Fluidos de-perforacion

fluidos de perforacion

2. REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO
PROGRAMA DE INGENIERÍA
SUB-PROGRAMA DE PETRÓLEO
UNIDAD CURRULAR: FLUIDOS DE PERFORACIÓN
SECCIÓN: 001-N









FLUIDOS DE PERFORACIÓN















Cabimas, Mayo de 2011

3. REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO
PROGRAMA DE INGENIERÍA
SUB-PROGRAMA DE PETRÓLEO
UNIDAD CURRULAR: FLUIDOS DE PERFORACIÓN
SECCIÓN: 001-N









FLUIDOS DE PERFORACIÓN






Autor(es):

Marcano, Rodolfo C.I. 18.794.536
Morales, Hugo C.I. 19.211.832
Molero, Beatriz C.I. 19.575.954
Pérez, Pedro C.I. 19.626.329
Pirela, Jeliver C.I. 20.331.476
Nava, Emily C.I. 20.458.564

Cabimas, Mayo de 2011

4. INDICE

Contenido Pág.
INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………….. 5
1. Definición de Fluidos de Perforación…...…………………………………...... 6
2. Propiedades de los Fluidos de Perforación…………………………………. 6
3. Funciones de los Fluidos de Perforación…..………………………………… 8
4. Clasificación de los Fluidos de Perforación…….……………………………. 12
5. Factores a considerar en la selección de los Fluidos de Perforación….…. 19
6. Ventajas y Desventajas de los Fluidos de Perforación……………………... 23
CONCLUSIÓN……………………………………………………………………….….. 26
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS …………………………………………………... 27

5. 5

INTRODUCCIÓN



En la industria petrolera, después de realizada la operación de exploración el
próximo paso es la perforación, la misma supone una actividad rodeada de diversos
desafíos y retos, debido a que los resultados obtenidos de los estudios de superficie y
subsuelo apenas son una visión previa de lo que nos depara este largo proceso hasta
llegar a la producción y transporte del mismo.


Por su parte, durante la prospección se definirá si la formación que estamos
perforando es potencialmente rentable o no, no obstante se debe tomar en cuenta que
el mismo requiere equipos y lodos específicos para ser usados, ya que sus
características petrofísicas y geológicas difieren entre cada estrato o formación. Uno de
los equipos usados en esta actividad es la sarta de perforación, pero este requiere de
un fluido que le permita tanto moverse como remover los ripios generados por la
barrena de perforación por tal razón se le conoce como fluido de perforación.


Escoger el lodo adecuado es otra laboriosa tarea, porque debe tomarse en
cuenta factores como densidad, viscosidad y punto cedente los cuales no deben afectar
la producción por tal razón en la presente practica se destacara lo que es fluido de
perforación, tipos, viscosidad, densidad, tipos de arcilla y el rendimiento de la misma.

6. 6

DEFINICIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Es un fluido circulatorio que se utiliza en un equipo de perforación formado por
una mezcla de un solvente (base) con aditivos químicos, que proporcionan propiedades
físico-químicas idóneas a las condiciones operativas y las características de la
formación litológica a perforar. La estabilización de sus parámetros físico-químicos, así
como la variación de los mismos mediante contaminantes liberados en la formación
perforada son controladas mediante análisis continuos.

En el lenguaje de campo, también es llamado Barro o Lodo de Perforación,
según la terminología más común en el lugar.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Densidad

Para todos los propósitos prácticos la densidad de un fluido de perforación es su
peso en una unidad específica de volumen la cual es comúnmente expresada en libras
por galón (lpg) o libras por pie cúbico (pcf). Un adecuado control de esta propiedad es
sumamente importante durante la perforación el fluido de perforación debe tener una
densidad tal que la presión hidrostática originada en cualquier punto del hoyo sea
mayor que la presión de formación para evitar cualquier influjo de fluidos desde la
formación al pozo evitando así una arremetida (controlable) o en efecto más dañino un
reventón (incontrolable). Sin embargo, por otro lado, la densidad no debe tener un valor
demasiado alto ya que podría ocasionar fracturas en la formación y originar perdidas de
circulación además de reducir las tasas de penetración debido a que a medida que la
densidad es mayor la mecha tiende a sufrir una mayor resistencia a penetrar las
formaciones por efecto de presión en la cara posterior de la misma. Además la
densidad es la responsable de sostener las paredes del pozo, es decir, la densidad
brinda un apoyo suficiente para sostener y evitar que se suprima parte del apoyo lateral
que ofrecen las paredes del pozo mediante el lodo de perforación hasta que el

7. 7

revestidor sea colocado y la densidad está relacionada con soportar parte del peso de
la sarta y tubería de revestimiento mediante el empuje ascendente del fluido (principio
de Arquímedes).

Viscosidad aparente

Representa la resistencia de un fluido a fluir cuando sobre él se aplica un
esfuerzo. Su importancia radica en que puede ser un medidor de lubricidad para evitar
el roce excesivo entre la sarta de perforación y las paredes del hoyo, así como también
el roce generado por la mecha. Cualitativamente se puede medir a través del embudo
de Marsh y de manera cuantitativa tomando la lectura de 600 rpm de un viscosímetro
rotacional y dividiéndola entre dos.

Viscosidad plástica

Resistencia del fluido a fluir, generado por la fricción mecánica entre las
partículas suspendidas y por la viscosidad de la fase fluida. Su importancia radica en
poder conocer y controlar el contenido de sólidos en el lodo, así como también generar
un buen acarreo de ripios desde la formación hacia la superficie.

Punto cedente

Resistencia de un fluido a fluir causada por las fuerzas de atracción entre sus
partículas. La misma es generada por la interacción de las cargas eléctricas sobre las
partículas dispersas en la fase fluida del lodo, así como también, la cantidad de
sólidos y la concentración iónica de las sales contenidas en esa fase. Puede ser un
indicativo en la variación del contenido de sólidos en el lodo que pueden generar una
mayor fricción entre la tubería y la formación, además, de permitir el conocimiento de la
presencia de ciertos contaminantes que puedan flocular las arcillas. El punto cedente

8. 8

igual se obtiene a través del viscosímetro rotacional, tomando la lectura de 300 rpm y
restándole el valor de la viscosidad plástica.

Filtración

Representa una medida de la capacidad de pérdida de la fase liquida del lodo de
perforación hacia la formación durante el proceso de circulación del mismo. Su control
es de suma importancia, ya que una disminución de la fase liquida del lodo o perdida
del filtrado, implica la formación de un revoque grueso y esponjoso el cual puede
generar riesgos de aprisionamiento de la tubería, además de que se pueden generar
una disminución de la permeabilidad de la formación al estar el espacio poroso ocupado
por el filtrado, lo que generara una menor producción. También puede producir una
menor interpretación de los registros eléctricos y poca estabilidad del hoyo.

FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Capacidad de transporte

La facilidad de transportar y remover los ripios desde el fondo del pozo hasta
superficie en las trampas de arena, se convierte en una de las funciones fundamentales
del lodo y ella está en función de la densidad, punto cedente y viscosidad las cuales son
propiedades reológicas del mismo. Sin embargo existe una variable que gobierna el
éxito de esta función llamada velocidad anular y que está asociado al tamaño, forma y
densidad de los ripios.

De verse afectada esta función podría generarse problemas en el pozo debido al
atascamiento de la mecha o en casos mayores del ensamblaje de fondo. Además lo
ripios en superficie deben ser analizados para conocer la litología de la formación
atravesada y proponer modificaciones a la composición del lodo en caso de que lo
amerite.

9. 9

Enfriar y lubricar

El lodo hace posible que la mecha, componentes de la sarta y el ensamblaje de
fondo se lubriquen cuando en el proceso de circulación el fluido sale por los orificios,
facilitando el calor generado por fricción mecánica entre la barrena y la formación
atravesada. Esto se debe a que el fluido de perforación actúa al mismo tiempo como
lubricante y esta propiedad puede incrementarse con agentes químicos o con aceite.
Con esto se tiene que los fluidos aceitosos serán mejores para lubricar que los base
agua, mas sin embargo la lubricidad de los fluidos puede modificarse como se dijo
anteriormente.

Formar revoque

Algunas formaciones durante la perforación traen consigo problemas
operacionales debido a que originan: Derrumbes, Atascamiento de tubería y pérdida de
circulación entre otras, en donde como consecuencia del filtrado de la fase continúa del
fluido hacia la formación se forma una especie de concha arcillosa compuesta de
sólidos suspendidos que se depositan sobre las paredes del pozo minimizando los
problemas anteriormente mencionados. El revoque debe ser liso, delgado, flexible,
altamente compresible y de baja permeabilidad para controlar un filtrado de lodo
excesivo, de esta forma favorecemos a la interpretación de perfiles de resistividad y
mantenemos la zona profunda sin daño alguno.

Controlar la presión de formación

Mientras se perfora un pozo a medida que se van obteniendo altas
profundidades se hace necesario llenar el hoyo de fluido, el cual debe de ejercer tal
presión que pueda contrarrestar a la formación evitando un colapso en el hoyo y otros
problemas mayores como arremetidos y reventones (fluidos de formación
presurizados). Para esto el lodo debe ser suficientemente pesado para generar junto

10. 10

con la profundidad la fuerza para mantener el control de las formaciones atravesadas
impidiendo un influjo de los fluidos de formación hacia el hoyo. No obstante un excesivo
diferencial de presiones entre la formación y la columna de lodo conlleva problemas de
atascamiento y fracturas inducidas dando origen a perdidas de circulación. Estas
presiones pueden controlarse bajo condiciones estáticas y dinámicas denominadas
respectivamente como: Presión hidrostática y Presión de circulación.

Capacidad de suspensión

Cuando la circulación del lodo se ve afectada o se detiene (condiciones
estáticas) en las operaciones de perforación los ripios no lograrían de llegar a superficie
y se atascarían en la mecha produciendo un empaquetamiento de la misma, pero existe
una fuerza o una resistencia propia del fluido que logra mantener los recortes en
suspensión el mayor tiempo posible retardando que caigan a la mecha. Esta propiedad
reológica del fluido se denomina fuerza de gel y es una medida de atracción física y
electroquímica de los sólidos reactivos de su composición.

Estabilidad

Una de los problemas de mayor costo es la estabilidad del hoyo, esto se refiere
en si al tipo de formaciones atravesadas por la sarta y donde cada una de ellas para ser
penetradas resulta en una acción inmediata del ingeniero de lodos, debido a que el
fluido debe ser capaz de realizar la perforación de forma rápida y segura. Es aquí la
importancia también de la geología o del geólogo del taladro para identificar las
diferentes litologías que se puedan encontrar en el pozo.

11. 11

Evaluación

En cuanto a evaluar, se refiere al análisis constante que requiere la composición
química junto con las propiedades del fluido de perforación, las cuales deben
combinarse para proporcionar un pozo estable y para atravesar formaciones de forma
rápida y segura. Además facilita otros procesos en la perforación como la toma de
núcleo, cementación y corrida del revestidor. Es relevante sobre todo cuando nos
encontramos en la zona productora mantener bajo control las operaciones.

Hidráulica

La potencia con la que se perfora el pozo es transmitida a través del lodo a la
mecha y es preciso realizar un programa hidráulico adecuado, tratando de obtener las
mayores caídas de presión en la mecha para poder seleccionar variables tan
importantes como: velocidad de los chorros, diámetro de orificio de las mechas y
caudal, los cuales deben ser optimizados. Además existen otros como fuerza de
impacto y caballaje hidráulico que forman parte del mismo programa.

Flotabilidad

Esta función está relacionada con el principio de Arquímedes, en el que cualquier
cuerpo que es sumergido en un líquido se ve afectado por el factor de flotación
perdiendo su peso considerablemente y el cual está en función de la densidad del
líquido. Como consecuencia de esto para conocer el peso de la sarta en el lodo se
considera calcular

12. 12

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Fluidos de perforación base agua

Son los lodos de perforación que se clasifican porque su fase continua es agua
(dulce o salada). Se clasifican en:

 Lodos dispersos: Muy útiles cuando se perfora a grandes profundidades o en
formaciones altamente problemáticas, pues presentan como característica
principal la dispersión de arcillas constitutivas, adelgazando el lodo. Compuestos
por bentonita, sólidos perforados y bajas concentraciones de agentes
dispersantes, tales como los lignosulfonatos y lignitos; el PH de este lodo está
entre 8.5 y 10.5 para mantener estable el NaOH (Hidróxido de Sodio) que es
requerido para activar el agente dispersante usado.

 Lodos no dispersos: Utilizados para perforar pozos poco profundos o los
primeros metros de pozos profundos (lodos primarios), en la mayoría de casos
compuesto de agua dulce, bentonita y cal apagada (hidróxido de calcio), donde
primero se hidrata la bentonita y luego se agrega cal para aumentar el valor real
de punto de cedencia, que le da la capacidad de transportar recortes, a bajas
ratas de corte (shear rate). Las cantidades requeridas de bentonita y cal
dependen del punto de cedencia deseado (en muchos pozos se puede usar
entre 15 y 25 lbm/bbl de la primera y entre 0.1 y 1 lbm/bbl de la segunda). El
objetivo de este sistema es reducir la cantidad total de sólidos arcillosos,
resultando en una rata de penetración alta. No son muy estables a altas
temperaturas, aproximadamente 400°F.

Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda
agregar a la mezcla, un polímero no iónico tal como el almidón o el XC que
respeten el punto de cedencia logrado por la cal. Su concentración común varía

13. 13

entre 0.5 y 0.75 lbm/bbl. No toleran contaminaciones salinas de 10,000 ppm y
superiores o contaminaciones de calcio que excedan las 100 ppm. No es
recomendado el uso de CMC que actúa como adelgazante a ratas de corte
bajas. Pero a altas velocidades de corte (común en la tubería de perforación y en
las boquillas de la broca) aumenta la viscosidad efectiva del lodo, elevando la
resistencia friccional requiriéndose mayores presiones de bombeo. No contienen
adelgazantes.

 Bajos en sólidos: Son aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos
son estrictamente controlados. Estos no deben presentar porcentajes en
volumen de sólidos totales por encima de 10% y la relación de sólidos perforados
a bentonita, debe ser menor que 2:1.

En años recientes han aparecido productos nuevos que hacen práctico el
uso de lodos con cloruro de potasio, cuya concentración de cloruro de potasio
usada depende del tipo de formación a perforar. Los lodos con concentraciones
bajas (de 5 a 7 % en peso de agua utilizada para preparar el lodo) se usan en
formaciones de shales firmes o de shales inestables que contengan muy poca
esmectita y en arenas potencialmente ricas en hidrocarburos que pueden sufrir
daños en su permeabilidad al ponerse en contacto con agua dulce. Los lodos con
concentraciones altas (de 10 a 20 % en peso de agua) se utilizan para perforar
shales tipo gumbo (que se hacen pegajosos y pierden su porosidad al contacto
con el agua dulce), y para perforar “shales” ricos en esmectita.

La composición básica de estos lodos es: agua dulce o agua de mar,
cloruro de potasio, un polímero para inhibición ( poliacrilamida generalmente), un
polímero generador de viscosidad (tipo XC con frecuencia), bentonita
prehidratada, almidón estabilizado o CMC, potasa cáustica o soda cáustica, y
otros aditivos como lubricantes. Como factores importantes a considerar se
contemplan:

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 Baja tolerancia a los sólidos, por consiguiente tienden a ser altamente
procesados, haciendo de este lodo uno de los más onerosos.

 Debido al presencia necesaria de polímeros, para controlar las pérdidas
de filtrado, limita su uso a temperaturas de 250°F como máximo.

 Exhiben un comportamiento de plástico de Bingham, con puntos de
cedencia altos y buenas viscosidades a ratas de corte bajas; su capacidad
de limpieza del pozo es grande.

 Según visualizaciones, en laboratorio, en una celda de alta temperatura y
alta presión, indican que el lodo con cloruro de potasio es el lodo base
agua más efectivo para estabilizar shales problemáticos.

 El consumo de cloruro de potasio es muy elevado en shales con
capacidad de intercambio catiónico alta (shales tipo gumbo), por lo tanto el
valor de la concentración cae demasiado bajo y se reduce la efectividad
para estabilizar shales.

 Poliméricos: Son aquellos base agua dulce o salada, que tienen incorporados
compuestos químicos de cadena larga y peso molecular alto, que pueden
contribuir: (1) al control de pérdidas de filtrado y de propiedades reológicas, (2) a
la estabilidad térmica, (3) a la resistencia ante contaminantes, (4) a la protección
de zonas potencialmente productoras, (5) a mantener la estabilidad de las
formaciones atravesadas, (6) a dar lubricación a la sarta, prevenir pegas y
corrosión, (7) a mejorar la perforabilidad, (8) a mantener un ambiente limpio, etc.

Entre los materiales poliméricos más usados están: el almidón, la gomas
de “Guar”, “Xanthan” y de algarrobo, CMC, el lignito, la celulosa polianiónica, los

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poliacrilatos, el copolimero de vinil amida/vinil sulfonato, la poliacrilamida
parcialmente hidrolizada, los ácidos poliaminados y la metilglucosa, entre otros.

La desventaja relativa más prominente de los lodos con materiales
poliméricos parece ser su alto costo siendo superados en costo por lodos base
aceite y base material sintético.

En la siguiente tabla se muestra, la relación de los aditivos de base agua con
respecto a su función.

Aditivo Función
Agua Fluido Base
Polímeros, Bentonita y Atapulgita Viscosificante
Bentonita, CMC, Almidón Agente de control de filtrado
Lignosulfonato, Taninos, Fosfatos Reductores de viscosidad
Carbonato de Calcio, Barita Densificante
Productos Especiales Bactericidas, fluidos para despegar tubería

Fluidos base aire

En algunos aires con formaciones duras y secas, se usan 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.

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 De aire o gas: El aire es un fluido de perforación de muy baja densidad cuando
se perfora con este tipo de fluido los recortes son eliminados por la presión del
fluido que es inyectada en el pozo. Son muchas las ventajas que se tienen en
este tipo de perforación, pero también hay requerimientos de equipos y
problemas de pozos muy especiales. El principal problema de la perforación con
el aire son las formaciones con gran contiendo de agua. El caudal de flujo de
agua se puede tolerar dependiendo de la operación; si el caudal excede lo que
puede ser manejado por la velocidad de aire, durante un periodo grande de
tiempo, entonces deben de emplearse otros métodos.

Usando como fluido de perforación aire, gas natural, gases inertes o
mezclas con agua, se han obtenido grandes ventajas económicas en secciones
de rocas consolidadas donde difícilmente se encontrarían grandes cantidades de
agua, pues un aporte adicional de líquido contribuiría a formar lodo, embotando
la sarta, especialmente la broca; el aire o gas seco proveen la mayor rata de
penetración de los diferentes fluidos de perforación, los cortes son usualmente
reducidos a polvo al mismo tiempo que se dirigen a la superficie, al ser
bombardeados a alta velocidad contra los tool joints.

El transporte de los cortes depende de la velocidad en el anular, al no
poseer propiedades que garanticen por sí mismas la suspensión de los cortes o
sólidos transportados; siendo no recomendable su uso ante paredes de pozo
inestables, formaciones productoras de agua, formaciones con alta presión de
poro y adversos factores económicos. En general el uso de este tipo de fluidos
resulta en una rata de perforación más rápida, mayor footage para la broca,
mayor posibilidad para tomar pruebas de las formaciones, limpieza de los
corazones, mejores trabajos de cementación y mejores completamientos. Se usa
mist drilling o perforación de niebla cuando una pequeña cantidad de agua entra
al sistema, eventualmente agentes espumantes son inyectados en la corriente
por tanto disminuyen la tensión interfacial entre el agua, dispersándola dentro del
gas, lo cual incrementa la habilidad de eliminar el agua producida por la

17. 17

formación. Agentes anti-corrosión normalmente no son usados pero cuando
ocurre o se encuentra agua, un inhibidor tipo amina sirve para proteger la sarta.

 Niebla: Se constituye un problema cuando las formaciones contienen agua, o
cuando se encuentran hidrocarburos, se hace necesaria la perforación con
niebla.
La niebla se forma de aire seco pequeñas cantidades de agua y
surfactantes espumosos inyectados a altas velocidades en una corriente de agua
o de aire. Un aumento de la concentración de surfactantes creara una espuma
más firme que ayudará a limpiar mejor el pozo y removerá los recortes más
pesados. Con la utilización de este tipo de fluido se obtienen altas velocidades
anulares y recortes ligeramente mayores.

 Espuma: se forma con la niebla, pero con mayor concentración de agua. La
capacidad de acarreo de estos fluidos depende en mayor grado de la viscosidad
de la velocidad de anular. En comparación con los fluidos anteriores las espumas
ejercen mayor presión sobre la formación.

Fabricados mediante la inyección de agua y agentes espumantes dentro
de una corriente de aire o gas creando un espuma estable y viscosa o mediante
la inyección de una base gel conteniendo un agente espumante, su capacidad de
acarreo es dependiente más de la viscosidad que de la velocidad en el anular.
En cuanto a los lodos aireados en una base gel, tienen el propósito de reducir la
cabeza hidrostática y prevenir pérdidas de circulación en zonas de baja presión,
además de incrementar la rata de penetración.

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Lodos base aceite

Existen dos tipos principales de sistemas:

 Lodos de aceite: que contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas 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, también son especiales para las
operaciones de corazonamiento.

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

El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a
su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg (libras por galón) sin el
uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados con éxito para
muchas tareas de perforación con: pozos profundos con condiciones extremas
de presión y temperatura; problemas de pega de tubería y de estabilidad de
pozo; necesidad de atravesar zonas que contienen sales, yeso o anhidrita;
presencia de sulfuro de hidrógeno hallazgo de formaciones potencialmente
productoras; gran necesidad de minimizar la fricción y los torques (en pozos
altamente desviados). Lastimosamente su carácter contaminante ha restringido
su uso.

19. 19

FACTORES A CONSIDERAR EN LA SELECCIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Una selección adecuada del fluido de perforación es de vital importancia para el
éxito de la perforación, los errores es esta fase pueden resultar muy costosos y difíciles
de corregir, para evitar estos errores es recomendable considerar los siguientes
factores:

 Factores ambientales
 Aspectos de seguridad
 Domos salinos
 Alta temperatura y presión
 Perdidas de circulación
 Lutitas hidrófilas
 Logística
 Económico

Factores ambientales

Con frecuencia este factor es el de mayor peso para la selección de la base
(agua o aceite) del fluido de perforación. Las regulaciones ambientales son variadas y
dependen de donde se encuentre localizado el pozo a perforar.

Zonas marinas Zonas terrestres
 Fluorescencia  Contenido de cloruros
 Biodegradación  Metales pesados
 Bioacumulación  PH y contenido de aceite

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Condiciones de seguridad

La seguridad es prioritaria, y el fluido seleccionado debe ser capaz de mantener
las características o propiedades requeridas para:


 Ejercer un efectivo control de la presión de formación
 Realizar una limpieza efectiva del pozo
 Debe mantener control sobre los contaminantes del área
 Debe permitir la rápida densificación

Domos salinos


Cuando se tiene programado la perforación de un domo salino, la selección del
fluido de perforación debe ser tal que evite los deslaves en la formación, la mejor
solución para estos casos es un fluido base aceite saturado con sal. Si se opta por un
fluido base agua también deberá estar saturada con sal. Los principales problemas al
perforar un domo salino son:

 Descalibre del pozo
 Flujos de sal
 Flujos de agua salada
 Incremento de la densidad
 Perdidas de circulación
 Contaminación del fluido de perforación



Alta temperatura y alta presión


Al perforar pozos con altas temperatura y presión, se debe seleccionar el fluido
que presente mejor estabilidad. El fluido base aceite (emulsión inversa) tiene un mejor
desempeño en estas condiciones. Los problemas más comunes en estos pozos son:

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 Gelificación
 Asentamiento de la barita
 Variación en la densidad (disminución)



Perdida de circulación


Si se va a perforar un pozo en una zona donde existe evidencia de que se puede
presentar una pérdida de circulación de gran magnitud, el tipo de fluido seleccionado
debe ser el más simple y económico posible. Para estos casos el fluido base agua es el
más recomendado y de ser posible fluidos aireados. La problemática en zonas de
pérdida total:


 Manejo de grandes volúmenes de lodo
 Logística
 Costo



Lutitas hidrófilas


Cuando se van a perforar zonas de lutitas hidrófilas (que adsorben agua), lo más
recomendable es el uso de fluidos base aceite ya que un fluido base agua causaría una
desestabilización de las lutitas por hinchamiento. La problemática más común es:


 Inestabilidad del pozo



Logística


Debemos considerar la logística para el acarreo del material químico y fluidos
para la preparación del lodo. Si el lugar es el de difícil acceso será preferible un loco
base agua y si es en costa fuera lo mejor es utilizar un lodo preparado con agua de mar.

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 Distancia
 Acceso



Económico


Deberá realizarse una lista con los fluidos que técnicamente sean capaces de
perforar el pozo con seguridad y eficiencia, realizar un comparativo y finalmente
seleccionar el más económico. En el costo del fluido se debe considerar:


 Costo del fluido base
 Costo del mantenimiento
 Costo del tratamiento de los recortes


Después de analizar y considerar los factores mencionados, estamos en
posibilidad de seleccionar la base del fluido de perforación a utilizar en cada etapa del
pozo. Si seleccionamos un fluido base agua y vamos a perforar una etapa donde
tengamos lutitas hidrófilas es necesario conocer las características mineralógicas de
dicha formación para prevenir problemas de inestabilidad del pozo. Los indicadores más
comunes de inestabilidad son:


 Presencia de derrumbes
 Tendencia al empacamiento de la sarta de perforación
 Excesivos arrastres al sacar la sarta
 Continuos repasos de agujero al meter la sarta
 Altos torques
 Constantes pegaduras de la sarta

23. 23

VENTAJAS Y DESVENTAJA S DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Fluidos a base de agua

El agua fue el primer fluido de perforación empleado, pero el agua por sí mismo
no tiene las propiedades suficientes para ser empleado como un fluido de perforación.
El agua como fluido presenta ventajas y desventajas, por ejemplo.

Ventajas


 Excelente refrigerante de barras y brocas, debido a su gran capacidad de
eliminar calor por convección, impidiendo los sobrecalentamientos, que pueden
llegar a afectar las cualidades del acero y la vida útil de estos.
 Encapsular sólidos perforados para prevenir la dispersión.
 Cubrir lutitas para inhibir y prevenir el hinchamiento.
 Incrementar la viscosidad.
 Reducir las pérdidas de fluidos (filtración).


Desventajas

 Congelamiento: con temperaturas bajo 0º C, requiere la utilización de fluidos
anticongelantes.
 El agua se filtra fácilmente en terrenos arenosos o en formaciones quebradas.
 Las arcillas al estar en contacto con el agua tienden a expandirse y llegan a ser
pegajosas.

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Fluidos a base de aceite

Es un fluido de perforación tiene como fase externa el aceite, este lodo es una
emulsión inversa debido a que su fase externa es aceite, y tiene el agua como fase
interna. Estos se utilizan cuando se requiere altos niveles de inhibición y estabilidad de
fluidos.


Ventajas

 Inhibe para reducir problemas causados por hidratación e hinchamiento de
lutitas.
 Es bueno para ambientes de altas temperaturas debido a su base aceitosa.
 Aporta buena lubricidad, reduce el torque, el arrastre, y el riesgo de pega.
 Es excelente para usarse en algunas áreas donde se enfrenta con problemas de
hidratos como en perforaciones de aguas profundas.
 Preserva la permeabilidad natural no daña zonas de hidrocarburos (a través de
invasión).
 Generalmente, cuando se perfora con lodo a base de aceite se puede conservar
el calibre del hoyo.
 Proporciona tasas de perforación más rápidas.


Desventajas

 Concientización Ambiental: Este tipo de lodo es considerado como residuo
Tóxico, por lo tanto no puede ser dispuesto directamente al ambiente, sino que
realmente necesita dársele un tratamiento especial cuando se usa. Varias
autoridades gubernamentales no permiten operar a las compañías petroleras que
no posean buenos tratamientos de los residuos mientras perforan con lodo base
aceite.
 Salud Personal: Este lodo emite vapores peligrosos que pueden causar
problemas en la salud del personal que trabaja con él, tanto con cortos como por

25. 25

largo tiempo. Por eso se requiere que el personal use sus equipos de protección
(EPP) apropiados para trabajar con el lodo, ya que el mismo puede ocasionar
irritaciones en la piel.
 Costos: Los costos de este sistema de fluidos son mayores de los de lodo Base
Agua si se habla en términos de costo por barril.
 Limpieza: Es muy difícil mantener el taladro limpio durante la perforación con
lodo base aceite. El personal requiere de mayor tiempo y esfuerzo para limpiar el
área donde se trabaja con el lodo.
 Equipos: Las piezas de goma se deterioran fácilmente con el lodo base aceite,
por lo tanto el personal debe frecuentemente chequear las piezas de goma
expuestas al lodo, tales como manguerotes, juntas de expansión, etc.
 Problemas para interpretar los registros.

Fluidos sintéticos


Los aceites sintéticos (aceites minerales) han ganado terreno en la industria.
Estos poseen las mismas ventajas de los fluidos a base de aceite, pero no tienen
problemas ambientales asociados, la ventaja principal es que dichos fluidos son
ambientalmente amigables y pueden ser descargados al mar sin problemas.

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CONCLUSIÓN

El objetivo principal de la operación de perforación de los pozos petroleros es
llegar hasta la zona donde se encuentran los hidrocarburos. Los fluidos de perforación
desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. Un fluido
de perforación es una mezcla de aditivos químicos que proporcionan propiedades
físico- químicas idóneas a las condiciones operativas y a las características de la
formación geológica a perforar, la responsabilidad de la ejecución de estas funciones es
asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo y las personas que dirigen la operación
de perforación. Las propiedades del lodo deben ser las correctas para el ambiente de
perforación específico. Entre muchas más funciones las que figuran básicamente como
las más importantes son la remoción de los recortes del pozo (ripios) y el control de las
presiones de la formación.

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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

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Universidad Nacional de Salta. Disponible en:
http://es.scribd.com/doc/7904671/Introduccion-a-Fluidos-de-Perforacion

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Physical Properties.

- López Valdez, Israel. (S/A). Fluidos de Perforación. Disponible en:
http://es.scribd.com/doc/25599222/Fluidos-de-Perforacion

- PDVSA, 2002 Manual de fluidos de perforación. Primera edición. Venezuela

- Ramírez Willher, (2010). Sistema lodo agua-bentonita. Anzoategui, Venezuela.
Universidad de Oriente. Disponible en:
http://es.scribd.com/doc/44236390/PREINFORME-LODOS-1-WILLHER

- T.K. Derry; Trevor, Williams Historia de la Tecnología

- Venezuela Petroleum Technology. (S/A) Manual técnico para ingenieros en
fluidos de perforación nivel básico. Venezuela

- Viani, Mary Cruz; Pérez Adanies; Fuentes José; Gallardo Daniel; Bastardo, Luis;
Carmona, Gabriel; Olivares, José. (2005) Fluidos.Disponible en:
http://es.scribd.com/full/52562363?access_key=key-1fi1yfaxbqjia0tn5mw7

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Otras fuentes consultadas S/año S/autor:

- Lodos de Perforación. S/A. Disponible en:
http://www.slideshare.net/daviddesing/semana2-fluidos-de-perforacion

- Oil and Gas. Tipos de Lodos. Disponible en:
http://oilworld2008.blogspot.com/2009/01/tipos-de-lodos.html

- Universidad CEDIP. México
http://www.cedip.edu.mx/tomos/tomo03.pdf