas.

Los lignosulfonatos / lignitos son poderosos adelgazantes químicos que imparten propiedades inhibitorias al sistema, sin embargo, hay que tener cuidado con un sobre tratamiento para evitar la pérdida de viscosidad y la formación de espuma, sobre todo cuando el fluido tiene baja densidad.

Estos sistemas sufren degradación termal, cuando permanecen bajo períodos de exposición prolongada a temperaturas mayores a 300º F. Además, requieren de un control efectivo de sólidos y del agregado continuo de soda cáustica diluida, para mantener el pH en el rango de 9.5 – 11.5.

En condiciones normales de perforación, estos sistemas funcionan bien en una relación de dos libras de

lignosulfonato por cada libra de lignito. Sin embargo, es conveniente en la medida que la temperatura aumenta ir cambiando la relación, puesto que los lignitos son más efectivos como controladores de filtrado a altas temperatura que los lignosulfonatos.

La lubricidad de estos fluidos se incrementa con aceites de bajo contenido aromático, teniendo el cuidado de no adicionar aceite, al mismo tiempo que se esté agregando el material densificante, para evitar su precipitación.

FLUIDO DISPERSOS INHIBIDOS

Introducción Los fluidos dispersos inhibidos utilizan adelgazantes químicos para dispersar los sólidos arcillosos perforados y también, iones inhibidores para evitar la hidratación y debilitamiento de las lutitas. Dentro de esta clasificación, se encuentran los fluidos de base calcio. Fluido de base calcio Estos fluidos se utilizan en áreas donde la hidratación y el hinchamiento de las lutitas causan una significativa inestabilidad del hoyo. En estos fluidos se mantienen mayores niveles de calcio solubles, para lograr un ambiente inhibidor y minimizar el hinchamiento de las arcillas. Existen dos tipos básicos de fluidos de base calcio:

Fluido de cal Fluido de yeso

1. Fluidos de cal Los fluidos de cal se preparan a partir de cualquier fluido base agua ligeramente tratado, con bajo contenido de sólido y baja viscosidad (+ 40 seg.). Es recomendable efectuar el cambio dentro del revestidor, inmediatamente después de regresar al fondo con mecha nueva. Conversión a fluido de cal: La siguiente tabla sirve de referencia para la conversión, a fluido de cal

La concentración de estos aditivos puede variar de acuerdo con la condición del fluido y su contenido total de sólidos, antes de la conversión. Si este contenido es alto, se debe diluir con agua para reducir la severidad del pico de conversión. Durante la conversión, se debe agregar más cal de la requerida para mantener un exceso en el fluido, con el fin de reemplazar el calcio absorbido por las lutitas perforadas. El exceso de cal se determina en base a la siguiente fórmula:



Control del pH Este control es muy importante para mantener el nivel apropiado de calcio libre: la solubilidad de la cal y el contenido de calcio soluble en el filtrado disminuyen a medida que el pH aumenta. En consecuencia la adición de soda cáustica limita, por consiguiente, la solubilidad de la cal y sirve para dar mínimas viscosidades y resistencias de gel. Contenido de calcio: El calcio en estos fluidos debe estar en un rango de 100 a 300 mg/L y es controlado por medio de la alcalinidad del filtrado (Pf) Clasificación De acuerdo con el rango de alcalinidad del filtrado y el exceso de cal, estos fluidos se clasifican en: Nota Las propiedades físicas de estos fluidos son fáciles de mantener, cuando los valores de Pf y el exceso de cal son más o menos iguales. Efectos de las altas temperaturas Las propiedades físicas de estos fluidos son afectadas a temperaturas mayores a 250ºF. En este caso el fluido se deshidrata y tiende a solidificarse haciéndose muy difícil el control del filtrado. Cuando las altas temperaturas de la formación imposibilitan el uso de los fluidos con alcalinidad intermedia y alta, se utilizan los fluidos de baja alcalinidad, cuando se estima perforar formaciones de anhidrita o yeso, o simplemente se espera un influjo de agua salada, se utilizan los fluidos de cal intermedia o alta. Indicadores de calidad Los fluidos de cal, generalmente se consideran en buenas condiciones, cuando el gel inicial es cero y el gel a los diez minutos también es cero o casi cero, y cuando las adiciones de cal no causan aumentos significativos de la viscosidad. Esto trae como ventaja, la disminución del efecto pistón o succión al bajar o sacar tubería. 2. Fluidos de yeso Estos fluidos, al igual que los fluidos de cal, se pueden preparar a partir de cualquier fluido base agua y particularmente de los nativos o de los de bajo pH ligeramente tratados. Comparación entre fluidos base calcio En relación con los fluidos encalados (base cal), estos fluidos muestran mayores niveles de calcio (600 a 1200 mg/L) y menores valores de alcalinidad (0.2 a 0.7 cc). Normalmente presentan una pérdida de filtrado mayor, la cual se controla con Carboxi-Metil-Celulosa (CMC). En este caso, la estabilidad térmica del fluido se ve limitada por el rango térmico del CMC. Conversión a fluido de yeso Los procedimientos para la conversión a un fluido de yeso, son exactamente iguales a los que se usan en la conversión a fluidos de cal. Es muy posible que durante la conversión se forme espuma superficial, lo cual no causa consecuencias de gravedad.



La conversión a un fluido base yeso, se hace de la siguiente manera: Aplicaciones Estos fluidos están diseñados para perforar, completar o rehabilitar pozos en yacimientos maduros, agotados o con fracturas naturales, donde las pérdidas de circulación constituyen un problema potencial. Generalmente los gradientes de presión en estos yacimientos están alrededor de 0.3 lpc/pie, equivalentes a densidades entre 5 y 6 lb/gal. Tipos Entre algunos de los fluidos comerciales de baja densidad están:

Inteflow®. Microburbujas (Aphrones). Base olefina o Poliglicol disuelto en agua y estabilizado con sulfatante.

1. Inteflow® Es una emulsión directa de aceite en agua, preparada con aceite mineral en fase interna y agua fresca en fase externa, estabilizada con un surfactante no tóxico biodegradable que le confiere a la emulsión densidades, que varían entre 6.9 - 7.2 lb/gal y estabilidad térmica cercana a los 300 ºF. El surfactante es utilizado en concentración de 20 lb/bbl y la relación aceite/agua puede variar entre 80/20 en un sistema sin densificar, a 40/60 en un sistema densificado Componentes: Este sistema de prepara con los siguientes aditivos:

Estabilidad En un sistema interflow estable, el 90% de las gotas de aceite emulsionada en el agua deben estar por debajo de los 10 micrones para mantener un mejor control sobre la calidad del fluido. Por tal razón, es importante realizar pruebas de distribución de partículas, utilizando para ello cualquier método conocido como: porosimetría o inyección de mercurio. Conversión a fluido aireado El sistema inteflow puede ser convertido a un sistema trifásico de fase continua, agua y donde las fases internas, gas y aceite, se encuentran dispersas en forma de burbujas y gotas separada de pequeño tamaño.



Ventajas Entre las principales ventajas que ofrece este tipo de fluido están:

Alta estabilidad térmica (±300 ºF). Proporciona buena lubricidad. Alta tasa de recuperación del fluido (>80%). Fácil de preparar y mantener. Neutraliza los efectos del H2S, por la presencia de la mono- etanolamina. Tensión interfacial ultrabaja, que aumenta la movilidad del crudo Mínimo daño a la formación (Fluido Drill-in)

Recomendaciones: Para lograr una buena mezcla en planta, es necesario tomar en cuenta los siguientes aspectos:

El aceite no debe ser agregado directamente al tanque de mezclado, sino adicionarlo a través de una conexión instalada en la succión de la bomba centrifuga.

El tanque de mezcla no debe tener agitadores ni descargas libres. En este caso, es recomendable descargar por las escopetas.

Una vez lograda la mezcla debe monitorearse con un analizador de tamaño de partículas, para asegurarse que el 90% de las gotas de aceite tengan un tamaño menor a 10 micrones.

Techar los tanques para evitar el agua de lluvia.

FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE ACEITE

Los lodos en base aceite consisten en una fase continua de aceite en la cual están suspendidos arcilla y otros sólidos. En los lodos de emulsión inversa el agua está suspendida en una fase continua de aceite. Descripción 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. LODOS EN EMULSIÓN DE ACEITE

Estos lodos son lodos en base agua que contienen aceite emulsificado disperso o suspendido en una fase continua de agua. Los lodos en emulsión son menos costosos que los lodos en base aceite, y poseen muchos de los beneficios de estos. EMULSIONES INVERSAS

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. Tipos Entre las principales emulsiones inversas utilizadas por la industria se tienen:



Características Estas emulsiones trabajan con una relación aceite/agua que varía por lo general entre 60:40 y 90:10, dependiendo de la densidad requerida Funciones Las emulsiones inversas son utilizadas para:

Perforar lutitas problemáticas utilizando el concepto de actividad balanceada Prevenir pérdidas de circulación en formaciones con bajo gradiente de presión Perforar hoyos con alto gradiente de temperatura Perforar hoyos direccionales Perforar formaciones de gases ácidos Perforar formaciones de anhidrita o de yeso Prevenir atascamiento de tubería Minimizar problemas de torque y arrastre

Formulación En la formulación de las emulsiones inversas se utilizan diversos aditivos químicos, cada uno de los cuales cumple con una función específica. Estos aditivos deben ser agregados de acuerdo al siguiente orden:

1. Aceite 2. Emulsificante 3. Cal 4. Humectante 5. Agua 6. Arcilla Organofílica 7. Sal 8. Material densificante

Nota: El uso del agente de control de filtrado es opcional y en caso de ser necesario debe agregarse después del humectante. 1. Aceite Las emulsiones inversas pueden ser formuladas utilizando una amplia variedad de aceites que deben tener, entre otras, las siguientes especificaciones:

Punto de anilina: Este está relacionado con el contenido aromático que contiene el aceite y debe ser mayor de 140ºF para reducir el desgaste en las empacaduras de goma, sellos y gomas de tuberías.

Punto de inflamación: Este debe ser mayor de 180ºF para reducir los riesgos de incendio en el taladro. Tipos Entre los diferentes tipos de aceites utilizados por la industria para formular emulsiones inversas, se tienen: Gas Oil El gas oíl era el aceite usado con mayor frecuencia para formular emulsiones inversas hasta 1998. Sin embrago, fue reemplazado definitivamente por los aceites minerales a partir de 1999, porque además de ser tóxico y contaminante por su alto contenido de aromáticos (alrededor del 25% v/v), impactaba la fauna acuática y retardaba la regeneración de la capa vegetal. Aceites minerales Estos aceites tienen gravedad especifica de 0.79 a 0.84 y coeficiente de lubricidad de más o menos 0.15. Son menos tóxicos a los organismos marinos por contener una fracción mínima de aromáticos (<1% v/v). Además de limpios son biodegradables y no producen olores desagradables como el gas oil. Los aceite minerales son costosos y a veces resultan incompatibles con algunos aditivos químicos.



Mineral VASSA VASSA (Venezolana de aceites y solventes, S.A.) desarrolla tres tipos de aceites minerales utilizados por la industria desde 1998 en la preparación y mantenimiento de los fluidos base aceite. Métodos de obtención Existen dos métodos para obtener este tipo de aceite

Tratamiento con Hidrógeno: Permite eliminar, en varias etapas, los componentes aromáticos mediante el uso de catalizadores muy activos a altas temperaturas y presión.

Tratamiento con Acido: Permite eliminar los componentes aromáticos con SO3 en forma gaseosa a través del H2SO4

Tipos De acuerdo al rango de viscosidad y destilación existen tres tipos de aceite mineral VASSA: El aceite mineral LP-70 es utilizado en la preparación de los fluidos base aceite de baja densidad y el LP-120 en los fluidos que tengan alto punto de inflamación y gran estabilidad térmica. El LP-90 representa un grado intermedio para completar una amplia gama que satisfaga los requerimientos de la más diversa variedad de condiciones de perforación. Aceite vegetal Greenoil (MR) Aceite vegetal esterificado derivado del aceite de palma. Este aceite no persiste en ambiente anaeróbico, como sedimentos del lago de Maracaibo y Delta del Orinoco, debido a su alta biodegrabilidad en condiciones anóxicas. Los cortes producto de la perforación con Greenoil pueden ser tratados en el campo aplicando la técnica de biorremediación, sin necesidad de airearlos con máquinas agrícolas, lo cual favorece una rápida regeneración de la capa vegetal. Este aceite es costoso y da excesiva reología a densidades mayores de 16.5 lb/gal. Aceite Sintético XP-07 Este aceite, de gravedad especifica 0.76, tiene como base una parafina de estructura lineal con mínima ramificación y un contenido insignificante de aromáticos (< del 1% v/v), cuya composición es una mezcla pura de alcano normal. Se utiliza para formular fluidos estables a temperaturas mayores a 300ºF, en áreas de alta sensibilidad ambiental 2. Emulsificante Este producto hace que el agua se emulsione en el aceite formando un sistema estable. Los emulsificantes utilizados en la preparación de los fluidos base aceite son aniónicos y solubles, tanto en agua como en aceite. Estos se activan con cal y se usan por lo general en concentración de 0.6 a 1.7 gal/bbl. El calcio soluble suministrado por la cal, permite la creación de un detergente que emulsiona las gotas de agua en la fase continua. Por ello los jabones de base calcio son emulsificantes primarios que se usan con bastante frecuencia en los fluidos base aceite. 3. Cal Tiene como función primaria hacer más efectiva la acción del emulsificante, y como función secundaria actuar como secuestrador de gases agrios (H2 S y CO2). El contenido de cal para las operaciones rutinarias de perforación debe ser de 3 a 5 lb/bbl, pero como protección contra las posibles arremetidas de H2S, los límites prácticos y seguros en la gran mayoría de los fluidos base aceite son de 5 a 15 lb/bbl. La contaminación masiva con el H2 S/CO2 consumirá grandes cantidades de cal y generará pequeñas cantidades de



CaS y CaCO3 como productos sólidos de la reacción. Por esta razón, cuando se tienen problemas con H2 S y CO2, se debe mantener una mayor concentración de cal que permita su remoción. Sin embargo, se debe evitar un excedente de cal muy elevado para no incrementar notablemente la viscosidad del fluido, debido a que la cal no disuelta actúa como un sólido más en el sistema. La prueba para determinar el contenido de cal en los fluidos base aceite es similar a la prueba de alcalinidad de los fluidos base agua, pero en éste caso a la muestra se le debe extraer el agua antes de hacer la titulación, la cual resulta moderadamente exacta. 4. Humectante Emulsionante no iónico o ligeramente catiónico que contribuye con la dispersión de los sólidos incorporados y a la vez permite mantenerlos humedecidos con aceite. Los productos químicos humectantes en aceite son las poliamidas, las aminas, los fosfatos orgánicos, los hidrocarburos sulfonatados, etc., y son bastantes efectivos como emulsificadores. Se utilizan generalmente en concentración de 0.1 – 1.0 gal/bbl 5. Agua Esta forma parte de las emulsiones inversas y facilita la solubilidad del cloruro de calcio utilizado para lograr el equilibrio de actividad entre el fluido y la formación. Además el agua ayuda a aumentar la viscosidad y la fuerza de gel. También contribuye al control del filtrado, debido a que se encuentra en pequeñas gotas dispersas y suspendidas en el aceite, actuando cada una de ellas como una partícula sólida. La adición de emulsificadores hace que el agua emulsifique en el aceite, formando un sistema estable. Durante la agitación inicial el agua se separa en pequeñas gotas y se dispersa en aceite. A medida que aumenta la agitación, las gotas se hacen más pequeñas y la emulsión se hace más estable. Entre más pequeñas sean las gotas de agua mayor será el área superficial y, por consiguiente, el área de contacto aceite/agua. La emulsión es más estable cuando se adiciona aceite en lugar de agua; debido a que el aceite aumenta la distancia entre las gotas de agua, mientras que el agua la disminuye. A mayor cantidad de agua mayor es la tendencia de que las gotas se unan y coalezcan. Las gotas grandes coalescen mas rápido que las pequeñas. 6. Arcilla Organofílica Estas arcillas se utilizan en concentración de 1.0 – 5.0 lb/bbl para incrementar la capacidad de suspensión y limpieza de los fluidos base aceite, al incrementar el punto cedente y la resistencia o fuerza de gel. Estas arcillas necesitan de un activador polar para desarrollar su máximo rendimiento. Los fluidos base aceite se caracterizan por tener menor capacidad de suspensión en comparación con la de los fluidos base agua, lo cual contribuye a acelerar el asentamiento de la barita, particularmente si esta humedecida por agua. . Tipos Entre los principales activadores polares usados por la industria están: agua, metanol, carbonato de propileno y glicerina, siendo el metanol uno de los más utilizado en los fluidos base aceite. 7. Sal Las sales inorgánicas tienen la habilidad de desarrollar fuerzas osmóticas de gran magnitud para deshidratar o balancear formaciones sensibles al agua, cuando se perfora con emulsiones inversas. Tipos de sales Para desarrollar fuerzas osmóticas en las emulsiones inversas se utilizan sales de cloruro de sodio y calcio. Tanto el cloruro de sodio como el cloruro de calcio se pueden obtener fácilmente y ninguno de los dos causa efectos notables en la reología del fluido. 8. Material densificante Entre los materiales utilizados para densificar a los fluidos base aceite, se tienen barita y orimatita, para densidades mayores a 13 lb/gal, y carbonato de calcio, principalmente el de origen dolomitico, para densidades menores a 12 lb/gal.



EMULSIÓN INVERSA REVERSIBLE (EIREMULSIÓN EIR)

Es una emulsión de agua en aceite que en presencia de ácido solubles en agua (alcalinidad negativa) puede convertirse en una emulsión directa (aceite en agua) y viceversa, debido a que el surfactante usado es resistente tanto a un ambiente alcalino como ácido. Esta ventaja proveerá una remoción bastante eficiente del revoque La EIR ha sido diseñada de manera tal que la fase externa puede transformarse en fase interna, permitiendo que la fase interna se convierta en la externa, originándose de esta forma una emulsión irregular o directa en lugar de ser invertida. Esto significa que después de perforar con un fluido que moja por aceite, las características de mojabilidad, pueden ser modificadas de forma tal que los cortes no quedan mojados por aceite. El emulsificante usado forma una emulsión inversa muy estable en presencia de materiales alcalinos, como la cal. Sin embargo, en presencia de ácidos solubles en agua se convierten en emulsificantes directos y forman emulsiones directas. La emulsión inversa puede pasar a directa agregando un ácido y revertir a emulsión inversa agregando una base. Ventajas La facilidad de convertir la emulsión inversa a directa por la adición de un ácido facilita la remoción del revoque, y el tiempo de remoción resulta menor que el requerido por una emulsión inversa convencional. Las emulsiones inversas no conducen la electricidad. Sin embargo, la EIR se transforma en un fluido conductor de la electricidad aceite en agua. La reversión se hace cambiando el pH en el momento adecuado. Las EIR proveen los beneficios de los fluidos base aceite para perforar y ofrecen las ventajas de los fluidos base agua en cuanto al menor impacto ambiental y menor daño a la formación. Formulación Estas emulsiones se formulan con aceite y salmuera en fase dispersa y pueden utilizar como densificante carbonato de calcio de origen dolomítico o barita. Una emulsión inversa reversible con una densidad de 12 lbs/gal y una relación aceite/agua de 75/25, se formula de la siguiente manera:



Propiedades obtenidas a 150ºF A continuación se muestran las propiedades obtenidas de una IER típica, de 12lb/gal y relación aceite / agua de 75/25

Emulsiones inversas comerciales Entre las emulsiones inversas comerciales más utilizadas por la industria están:

Recomendaciones generales Programa de perforación con emulsiones inversas En la planificación de la perforación de un pozo con un sistema de emulsión inversa, se hace necesario tomar en consideración las siguientes recomendaciones:

Mantener suficiente agitación antes de utilizar la emulsión. La mayoría de los productos necesitan períodos largos de mezcla a altos niveles de energía, para brindar buenas propiedades al sistema.

Disolver el cloruro de calcio en agua antes de agregarlo al sistema Después de mezclar barita se debe adicionar pequeñas cantidades de humectante, para ayudar a mantener

humedecido los sólidos con aceite. Mantener un punto cedente por encima de 10 lb/100 pie2 para asegurar la limpieza del hoyo Agregar emulsificante y cal cuando la estabilidad eléctrica sea menor de 500 voltios. No usar materiales como celulosa y celofán para controlar pérdidas de circulación, ya que se degradan con el

aceite Mantener la salinidad por debajo de 350000 ppm Evitar las velocidades anulares excesivas

Proyecto Final de Mecánica de Fluidos

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