Ingeniería Petrolera INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA UNIDAD TICOMÁN INGENIERÍA PETROLERA

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QUIM. ROSA DE JESÚS HERNÁNDEZ ÁLVAREZ.

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA UNIDAD TICOMÁN

INGENIERÍA PETROLERA

SEMINARIO

Ingeniería de Fluidos

“PROPIEDADES REOLÓGICAS Y TIXOTRÓPICAS REQUERIDAS PARA UN LODO BASE ACUOSA DE

NATURALEZA ARCILLOSA.”

TRABAJO FINAL

PARA OBTENER EL TITULO DE

Ingeniería Petrolera

PRESENTAN:

OLIVERA ALAMILLA ADRIANA TRUJILLO CARCAMO ARLETTE SELENE

ASESOR:

QUIM. ROSA DE JESÚS HERNÁNDEZ ÁLVAREZ.

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

de Fluidos

“PROPIEDADES REOLÓGICAS Y TIXOTRÓPICAS REQUERIDAS PARA UN LODO BASE ACUOSA DE

NATURALEZA ARCILLOSA.”

PARA OBTENER EL TITULO DE

Ingeniería Petrolera

OLIVERA ALAMILLA ADRIANA TRUJILLO CARCAMO ARLETTE SELENE

QUIM. ROSA DE JESÚS HERNÁNDEZ ÁLVAREZ.

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AGRADECIMIENTOS

A mi Padre:

Eres sin duda mi mayor ejemplo de vida, agradezco tu amor, cariño, compresión y apoyo pues en todo momento me has alentado a culminar mis proyectos y cumplir mis metas. Por haberme forjado como la persona que soy en la actualidad, todos mis logros son definitivamente gracias a ti. Sé que tu mayor preocupación siempre fue que terminara mis estudios y gracias a ti lo logre.

No hay palabras para agradecer tu esfuerzo y dedicación para que culminara esta etapa, gracias por siempre creer en mí. TE AMO PAPÁ.

A mi Madre:

Eres el pilar de nuestras vidas y definitivamente forjaste mi carácter para poder superar mis miedos y alcanzar mis metas. Siempre has estado en mis momentos más difíciles y me has apoyado para salir adelante ante cualquier situación.

Gracias por estar para mí en todo momento, por tu paciencia, dedicación y constancia, tu tiempo y apoyo emocional sin duda han sido el mejor regalo que me has dado, siempre serán mi motivación para seguir adelante y superarme cada día. TE AMO MAMÁ.

Todo lo que soy y todo lo que tengo es por y para ustedes.

A Tyrone I:

Fuiste mi primer cachorro y tu sola presencia era deslumbrante, me enseñaste que es un amor tan puro y verdadero. Tu mirada siempre fue sincera llena de alegría y amor, tu nobleza era extraordinaria, y si bien te llevaste un pedacito de mi corazón, sin duda me enseñaste más de lo que podría imaginar.

Siempre estarás en mi mente y mi corazón, te amo Tyrone I.

A Tyrone II, Floppy y Cora:

Gracias por despertarme todos los días con alegría para iniciar un nuevo día, son la felicidad de la familia. Su presencia es más importante de lo que se podrían imaginar, ustedes siempre iluminan nuestro día.

Aun si estaba enojada, triste o cansada el ver su emoción y felicidad al verme cambiaban por completo mi estado de ánimo.

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A Fernando H:

Eres una pieza clave en mi vida, siempre sacas la mejor versión de mí y sin duda eres una de mis motivaciones para ser cada día una mejor persona.

Gracias por motivarme y ayudarme a salir adelante, tus palabras de aliento y apoyo emocional siempre han sido claves en este proceso, crecimos y maduramos juntos y eso es invaluable.

Gracias por entenderme, gracias por tu apoyo y amor incondicional, eres la felicidad encajada en una sola persona TE AMO DEMASIADO.

A Arlette Selene:

Definitivamente eres y serás mi mejor amiga, agradezco que siempre me apoyaste, escuchaste y ayudaste en todo este proceso llamado ingeniería.

Has sido mi mano derecha durante toda esta etapa, te agradezco tu desinteresada ayuda y los buenos momentos que hicieron inolvidables todos estos años.

No pude escoger mejor amiga y compañera de equipo para culminar estos años de aprendizaje, errores, risas y alegrías.

CON AMOR, CARIÑO Y DEDICACION.

OLIVERA ALAMILLA ADRIANA.

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A Mis Padres y Hermanos:

Este camino lo iniciamos hace mucho tiempo y aunque fue difícil hoy por fin puedo decirles lo logramos. Gracias por acompañarme a lo largo de toda esta aventura y nunca dejarme sola. Gracias por los sacrificios, los desvelos, el trabajo y todo lo que tuvieron que pasar para que yo llegara hasta aquí. Sé que no fue fácil y les estaré eternamente agradecida por nunca haberse rendido.

No hay palabras suficientes para agradecerles el cariño y el apoyo que me han dado, pero quiero que sepan que todo lo que soy y lo que espero algún día llegar a ser es gracias a ustedes. Los amo.

A Mary Rodríguez:

GRACIAS…Por todo el cariño y apoyo incondicional que me has dado a través de los años y por hacerme ser una mejor persona, no existen palabras para decirte lo agradecida que estoy contigo y… por eso y mucho más. Te amo.

A Mi Lana:

Gracias por ser lo mejor de mi vida y por querer estar en ella, te agradezco las alegrías que me diste y todo el amor que tu mirada expresaba. Desde que te vi te amé, te amo ahora y te amaré siempre, mi niña.

Agradezco a mis familiares y a todas aquellas personas que me apoyaron de alguna forma para lograr este objetivo.

A Mis Amigos:

Con quienes tuve la dicha de trabajar y compartir estudios, gracias por las increíbles experiencias, anécdotas y lecciones de vida a lo largo de nuestra amistad, tantos episodios compartidos sin los cuales mi carrera no hubiera sido la misma.

Con todo mi amor y cariño.

TRUJILLO CARCAMO ARLETTE SELENE.

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Hacemos un agradecimiento especial a la ING.QUIM. HERNÁNDEZ ÁLVAREZ ROSA DE JESÚS por su valiosa ayuda desinteresada en la elaboración de este trabajo.

Damos gracias a todos los profesores que nos prepararon durante nuestra formación profesional.

Un agradecimiento al INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL por darnos la oportunidad de formarnos como profesionistas.

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PROPIEDADES REOLOGICAS Y TIXOTROPICAS REQUERIDAS PARA UN LODO BASE ACUOSA DE NATURALEZA ARCILLOSA.

INDICE

RESUMEN ... 13

ABSTRACT ... 14

OBJETIVOS ... 15

Objetivo General ... 15

Objetivos Específicos ... 15

JUSTIFICACIÓN ... 15

INTRODUCCIÓN ... 16

CAPITULO I. FLUIDOS DE CONTROL ... 17

1.1 Clasificación ... 17

1.2 Importancia de los fluidos de control ... 17

1.3 Fluidos de perforación. ... 18

1.3.1 Fluidos base agua ... 20

1.3.2 Fluidos base aceite ... 21

1.3.3 Fluido base aire ... 22

1.4 Lodo base acuosa de naturaleza arcillosa ... 23

1.4.1 Definición y estructura ... 24

1.4.2 Propiedades físico-químicas ... 25

1.4.2.1 Capacidad de intercambio catiónico ... 25

1.4.2.2 Capacidad de absorción ... 26

1.4.2.3 Hidratación e hinchamiento ... 26

1.4.2.4 Plasticidad ... 27

1.4.2.5 Tixotropía de la Bentonita ... 28

1.4.3 Clasificación de bentonitas ... 28

1.4.3.1 Bentonitas naturales altamente hinchables, sódicas ... 29

1.4.3.2 Bentonitas naturales poco hinchables, cálcicas ... 29

1.4.3.3 Bentonitas con activación alcalina y acida ... 29

1.4.3.4 Especificaciones que debe cumplir la bentonita para su aplicación en la Industria Petrolera ... 30

1.4.3.4.1 Bentonita no tratada ... 30

1.4.3.4.2 Bentonita tratada ... 30

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1.4.4.1 Transporte y/o acarreo de los recortes a la superficie ... 31

1.4.4.2 Suspensión de los recortes ... 31

1.4.4.3 Control de las presiones de la formación ... 31

1.4.4.4 Evitar la filtración ... 31

1.4.4.5 Mantener estable el agujero ... 32

1.4.4.6 Transmisión de energía hidráulica ... 32

1.4.4.7 Evitar la fricción ... 32

1.4.4.8 Permitir la toma de registros ... 32

1.4.4.9 Disminuir el peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento ... 32

1.4.4.10 Controlar la corrosión de la tubería dentro del pozo... 33

1.4.4.11 Evitar el daño a formaciones productoras ... 33

1.4.4.12 Formación de enjarre ... 33

1.4.4.13 Mantener los avances de perforación ... 33

1.4.4.14 Condiciones para el desarrollo de propiedades reologicas y tixotropicas en fluido base acuosa de naturaleza arcillosa y limitaciones. ... 33

CAPITULO II. PROPIEDADES Y PARAMETROS REOLOGICOS Y TIXOTROPICOS. ... 34

2.1 Reologia. ... 34

2.1.1 Conceptos básicos de la reologia ... 34

2.1.1.1 Esfuerzo de corte, Esfuerzo cortante ... 34

2.1.1.2 Velocidad de corte ... 34

2.1.1.3 Viscosidad aparente ... 35

2.1.1.4 Viscosidad efectiva ... 35

2.1.1.5 Viscosidad plástica ... 35

2.1.1.6 Punto cedente (pc) punto cedencia, punto de fluencia, (yp) ... 36

2.2 Tixotropía ... 36

2.3 Clasificación y descripción de los fluidos de acuerdo a su comportamiento reologico y tixotrópico ... 38

2.3.1 Fluidos Newtonianos ... 39

2.3.2 Fluidos No-Newtonianos ... 40

2.3.2.1 Fluidos Independientes del tiempo ... 40

2.3.2.1.1 Fluidos Plásticos de Bingham. ... 40

2.3.2.1.2 Fluidos Pseudoplásticos. ... 41

2.3.2.1.3 Fluidos Dilatantes. ... 41

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2.3.2.2 Fluidos Dependientes del tiempo ... 42

2.3.2.2.1 Fluidos Tixotrópicos. ... 43

2.3.2.2.2 Fluidos Viscoelásticos. ... 43

2.4 Modelos reológicos ... 43

2.4.1 Modelo de Newton ... 43

2.4.1.1 Determinación de las constantes reológicas y tixotrópicas ... 44

2.4.2 Modelo de Bingham. ... 44

2.4.2.1 Determinación de las constantes reológicas y tixotrópicas¡Error! Marcador no definido. 2.4.3 Modelo de Ley de potencias ... 45

2.4.3.1 Determinación de las constantes reológicas y tixotrópicas ... 45

2.4.4 Modelo de Ley de potencias modificado ... 45

2.4.4.1 Determinación de las constantes reológicas y tixotrópicas ... 46

CAPITULO III. DESARROLLO EXPERIMENTAL ... 47

3.1 Preparación de fluidos bentóniticos al 6%,8% y 10%. ... 47

3.2 Evaluación de la densidad. ... 49

3.3 Evaluación y comportamiento reológico- tixotrópico de los fluidos base acuosa de naturaleza arcillosa ... 50

3.4 Fluidos alcalinizados con sosa ... 53

CAPITULO IV. ANALISIS Y COMPARACION DE RESULTADOS. ... 55

4.1 Análisis y comparación de resultados de las diferentes concentraciones de lodos sin alcalinizar. ... 55

4.2 Análisis y comparación de resultados de las diferentes concentraciones de lodos alcalinizados. ... 59

CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 63

BIBLIOGRAFIA ... 64

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INDICE DE FIGURAS.

Figura 1.Bentonita sódica………..24

Figura 2. Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y sódica……….27

Figura 3.Respuesta de un fluido a la acción de un esfuerzo de corte…………38

Figura 4. Clasificación reológica de los fluidos………...39

Figura 5. Fluido Newtoniano………..40

Figura 6.Fluido Plástico de Bingham………41

Figura 7.Fluido Seudoplastico………...41

Figura 8.Fluido Dilatante……….42

Figura 9.Fluido Seudoplastico y Dilatante con Punto de Cedencia………42

Figura 10 .Fluido Reopéctico……….43

Figura 11. Bentonita previamente pesada………..48

Figura 12. Bentonita……….48

Figura 13. Probeta………48

Figura 14. Medición de agua 1.5 lts………...48

Figura 15. Agitación del fluido……….49

Figura 16. Lodo Bentonitico en Agitación……….49

Figura 17.Calibracion de la balanza de lodos………..50

Figura 18. Uso del viscosímetro de fann……….50

INDICE DE GRAFICOS. Grafico 1.Fluido Bentonitico base agua al 6% sin alcalinizar……….55

Grafico 2. Fluido Bentonitico base agua al 8% sin alcalinizar………56

Grafico 3. Fluido Bentonitico base agua al 10% sin alcalinizar……...…………..57.

Grafico 4.Fluido Bentonitico base agua al 6% alcalinizado………...….59

Grafico 5.Fluido Bentonitico base agua al 8% alcalinizado……….60

Grafico 6.Fluido Bentonitico base agua al 10% alcalinizado………..61

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RESUMEN.

Este trabajo de carácter teórico-experimental tiene como propósito conocer la importancia de las propiedades reológicas y tixotrópicas que debe cumplir un fluido de base acuosa de naturaleza arcillosa y los límites permisibles para el control de su calidad en los fluidos de perforación.

Durante la perforación de pozos se requiere de la elaboración de fluidos de control, los cuales se clasifican dependiendo de las operaciones requeridas en la construcción de un pozo petrolero como son: perforación, terminación y cementación.

Capítulo 1. Generalidades de los fluidos de perforación para poder conocer los tipos de fluidos y la importancia de la realización de estos, así como conocer la las propiedades del principal material a emplear en el lodo de perforación base acuosa de naturaleza arcillosa como es la mortmorionita y así definir sus principales funciones del lodo y desarrollar la importancia que cumplen en la industria petrolera.

Capítulo 2. Conocer las propiedades reológicas y tixotrópicas que debe tener el fluido base acuosa de naturaleza arcillosa para determinar su comportamiento y así saber la clasificación y descripción de un lodo Bentonitico mediante los diversos modelos que rigen su aplicación.

Capítulo 3. Metodología para realizar diversos fluidos de perforación base acuosa de naturaleza arcillosa, variando las concentraciones de bentonita para su evaluación reológica y tixotrópica.

Capítulo 4. Análisis de nuestros resultados mediante tablas y graficas con las diferentes concentraciones de bentonita, utilizando los cálculos obtenidos en laboratorio.

Capítulo 5. Conclusiones: En este capítulo se indica la conclusión por la cual el lodo de perforación base acuosa de naturaleza arcillosa a distintas concentraciones cumple con el comportamiento reologico-tixotropico para tener un buen control de lodo. Cumpliendo así con los objetivos propuestos en este trabajo escrito.

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ABSTRACT.

In this theoretical-experimental work, the purpose is to know the importance of the rheological and thixotropic properties that an aqueous base fluid of clayey nature must fulfill, all the permissible limits for the control of its quality in drilling fluids.

During the drilling of wells, the production of control fluids is required, which are classified depending on the operations required in the construction of an oil well such as: drilling, completion and cementing.

Chapter 1. Generalities of drilling fluids to be able to know the types of fluids and the importance of their realization, as well as to know the properties of the main material to be used in the clay-based drilling mud with a clay nature and thus define its Mud's main functions and develop importance play in the oil industry.

Chapter 2. Knowing the rheological and thixotropic properties that our clay-based aqueous base fluid must have to determine its behavior and thus know the classification and description of a bentonite mud through the various models that govern its application.

Chapter 3. Methodology for carrying out various clay-based aqueous drilling fluids, varying the concentrations of bentonite for their rheological and thixotropic evaluation by means of.

Chapter 4. Analysis of our results by means of tables and graphs with the different concentrations of bentonite, using the calculations expressed in the laboratory.

Chapter 5. Conclusions: This chapter indicates the conclusion by which the water-based drilling mud of clayish nature at different concentrations complies with the rheological-thixotropic behavior to have good mud control. Thus, fulfilling the objectives proposed in this written work.

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OBJETIVOS.

Objetivo General.

Determinar las propiedades y comportamiento reológicas y tixotrópicas que debe cumplir un fluido base acuosa de naturaleza arcillosa para tener un buen control y conocer el comportamiento del fluido en el pozo.

Objetivos Específicos.

1) Definir las propiedades reológicas y tixotrópicas que deben cumplir un fluido de perforación base acuosa de naturaleza arcillosa.

2) Conocer la concentración que debe emplearse para cumplir con los modelos matemáticos que rigen su aplicación en función de las propiedades reológicas tixotrópicas.

JUSTIFICACIÓN.

El fluido más empleado en la perforación es el de base acuosa con materiales de naturaleza arcillosa, que con el incremento de la profundidad y la presión de las formaciones se tornan más complejas es por eso que es de suma importancia conocer sus propiedades reológicas y tixotrópicas que debe de cumplir para tener un control del fluido y evitar una desestabilización del pozo.

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INTRODUCCIÓN.

Debido a que los hidrocarburos son actualmente la base económica, política y social de nuestro país es necesario conocer los elementos que se requieren para llegar a los yacimientos productores para su explotación optima, puesto que el petróleo y gas hasta el momento y por lo menos hasta que no se encuentre una fuente alterna viable que los sustituya seguirán teniendo un impacto altamente significativo en el desarrollo económico nacional.

Una de las funciones principales de los sistemas hidráulicos empleados en la perforación de la corteza terrestre consiste en mantener la limpieza del agujero a través de la remoción, transporte y acarreo de los sólidos procedentes de la formación a la superficie, para lo cual sus propiedades reologico-tixotropicas deberán desarrollarse y controlarse con la finalidad de que se realicen con éxito las operaciones referentes a la perforación.

Los fluidos de perforación son sistemas coloidales base agua o aceites, que bajo la acción de esfuerzos tienden a deformarse originando un determinado patrón de flujo, laminar, turbulento o tapón que representa un aspecto fundamental en las operaciones inherentes a la perforación.

Para que el fluido de perforación cumpla con las funciones de acarreo, remoción y suspensión es necesario mantener las propiedades reológico tixotrópicas mediante su continua evaluación a través del uso de viscosímetros rotacionales y otros dispositivos como el embudo Marsh que nos auxilia de forma rápida y eficaz en la obtención cualitativa de las condiciones de flujo del lodo.

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CAPITULO I. FLUIDOS DE CONTROL 1.1 Clasificación.

Clasificación de acuerdo con las etapas operativas.

De acuerdo a las etapas operativas que se requieren en la construcción de un pozo petrolero.

 Perforación.

 Terminación.

 Cementación.

 Reparación.

La realización de estas etapas requiere del conocimiento Geológico y Litológico predominante cada una de estas y su problemática para seleccionar los fluidos de control a usar para que con propiedades específicas pueda llevar a cabo su función. De los fluidos de control de acuerdo a las etapas operativas y el medio portador muestra la clasificación de acuerdo al comportamiento Reológico Tixotrópico.

Este trabajo se abocará a la primera etapa operativa que consiste en la perforación donde se emplean fluidos base acuosa, este fluido permite el contacto con las formaciones. Durante la terminación el contacto será con el yacimiento productor y durante la cementación se irán aislando las formaciones por medio de tuberías que integran un ducto que comunique el yacimiento productor con la superficie.

Es importante mencionar el comportamiento Reológico-Tixotrópico de un fluido debido a que forma una estructura gelatinosa que detiene a los recortes al detenerse el equipo de perforación y gracias a esta gelatinosidad al volver a circular se rompe la estructura con los sólidos aún suspendidos y vuelve a fluir normalmente. Esta magnitud y tipo de resistencia de estas estructuras tipo gel que forman el fluido de control, son de importancia para lograr la suspensión de recortes y material densificante, cuando el fluido se encuentra en reposo. Si los geles no tienen suficiente resistencia, los recortes y el material densificante se precipitarían al fondo. Pero una resistencia excesiva de estas estructuras también puede causar peligrosas complicaciones.

1.2 Importancia de los fluidos de control.

El agua es la sustancia más importante en el desarrollo de fluidos de perforación debido a que es el mayor componente en volumen. Incluso en lodos base aceite o espuma, el agua sigue jugando un papel importante en la elaboración de fluidos de perforación, implícita en la construcción de pozos petroleros debido a que sus características afectan cada paso de la operación de perforación desde

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su inicio hasta su terminación, la disponibilidad y contenido químico del agua debe ser considerado en la etapa de planeación.

En trabajos de Perforación de Pozos no se puede usar cualquier tipo de agua debido a que puede tener agentes contaminantes que impidan que los materiales y aditivos químicos desarrollen las propiedades requeridas para su aplicación, además se debe buscar un agua que no tenga agentes tóxicos no patógenos.

Cada proceso industrial requiere de unas características especiales del agua, exenta de determinados contaminantes. Para eliminarlos, el agua se somete a unos tratamientos de purificación; que, a su vez, los procesos industriales introducen en el agua nuevos contaminantes. Las técnicas de tratamiento de agua cubren una amplia variedad de procesos de purificación. Si el agua fuese siempre pura, o siempre tuviese una composición constante de los contaminantes presentes, su acondicionamiento para un uso industrial sería simple y uniforme. Sin embargo, esté no es el caso, y la variabilidad de las impurezas, junto con las alternativas diferentes de tratamiento que podemos elegir, cada una óptima para las condiciones determinadas, requieren una evaluación experta, basada en conocimientos especializados.

Es importante mencionar el comportamiento Reológico-Tixotrópico de un fluido debido a que forma una estructura gelatinosa que detiene a los recortes al detenerse el equipo de perforación y gracias a esta gelatinosidad al volver a circular se rompe la estructura con los sólidos aún suspendidos y vuelve a fluir normalmente. Esta magnitud y tipo de resistencia de estas estructuras tipo gel que forman el fluido de control, son de importancia para lograr la suspensión de recortes y material densificante, cuando el fluido se encuentra en reposo. Si los geles no tienen suficiente resistencia, los recortes y el material densificante se precipitarían al fondo. Pero una resistencia excesiva de estas estructuras también puede causar peligrosas complicaciones.

1.3 Fluidos de perforación.

Los primeros lodos de perforación, datan de 1914, cuando se definió como lodo:

“A una mezcla de cualquier arcilla, la cual quedaba suspendida en el agua por cierto tiempo”. Sin embargo es importante mencionar que debe ser un material arcilloso hidratable, que incrementa su volumen proporcionado la dispersión y suspensión de partículas sólidas procedentes de las formaciones perforadas e inherentes al fluido.

Según la API en general un fluido de control se define como: “Un fluido circulante, usado en la perforación rotatoria para ejecutar alguna o todas las funciones requeridas”.

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El fluido de perforación, también llamado lodo de perforación, tuvo que reunir ciertas condiciones, para el desarrollo de

las operaciones de perforación, transporte y suspensión de partículas procedentes de las formaciones perforadas e inherentes al fluido, lo que hiso posible realizar las operaciones de perforación de forma segura y econó

A continuación se muestra una tabla que muestra el desarrollo de los fluidos de perforación a través del tiempo hasta llegar a los fluidos que hoy en día se conocen como sintéticos y ambientales.

En las operaciones de perforación, se usan muchos tipos diferentes de sistemas de fluido de perforación base agua (lodos). Los sistemas básicos de fluido de perforación son generalmente convertidos en sistemas más complejos a medida que la profundidad y la temperatura y/o presión del pozo aumentan. Típicamente se usan varios tipos de sistemas de fluido de perforación en cada pozo. Varios factores claves afectan la selección del sistema o de los sistemas de fluido de perforación para un pozo específico.

El fluido de perforación más rentable para un pozo o intervalo debería estar basado en los siguientes criterios:

1990

• Agua y arcilla.

• No hay control de propiedades.

40's

• Agente densificante.

• Lodo base Agua.

50's

• Filtrado controlado.

• Polimeros celulosa.

70's

• Polimeros.

• Sistemas PHPA.

80's

• Aceites minerales.

• Compatibilidad con la formación.

90's

• Sinteticos.

• Ambiental.

El fluido de perforación, también llamado lodo de perforación, tuvo que reunir ciertas condiciones, para el desarrollo de propiedades para poder llevar a cabo las operaciones de perforación, transporte y suspensión de partículas procedentes de las formaciones perforadas e inherentes al fluido, lo que hiso posible realizar las operaciones de perforación de forma segura y econó

A continuación se muestra una tabla que muestra el desarrollo de los fluidos de perforación a través del tiempo hasta llegar a los fluidos que hoy en día se conocen como sintéticos y ambientales.

En las operaciones de perforación, se usan muchos tipos diferentes de sistemas de fluido de perforación base agua (lodos). Los sistemas básicos de fluido de perforación son generalmente convertidos en sistemas más complejos a medida temperatura y/o presión del pozo aumentan. Típicamente se usan varios tipos de sistemas de fluido de perforación en cada pozo. Varios factores claves afectan la selección del sistema o de los sistemas de fluido de perforación para un pozo específico.

fluido de perforación más rentable para un pozo o intervalo debería estar basado en los siguientes criterios:

Agua y arcilla.

No hay control de propiedades.

Agente densificante.

Lodo base Agua.

Filtrado controlado.

Polimeros celulosa.

Sistemas PHPA.

Aceites minerales.

Compatibilidad con la formación.

El fluido de perforación, también llamado lodo de perforación, tuvo que reunir propiedades para poder llevar a cabo las operaciones de perforación, transporte y suspensión de partículas procedentes de las formaciones perforadas e inherentes al fluido, lo que hiso posible realizar las operaciones de perforación de forma segura y económica.

A continuación se muestra una tabla que muestra el desarrollo de los fluidos de perforación a través del tiempo hasta llegar a los fluidos que hoy en día se

En las operaciones de perforación, se usan muchos tipos diferentes de sistemas de fluido de perforación base agua (lodos). Los sistemas básicos de fluido de perforación son generalmente convertidos en sistemas más complejos a medida temperatura y/o presión del pozo aumentan. Típicamente se usan varios tipos de sistemas de fluido de perforación en cada pozo. Varios factores claves afectan la selección del sistema o de los sistemas de fluido de

fluido de perforación más rentable para un pozo o intervalo debería estar

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En cada etapa de la perforación del pozo, la selección del lodo que se utilizará, tiene como antecedente el pronóstico de las condiciones que se encontrarán antes, como durante la perforación de las formaciones que serán atravesadas;

las zonas previstas con geopresiones; los problemas de estabilidad de las paredes del agujero; los costos que serán erogados por este concepto y los cuidados al medio ambiente.

1.3.1 Fluidos base agua.

Los fluidos base agua se utilizan en la perforación del tubo conductor del pozo.

Generalmente consisten de una mezcla sencilla de agua y bentonita o atapulgita, a fin de proporcionar viscosidad al fluido y ayudar en el levantamiento y sustentación de recortes perforados. Estos fluidos generalmente se desechan luego de perforar la longitud del conductor. Por esta razón debe hacerse hincapié en que no deben ser contaminantes.

El agua es uno de los mejores líquidos básicos para perforar, por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener, como calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades requeridas. Por esto es aconsejable disponer de análisis químicos de las aguas que se escojan para preparar el fluido de perforación. El fluido de perforación más común está compuesto de agua y partículas coloidales. Durante la perforación puede darse la oportunidad de que el contenido coloidal de ciertos estratos sirva para hacer el fluido, pero hay estratos tan carentes de material coloidal que su contribución es nula. Por tanto, es

.

Aplicación.

Capacidades de mezcla.

Intervalo superficial.

Bombas de lodo.

Intervalo intermedio.

Equipo de control de sólidos.

Intervalo productivo.

Método de completación.

Contaminación.

Tipo de producción.

Sólidos.

Arenas agotadas.

. Cemento. Geología.

Sal.

Tipo de lutita.

Anhidrita/yeso.

Tipo de arena.

Gases ácidos (CO2, H2S).

Permeabilidad.

Otros tipos de formación.

Datos de perforación.

Profundidad de agua. Agua de preparación.

Tamaño del pozo.

Tipo de agua.

Ángulo del pozo.

Concentración de cloruro.

Torque/arrastre.

Concentración de dureza.

Velocidad de perforación.

Peso del lodo. Problemas potenciales.

Temperatura máxima.

Problemas relacionados con la lutita.

Embolamiento de la Barrena.

Plataforma/equipo de perforación.

Tubería pegada.

Pérdida de circulación.

Capacidad limitada en la superficie.

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fuente del componente coloidal del fluido. La bentonita es un material de origen volcánico, compuesto de sílice y alúmina pulverizada y debidamente acondicionada, se hincha al mojarse y su volumen se multiplica. El fluido bentóniticos resultante es muy favorable para la formación del revoque o enjarre sobre la pared del hoyo. Sin embargo, a este tipo de fluido hay que agregarle un material pesado, como la baritina (preparada del sulfato de bario), para que la presión que ejerza contra los estratos domine las presiones subterráneas que se estiman encontrar durante la perforación. Para mantener las características deseadas de este tipo de fluido como son: viscosidad, gelatinización inicial y final, pérdida por filtración, pH y contenido de sólidos, se recurre a la utilización de sustancias químicas como quebracho, soda cáustica y silicatos.

1.3.2 Fluidos base aceite.

Para ciertos casos de perforación, terminación o reacondicionamiento de pozos se emplean fluidos a base de petróleo o de derivados del petróleo. En ocasiones se ha usado crudo liviano, pero la gran mayoría de las veces se emplea Diesel u otro tipo de destilado pesado al cual hay que agregarle negro humo o asfalto para impartirle consistencia y poder mantener en suspensión el material densificante y controlar otras características.

Generalmente, este tipo de fluido contiene un pequeño porcentaje de agua que forma parte de la emulsión, que se mantiene con la adición de sales, cal u otro ácido orgánico. La composición del fluido puede controlarse para mantener sus características, así sea básicamente petróleo o emulsión, petróleo/ agua o agua/petróleo.

Estos tipos de fluidos requieren un manejo cuidadoso, tanto por el costo, el aseo del taladro, el mantenimiento de sus propiedades físicas y el peligro de incendio.

Existen 2 tipos principales de sistemas:

a) Lodos de aceite; que contienen menos del 5% en agua y contienen mezcla de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diesel de alto punto de llama o aceites minerales no tóxicos.

Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas temperaturas.

b) Emulsiones invertidas: estos sistemas contienen más del 50% en agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsiones especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas.

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Ventajas:

• Minimiza el daño a la formación.

• Evita la hidratación de las arcillas.

• Provee mejor lubricación (Reduce el torque, el arrastre y la pega de tubería).

• Minimiza la corrosión de la tubería.

• Estabilidad en altas temperaturas.

Desventajas:

• Susceptible a contaminación con agua, aireamiento y espesamiento.

• Inflamable.

• Significativamente más caro que los lodos en base agua.

• Ensuciador y peligroso.

• No amistoso ambientalmente (En caso de derrame y cuando se descarta).

1.3.3 Fluido base aire.

En algunas formaciones duras y secas, se usa el aire comprimido o el gas natural para perforar, estos fluidos de perforación son también útiles en áreas donde las pérdidas de circulación severas constituyen un problema.

La ventaja de usar este tipo de fluido incluyen mayores velocidades de penetración, mayor vida de barrena, mejor control en áreas con pérdidas de circulación, menor daño a las formaciones productoras que nos permite una evolución rápida y continua de los hidrocarburos. También tiene ventajas económicas usar aire comprimido, gas natural, gas inerte o mezcla de aire y agua en áreas de rocas duras cuando hay pocas posibilidades de encontrar grandes cantidades de agua.

Ventajas:

• 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

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• Sin control de la presión.

• No hay enfriamiento ni lubricación.

1.4 Lodo base acuosa de naturaleza arcillosa.

La bentonita es una montmorillonita sódica, es uno de los minerales más importantes del grupo de las esmécticas. Son minerales de partículas muy pequeñas por lo que su superficie específica es muy grande, son expandibles debido a la admisión de moléculas polares, agua, entre sus capas. En agua dulce, las capas absorben el agua y se hincha hasta el punto en que las fuerzas que las mantienen unidas se debilitan y las capas individuales pueden separarse de los paquetes. La separación de estos paquetes en múltiples capas se llama dispersión. Este aumento del número de partículas, junto con el aumento resultante del área superficial, causa que la viscosidad de una suspensión se incremente. Esta forma característica de la bentonita parecida a una “baraja de cartas”, es lo que produce el llamado efecto de enjarre que es tan importante para el control del filtrado.

La bentonita tiene su origen en las cenizas volcánicas y el efecto complementario de la erosión. Las cenizas se asientan en los valles y se hunden en la tierra a poca profundidad. Estas vetas de bentonita acostumbran a tener un espesor de 1 o 2 metros y están enterradas a unos 25 metros de profundidad.

Las bentonitas son arcillas de estructura laminar que pertenecen al grupo de los filosilicatos. La montmorillonita es el mineral predominante. Habitualmente, se las considera como silicatos de aluminio.

El término “bentonita” fue aplicado por primera vez por el geólogo norteamericano Knight en 1898, a una clase de arcilla muy particular que tenia propiedades jabonosas, que poseía una gran plasticidad y era altamente coloidal. Esta arcilla procedía de la formación Benton Shale, en el cretácico de Wyoming, USA. Esta roca estaba dotada particularmente de la facultad de hincharse aumentando varias veces su volumen cuando se ponía en contacto con el agua, y además de formar geles tixotrópicos cuando se añadía en pequeñas cantidades al agua. Actualmente la definición más ampliamente aceptada es la dada por R.E. Grim: “Bentonita es una arcilla compuesta esencialmente por minerales del grupo de las esmectitas, con independencia de su génesis y modo de aparición”.

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1.4.1 Definición y estructura

La bentonita es una arcilla coloidal natural compuesta esencialmente por minerales del grupo de las esmectitas, con independencia de su génesis y modo de aparición. Desde este punto de vista la bentonita es un silicato de alúmina hidratado del grupo de las

aunque son las esmectitas sus constituyentes esenciales (montmorillonita y beidelita), que confieren las propiedades características a la roca, acompañadas por otros minerales menores como: cuarzo, feldespato, mica, illita

Contiene iones intercambiables principalmente de calcio, sodio, magnesio y potasio. La bentonita presenta la propiedad de hincharse en contacto con el agua dando lugar a un gel más o menos denso.

Durante la formación de la montmorillonita, algunos átomos de aluminio en los huecos de los octaedros, son reemplazados por magnesio. Una abundancia de magnesio en el medio es un requisito previo para la formación de montmorillonita. La sustitución puede ocurrir debido a que

radios iónicos muy similares (magnesio, 0.65Å, aluminio, 0.50Å) por lo que el reemplazo en la red cristalina de los átomos de aluminio no le causa desviaciones excesivas. Esta sustitución, llamada sustitución isomórfica, tiene lugar durante la formación del mineral y, por lo mismo, esta propiedad no cambia hasta que la estructura del mineral se modifica por procesos de intemperismo.

Definición y estructura.

La bentonita es una arcilla coloidal natural compuesta esencialmente por minerales del grupo de las esmectitas, con independencia de su génesis y modo de este punto de vista la bentonita es un silicato de alúmina hidratado del grupo de las montmorillonita compuesta por varios minerales, aunque son las esmectitas sus constituyentes esenciales (montmorillonita y beidelita), que confieren las propiedades características a la roca, acompañadas por otros minerales menores como: cuarzo, feldespato, mica, illita

Contiene iones intercambiables principalmente de calcio, sodio, magnesio y potasio. La bentonita presenta la propiedad de hincharse en contacto con el agua dando lugar a un gel más o menos denso.

Figura 1.Bentonita sódica.

de la montmorillonita, algunos átomos de aluminio en los huecos de los octaedros, son reemplazados por magnesio. Una abundancia de magnesio en el medio es un requisito previo para la formación de montmorillonita. La sustitución puede ocurrir debido a que los dos átomos tienen radios iónicos muy similares (magnesio, 0.65Å, aluminio, 0.50Å) por lo que el reemplazo en la red cristalina de los átomos de aluminio no le causa desviaciones excesivas. Esta sustitución, llamada sustitución isomórfica, tiene urante la formación del mineral y, por lo mismo, esta propiedad no cambia hasta que la estructura del mineral se modifica por procesos de intemperismo.

La bentonita es una arcilla coloidal natural compuesta esencialmente por minerales del grupo de las esmectitas, con independencia de su génesis y modo de este punto de vista la bentonita es un silicato de alúmina compuesta por varios minerales, aunque son las esmectitas sus constituyentes esenciales (montmorillonita y beidelita), que confieren las propiedades características a la roca, acompañadas por otros minerales menores como: cuarzo, feldespato, mica, illita y caolín.

Contiene iones intercambiables principalmente de calcio, sodio, magnesio y potasio. La bentonita presenta la propiedad de hincharse en contacto con el

de la montmorillonita, algunos átomos de aluminio en los huecos de los octaedros, son reemplazados por magnesio. Una abundancia de magnesio en el medio es un requisito previo para la formación de los dos átomos tienen radios iónicos muy similares (magnesio, 0.65Å, aluminio, 0.50Å) por lo que el reemplazo en la red cristalina de los átomos de aluminio no le causa desviaciones excesivas. Esta sustitución, llamada sustitución isomórfica, tiene urante la formación del mineral y, por lo mismo, esta propiedad no cambia hasta que la estructura del mineral se modifica por procesos de intemperismo.

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1.4.2 Propiedades físico-químicas.

En forma natural, la bentonita es una roca blanda, que tiene aproximadamente la consistencia de un caolín, es decir deleznable y untuosa. Generalmente tiene un color beige claro a oscuro, amarillo verdoso y excepcionalmente blanco cremoso o verdoso. Las innumerables e importantes aplicaciones industriales de este grupo de minerales se basan en sus propiedades físico-químicas, las cuales son:

1.4.2.1 Capacidad de intercambio catiónico.

Esta es una propiedad característica de las bentonitas, que son capaces de intercambiar fácilmente los iones fijados en la superficie exterior de los cristales, en los espacios interlaminares, o en otros espacios interiores de las estructuras, por otros existentes en las soluciones acuosas envolventes. Esto está vinculado al desbalance de cargas en la estructura atómica y la débil fijación de cationes en la superficie exterior de sus cristales, en los espacios interlaminares, o en otros espacios interiores de las estructuras.

La capacidad de intercambio catiónico se puede definir como la suma de todos los cationes de cambio que un mineral puede adsorber a un determinado pH. Es equivalente a la medida del total de cargas negativas del mineral. Estas cargas negativas pueden ser generadas de tres formas diferentes:

a) Sustituciones isomorfas dentro de la estructura.

b) Enlaces insaturados en los bordes y superficies externas.

c) Disociación de los grupos de hidroxilos accesibles.

a) Es conocido como carga permanente y supone un 80% de la carga neta de la partícula, además es independiente de las condiciones de pH y de la actividad iónica del medio.

Los casos b) y c) varían en función del pH y de la actividad iónica. Corresponden a bordes cristalinos, químicamente activos y representan estimada mente el 20%

de la carga total de la partícula.

La capacidad de intercambio catiónico, junto con la capacidad de adsorber agua y el área superficial, son fenómenos muy relacionados entre sí que a veces son llamadas propiedades coligativas de la arcilla.

Estas propiedades coligativas son básicamente medidas de la reactividad de la arcilla. Como la capacidad de intercambio catiónico es fácil de medir, se trata de un método práctico para evaluar la reactividad de una arcilla o lutita. La capacidad de intercambio catiónico de la arcilla se puede medir mediante una valoración de azul de metileno.

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1.4.2.2 Capacidad de absorción.

La capacidad de absorción de una partícula está directamente relacionada con las características texturales (superficie específica y porosidad) y se puede hablar de dos tipos de procesos que difícilmente se dan en forma aislada:

a) ABSORCIÓN: Cuando se trata fundamentalmente de procesos físicos como la retención por capilaridad.

b) ADSORCIÓN: Cuando existe una interacción de tipo químico entre el adsorbente, en este caso la bentonita, y el líquido o gas adsorbido, denominado absorbato.

1.4.2.3 Hidratación e hinchamiento.

El cristal de bentonita se compone de tres capas: una capa de alúmina con una capa de sílice y otra debajo. La lámina de arcilla está cargada negativamente y una nube de cationes está relacionada con esta. Si un gran número de estos cationes son sodio, la arcilla será llamada frecuentemente montmorillonita sódica. Si los cationes son principalmente calcio, la arcilla será llamada montmorillonita cálcica.

Según el número de cationes presentes, el espacio entre capas de la montmorillonita seca estará comprendido entre 9.8Å para el sodio y 12.1Å para el calcio y lleno de agua fuertemente ligada. Cuando la arcilla seca entra en contacto con agua dulce, el espacio entre capas se expande y la arcilla adsorbe una gran “envoltura” de agua. Estos dos fenómenos permiten que las arcillas generen viscosidad. Las bentonitas a base de calcio solo se expanden hasta 17Å, mientras que la bentonita sódica se expande hasta 40Å.

El espesor de la película adsorbida es controlado por el tipo y la cantidad de cationes asociados con la arcilla. El agua que se adsorbe en las grandes superficies planas contiene la mayor parte del agua total retenida por las arcillas hidratables. Los cationes divalentes como Ca2+ y Mg2+ aumentan la fuerza de atracción entre las láminas, reduciendo así la cantidad de agua que se puede adsorber. Los cationes monovalentes como Na+ producen una fuerza de atracción más débil, permitiendo que más agua penetre entre las láminas.

Como la bentonita sódica se hincha 4 veces más que la bentonita cálcica, la bentonita sódica generara una viscosidad 4 veces más importante.

Además de adsorber el agua y los cationes en las superficies exteriores, la esméctica absorbe agua y cationes en las superficies entre las capas de su estructura cristalina. La esméctica tiene una capacidad de adsorción de agua mucho más grande que otros minerales arcillosos.

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Figura 2. Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y

Para que una arcilla pueda llamarse bentonita, en el sentido comercial de la palabra, debe hincharse aumentando por lo menos 5 veces su volumen.

Normalmente una bentonita de buena veces su volumen; en casos excepcionale 1.4.2.4 Plasticidad.

Las arcillas y particularmente las bentonitas son destacadamente plásticas. No obstante se admite que la bentonita contiene de 20 a 40 veces mayor cantidad de materias arcillosas en forma coloidal que las

ello ejerce, incluso en pequeñas proporciones, una acción considerable sobre la plasticidad de los materiales cerámicos, aumentándola significativamente.

En comparación con una arcilla plástica, puede admitirse que la benton contiene de 80 a 90% de partículas coloidales, mientras que aquella contiene de 40 a 45% como máximo. Esta propiedad se debe a que el agua forma una envoltura sobre las partículas laminares produciendo un efecto lubricante que facilita el deslizamiento

esfuerzo sobre ellas.

Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y sódica.

Para que una arcilla pueda llamarse bentonita, en el sentido comercial de la palabra, debe hincharse aumentando por lo menos 5 veces su volumen.

Normalmente una bentonita de buena calidad se hincha en agua de 10 veces su volumen; en casos excepcionales esta relación llega a 30.

Las arcillas y particularmente las bentonitas son destacadamente plásticas. No obstante se admite que la bentonita contiene de 20 a 40 veces mayor cantidad de materias arcillosas en forma coloidal que las arcillas plásticas usuales; por ello ejerce, incluso en pequeñas proporciones, una acción considerable sobre la plasticidad de los materiales cerámicos, aumentándola significativamente.

En comparación con una arcilla plástica, puede admitirse que la benton contiene de 80 a 90% de partículas coloidales, mientras que aquella contiene de 40 a 45% como máximo. Esta propiedad se debe a que el agua forma una envoltura sobre las partículas laminares produciendo un efecto lubricante que

de unas partículas sobre otras cuando se ejerce un Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y

Para que una arcilla pueda llamarse bentonita, en el sentido comercial de la palabra, debe hincharse aumentando por lo menos 5 veces su volumen.

calidad se hincha en agua de 10 a 20 s esta relación llega a 30.

Las arcillas y particularmente las bentonitas son destacadamente plásticas. No obstante se admite que la bentonita contiene de 20 a 40 veces mayor cantidad arcillas plásticas usuales; por ello ejerce, incluso en pequeñas proporciones, una acción considerable sobre la plasticidad de los materiales cerámicos, aumentándola significativamente.

En comparación con una arcilla plástica, puede admitirse que la bentonita contiene de 80 a 90% de partículas coloidales, mientras que aquella contiene de 40 a 45% como máximo. Esta propiedad se debe a que el agua forma una envoltura sobre las partículas laminares produciendo un efecto lubricante que de unas partículas sobre otras cuando se ejerce un

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1.4.2.5 Tixotropía de la Bentonita.

La tixotropía es la capacidad del lodo Bentonitico de cambiar de estado consistente a uno líquido al estar en movimiento y volver a ser consistente al estar en reposo. También debe estar libre de arena para ser de calidad. Sin embargo, al momento de perforar, las partículas arenosas se van mezclando y afectan a la viscosidad y tixotropía y, por lo tanto, su calidad.

Otro factor que debe ser revisado constantemente es el pH, que debe ser equilibrado para que el lodo sea estable y se evite la sedimentación.

Este es un fenómeno conocido únicamente en suspensiones coloidales, y se dice que una substancia presenta el fenómeno de la tixotropía, cuando la aplicación de un esfuerzo deformante reduce su consistencia, entiéndase por consistencia, el grado de resistencia que ofrece la mezcla a fluir o a deslizarse.

Esta resistencia suele llamarse viscosidad.

La palabra “tixotropía” se emplea para describir el fenómeno mediante el cual las partículas coloidales en estado de reposo forman geles (de apariencia solida), y cuando estos geles se someten a agitaciones enérgicas, se destruyen y forman fluidos viscosos. Cuando la agitación se detiene y la suspensión permanece inmóvil, se regeneran las características del gel original.

Las partículas coloidales son atrapadas en una posición de equilibrio eléctrico cuando se forma el gel, balanceándose de este modo todas sus cargas, mediante la acción de los cationes del medio, que son capaces de mantener a las partículas negativas de arcilla con cierta separación.

Cuando una agitación enérgica rompe la orientación de los cationes y aumenta la distancia que separa a las partículas de bentonita, se rompe el equilibrio estructural formado anteriormente y la consistencia disminuye; esta consistencia se regenera paulatinamente cuando la suspensión pasa al estado de reposo.

1.4.3 Clasificación de bentonitas.

La bentonita es uno de los minerales industriales con la más amplia variedad de usos y por sus posibilidades para obtener un alto valor agregado a través de su activación puede alcanzar en algunos casos valores de venta superiores a otros minerales.

Las bentonitas son arcillas de gran importancia industrial; sus propiedades características están determinadas por su estructura a distintos niveles. Algunas de sus aplicaciones implican un tratamiento térmico.

Los criterios de clasificación empleados por la industria se basan en su comportamiento y propiedades físico-químicas.

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Una de las clasificaciones posibles de las bentonitas naturales es entre bentonitas altamente hinchables y poco hinchables, también llamadas sódicas y cálcicas, respectivamente.

1.4.3.1 Bentonitas naturales altamente hinchables, sódicas.

Están constituidas por montmorillonita que contiene naturalmente iones intercambiables de sodio. Estas bentonitas son usadas en lodos de perforación y como ligante en la peletizacion de mineral de hierro.

La bentonita sódica natural tiene como característica una elevada capacidad de hinchamiento en agua y excelentes propiedades tixotrópicas. Además, posee alta resistencia al calor y a la sequedad, propiedades necesarias para evitar defectos de expansión, lavado y erosión del molde. Este tipo de bentonita también presenta una alta durabilidad, requiriendo menos agregados en los sistemas de colado de arena. Las arenas de moldeo unidas con bentonita sódica, tienen una alta plasticidad cuando se las mezcla con una cantidad óptima de agua.

1.4.3.2 Bentonitas naturales poco hinchables, cálcicas.

Están constituidas por montmorillonita que contiene principalmente iones intercambiables de calcio. Este tipo tiene menor capacidad de hinchamiento que las variedades sódicas. La bentonita cálcica es más abundante en la naturaleza.

En su estado natural posee el calcio como catión cambiante y baja capacidad de hinchamiento. Presenta una resistencia menor a la sequedad y al calor que la bentonita sódica, colapsa más fácilmente y previene defectos de rotura en caliente.

1.4.3.3 Bentonitas con activación alcalina y acida.

Son bentonitas que se obtienen por el intercambio de cationes alcalino térreos por cationes alcalinos en la montmorillonita. Esta activación provoca una mayor plasticidad, viscosidad y tixotropía de la bentonita, como así también una gran capacidad de hinchamiento.

Están constituidas por montmorillonita cálcicas que han sido tratadas con ácido clorhídrico o sulfúrico para remover impurezas, reemplazar iones intercambiables por hidrogeno, incrementar su área superficial y mejorar sus propiedades de absorción y adsorción.

(30)

1.4.3.4 Especificaciones que debe cumplir la bentonita para su aplicación en la Industria Petrolera.

Parámetros Especificaciones

Bentonita Tratada No tratada

Humedad (%) 10,0 máximo 10,0 máximo

Viscosidad aparente (mPa.s) 15,0 mínimo 15,0 mínimo

Punto de Cedencia (Pa) 6,7 mínimo 6,7 mínimo

Relación punto de Cedencia / viscosidad plástica (Pc/Vp)

3,0 máximo 1,5 máximo

Filtrado (cm3) 14,0 máximo 10,0 máximo

Reducción de viscosidad aparente

(mPa.s) 3,0 máximo Retenido en Malla 200

(abertura 75 µm)

(%) 3,0 máximo 3,0 máximo

Capacidad de Intercambio Catiónico (CIC)

(meq/100 g)

60,0 mínimo 72,0 mínimo

1.4.3.4.1 Bentonita no tratada.

Es la bentonita que es secada y molida pero no ha sido modificada químicamente, con algún producto químico con el propósito de mejorar sus propiedades. Su componente principal es la esmectita, puede contener también minerales tales como cuarzo, mica, feldespato y calcita.

1.4.3.4.2 Bentonita tratada.

Es la bentonita beneficiada con algún producto químico (carbonato de sodio, polímeros, etc.) para mejorar sus propiedades de suspensión y filtración.

1.4.4 Funciones básicas y complementarias.

Los fluidos de formación tienen la obvia función de remover los cortes de la perforación fuera del pozo, y de lubricar y refrigerar la broca y la sarta de perforación. De hecho el lodo tiene muchas otras funciones y es la columna vertebral de virtualmente todas las operaciones de perforación de un pozo.

Los fluidos para iniciar a perforar se utilizan en la perforación del tubo conductor del pozo. Generalmente consisten de una mezcla sencilla de agua y bentonita a

(31)

sustentación de recortes perforados. Estos fluidos generalmente se desechan luego de perforar la longitud del conductor.

Los fluidos bentóniticos, de los más populares, es una mezcla de agua y bentonita. Son los más sencillos, después de los fluidos para iniciar. De hecho, pueden ser los mismos. Estos fluidos son excelentes para perforar zonas en las que no se tengan pronósticos de problemas, en las que la tendencia de las presiones de formación sea normal. Este tipo de fluidos tiene como característica principal alto poder de arrastre y suspensión a bajo costo, de fácil preparación y buen control de filtrado.

1.4.4.1 Transporte y/o acarreo de los recortes a la superficie.

El fluido de perforación deberá proporcionar un flujo adecuado para crear una turbulencia en el fondo, remoción de partículas de los dientes de la barrena, levantándolos para ser acarreados hacia la superficie. Estas funciones se diseñan mediante el diseño de un programa hidráulico basado en las propiedades Reológicas y Tixotrópicas.

1.4.4.2 Suspensión de los recortes.

La suspensión de los recortes se efectúa principalmente cuando la circulación del fluido es detenido por un tiempo determinado debido a los cambios de diámetro de las tuberías y barrenas o por causas de inestabilidad del pozo ocasionadas por la depositación de sólidos la deficiente suspensión de sólidos propiciará el atrapamiento de las tuberías de perforación.

1.4.4.3 Control de las presiones de la formación.

La densidad del fluido de perforación es importante ya que debe contener cualquier presión de la formación y evitar el flujo de los fluidos de la formación hacia el pozo, además de dar cierto margen de seguridad mientras se efectúa un viaje de tubería, una mala programación de la densidad propiciará el fractura miento de las formaciones propiciando perdidas de circulación.

1.4.4.4 Evitar la filtración.

Es importante que los fluidos de perforación tengan el mínimo filtrado posible, para minimizar la invasión a la formación. Debe entenderse que la filtración depende de gran manera de la capacidad del fluido de formar un enjarre consistente e impermeable contra la cara del medio poroso, para controlar el filtrado.

Debe tenerse presente que la fase líquida de los fluidos de perforación contienen sustancias químicas diseñadas para cumplir los propósitos adecuados en el fluido, así, el fluido contendrá sustancias alcalinas para controlar el pH, dispersantes para evitar la agregación de las partículas sólidas, cierto porcentaje

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de hidrocarburos, lubricantes, y, en el caso de los fluidos emulsionados, surfactantes para mantener la estabilidad de la emulsión y para obligar a los sólidos a ser mojados por la fase de aceite. También habrá cierta cantidad de sales disueltas.

1.4.4.5 Mantener estable el agujero.

Estabilizar las paredes del pozo mientras se perfora a través de formaciones inestables. Las causas de la inestabilidad en las formaciones pueden ser numerosas y son diferentes en cada área.

Estas causas deben quedar bien definidas, para así poder formular un fluido de perforación con requerimientos físicos y químicos que permitan evitar el problema.

1.4.4.6 Transmisión de energía hidráulica.

Un fluido cuya viscosidad en la barrena se aproxima a la del agua, disminuirá las pérdidas de presión por fricción y aumentará la potencia hidráulica disponible a la barrena, esto se debe a que mientras más baja viscosidad tenga el fluido, menos pérdida por fricción en las paredes del pozo tendrá, ya que será más fácil el movimiento y, por lo tanto, aumentará el rendimiento de la potencia hidráulica disponible.

1.4.4.7 Evitar la fricción.

Durante la perforación se produce considerable calor debido a la intervención de sólidos y a la presencia de arena. El calor producido se transmite al fluido de perforación, el cual, por circulación, es llevado a la superficie, El fluido tiene que tener la capacidad de disipar el calor debido a la fricción de la formación con la barrena y con la sarta de perforación.

1.4.4.8 Permitir la toma de registros.

Las propiedades del fluido no deben inferir con el programa de registro, deben facilitar la obtención de la información deseada. El lodo debe tener una resistividad definida para que cuando los registros se corran se pueda derivar la resistividad de la formación.

1.4.4.9 Disminuir el peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento.

Esto se realiza por medio de un empuje ascendente que actúa en la tubería al estar sumergida en el fluido de perforación. Este empuje dependerá de la profundidad a la que se encuentra la tubería y de la densidad del fluido sustentante.

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1.4.4.10 Controlar la corrosión de la tubería dentro del pozo.

El fluido de perforación no debe ser corrosivo, la corrosión aumentará conforme disminuye el PH, la corrosión puede llevar a: Roturas de la tubería por chorro erosivo, fallas en la bomba de lodos, fugas en las líneas de superficie.

1.4.4.11 Evitar el daño a formaciones productoras.

El fluido utilizado para perforar la zona de producción tendrá un impacto importante en la productividad del pozo, la pérdida de producción resulta de:

Arcillas hinchadas por hidratación, poros del yacimiento bloqueados con sólidos.

1.4.4.12 Formación de enjarre.

Un buen fluido de perforación debe depositar un enjarre delgado y de baja permeabilidad en la pared del pozo frente a las formaciones permeables para consolidarlas y para retardar el paso del fluido desde el agujero hacia la formación permeable, la pérdida de lodo o filtrado causará daños a la formación.

1.4.4.13 Mantener los avances de perforación.

La velocidad de perforación se ve afectada por las propiedades del lodo, la filtración y los contenidos de sólidos, que casi siempre retardan la perforación.

Para tener una perforación eficiente se necesita mantener el contenido de sólidos tan bajo como sea posible. Con respecto a la filtración si se forma un enjarre rápidamente y éste es impermeable, dará como resultado un menor filtrado. Un fluido con una alta pérdida inicial de filtrado tiende a incrementar el ritmo de penetración, sin embargo, un alto filtrado inicial causará un alto daño a la formación.

1.4.4.14 Condiciones para el desarrollo de propiedades reológicas y tixotrópicas en fluido base acuosa de naturaleza arcillosa y limitaciones.

1) Materiales sólidos finamente pulverizados y homogéneos: arcillas, materiales poliméricos, sólidos inorgánicos y orgánicos.

2) Medio acuoso de baja salinidad con concentraciones.

3) Libre de agentes surfactantes, aceites flamables y medios ácidos Alcalinidad entre 9 y 10.

4) Respuesta de materiales y aditivos en tiempos mínimos.

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CAPITULO II. PROPIEDADES Y PARAMETROS REOLOGICOS Y TIXOTROPICOS.

Las propiedades físicas y químicas de perforación juegan un papel importante en el éxito de las operaciones de perforación. Las propiedades de los fluidos de perforación puede que sean la única variable del proceso entero de perforación que pueda ser cambiada rápidamente para mejorar la eficiencia del proceso.

Estas propiedades deben ser muy bien estudiadas para diseñar correctamente al fluido de perforación, y de esta manera su desempeño sea excelente, algunas de estas propiedades son:

2.1 Reología.

Es la ciencia que estudia la deformación y el flujo de la materia. En el caso de los fluidos de perforación la reología es el estudio de las características que definen el flujo y las propiedades gelatinizantes del mismo. Los factores por la reología del fluido son: limpieza del pozo, suspensión de sólidos, estabilidad del pozo, control de sólidos, densidades equivalentes de circulación etc.

La reología es la ciencia que estudia la deformación y flujo de la materia. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la manera en que dicho fluido fluirá bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura, la presión y la velocidad de corte. El término reológico más conocido es la viscosidad, en su más amplio sentido, se puede describir como la resistencia al flujo de una sustancia.

2.1.1 Conceptos básicos de la reología.

El estudio del comportamiento de un fluido consiste básicamente en someterle a un esfuerzo y de alguna forma medir la deformación, o tasa de deformación resultante. Puede también someterse el fluido a una deformación o tasa de deformación conocida y medir la respuesta de esfuerzo. A continuación, se revisan los conceptos básicos de la reología.

2.1.1.1 Esfuerzo de corte, Esfuerzo cortante.

Es la fuerza necesaria para mover una superficie determinada de fluido; es decir, está relacionado con la fuerza necesaria para mantener un fluido fluyente.

2.1.1.2 Velocidad de corte.

Es la tasa de velocidad a la cual una partícula del fluido de mueve con respecto a otra en flujo laminar, dividido por la distancia entre ellas. Se mide en seg-1 (segundos recíprocos).

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2.1.1.3 Viscosidad aparente.

Es la viscosidad de un fluido medida a una determinada velocidad de corte y a una temperatura fija. Para que una medición de la viscosidad sea significativa, la velocidad de corte debe ser expresada o definida. Esta viscosidad se la determina por la lectura del viscosímetro de Fann a 300RPM (300), o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (600).

La viscosidad aparente indica la máxima concentración de sólidos arcillosos que puede aceptar una mezcla agua/bentonita sin tratamiento químico, es decir, sin la necesidad de utilizar adelgazantes químicos para absorber agua y del tamaño de las partículas.

Viscosidad aparente va= L600/2(cps).

2.1.1.4 Viscosidad efectiva.

La viscosidad de un fluido no newtoniano cambia con el esfuerzo de corte. La viscosidad efectiva es la velocidad de un fluido bajo condiciones especificas.

Estas condiciones son esfuerzo de corte, temperatura y presión. El término de viscosidad efectiva es usado para describir la viscosidad medida o calculada correspondiente a la tasa de corte existente en las condiciones de flujo en el pozo o en la sarta de perforación.

2.1.1.5 Viscosidad plástica.

La viscosidad plástica es la parte de la resistencia al flujo, causada por la fricción mecánica, y esta generalmente relacionada con el tamaño, forma y numero de las partículas y de un fluido en movimiento; es decir; el disminuir el tamaño de los sólidos a volumen constante, implica el aumento de la viscosidad plástica debido a que se produce un aumento en el área de contacto entre las partículas produciendo un aumento en la fricción. Un aumento en la viscosidad plástica puede significar dos casos (1) la viscosidad del agua (fase liquida) disminuye a medida que la temperatura aumenta. (2) un aumento en el porcentaje en volumen de sólidos presentes en el fluido de perforación. Estos sólidos perforados pueden ser controlados de tres maneras: control mecánico de los sólidos, asentamiento y dilución o desplazamiento.

Las mediciones de la viscosidad plástica y del punto de cadencia son útiles para determinar la causa de viscosidades anormales en los fluidos de perforación.

Viscosidad plástica VP= L600-L300 (cps).

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