DEFINICIÓN DE FLUIDO DE PERFORACIÓN

El Fluido de Perforación es un fluido de características químicas y físicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y además, estable a altas temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias.

El propósito fundamental del fluido de perforación es ayudar a hacer rápida y segura la perforación del pozo. Las principales funciones de los fluidos de perforación incluyen suministrar la presión hidrostática para evitar que los fluidos de las formaciones entren al recinto del pozo; mantener la barrena fría y limpia durante la perforación; acarrear el ripio (cortes de perforación) y mantenerlo en suspensión cuando se detiene la operación y cuando el conjunto de perforación se mete y saca del pozo. El fluido de perforación usado en una tarea particular se escoge para evitar daños a la formación productora y limitar la corrosión. A continuación se discriminan las funciones. Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y el control de las presiones de la formación son funciones sumamente importantes. Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones del pozo y las operaciones en curso

En la siguiente gráfica se puede visualizar el recorrido o ciclo del fluido durante la perforación de un pozo.

Funciones de los fluidos de perforación

Las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes:

1. Retirar los recortes del pozo.2. Controlar las presiones de la formación.3. Suspender y descargar los recortes.4. Obturar las formaciones permeables.5. Mantener la estabilidad del agujero.6. Minimizar los daños al yacimiento.7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.9. Asegurar una evaluación adecuada de la formación.10. Controlar la corrosión.11. Facilitar la cementación y la completación.12. Minimizar el impacto al ambiente.

Sacar los Recortes de formación a superficie,

 Al perforar un determinado pozo se generan recortes de formación en tamaños y cantidad según sea el trepano y la velocidad de penetración. La remoción del recorte debe ser continua para dejar al trepano el espacio libre para que cumpla su función de cavar o hacer un hueco nuevo a cada instante. El lodo junto con el caudal de bombeo debe ser capaz de acarrear estos recortes a superficie dejando limpio el fondo del pozo. La capacidad de limpieza del pozo es función del caudal de bombeo como de la densidad del lodo y su viscosidad.

Controlar las Presiones de formación.

 Toda formación tiene una determinada presión en sus poros denominada presión de poro o presión de formación, esta presión puede ser normal si su gradiente es de 0.433 a 0.465 psi /ft (agua pura agua salada de 1.07 g cc); todo valor por encima se llama presión anormal y todo valor por debajo se llama presión sub-normal. Si se conoce la presión y la profundidad de una formación se puede saber la densidad mínima que debe tener el lodo para controlar esa presión. La densidad mínima de trabajo debe estar por encima debido a que se toma como presión hidrostática más un factor de seguridad de 300psi, elevando la densidad del lodo necesario para controlar la presión de formación. Esta presión de 300psi es un factor de seguridad que puede cubrir la disminución de presión causado cuando se está sacando la herramienta del pozo; ya que casi siempre causa un efecto de pistón. Para incrementar la densidad la industria cuenta con una serie de productos químicos, entre los más usados tenemos: BARITINA, CARBONATO DE

CALCIO, OXIDOS DE HIERRO, CLORURO DE SODIO, DE POTASIO, DE CALCIO. Cada uno con sus ventajas y desventajas.

No dañar las zonas productoras,

 la finalidad de perforar un pozo petrolero es para producir hidrocarburos, esta producción dependerá de muchos factores delos cuales uno se refiere al daño a la productividad causada por el lodo. El daño causado por el lodo puede ser por excesiva cantidad de sólidos, por una sobre presión o por la incompatibilidad química del lodo con la formación productora, como ser inadecuada alcalinidad, contenido de emulsificantes que puedan causarla formación de emulsiones estables en los poros de las formaciones productoras. Es común perforar los pozos por etapas o tramos, los cuales luego de terminados son aislados con cañería cementada, esto se debe a:

 Condiciones de formación

 Presiones a encontrar

Asegurar  la estabilidad del pozo en general.

Estabilizar las paredes de las formaciones.

 Las formaciones que se atraviesan Varían en sus características físico-químicas, según sea la profundidad en que se encuentra como también en su posición en la tierra, la estabilidad de la formación dependerá de la condición con que se atraviesa como también de la relación lodo-formación. La estabilidad de la formación depende en forma directa de la química de los lodos. Un ejemplo de estos es el de que al perforar formaciones llamadas GUMBOS, estas al entrar en contacto con al agua del lodo toman gran cantidad dela misma aumentando varias veces su volumen, provocando lo que se conoce como cierre de agujero que causa los conocidos arrastres y resistencias de la herramienta en movimiento.

No dañar el medio ambiente,

 debido a las tendencias actuales de protección al medio ambiente, los lodos se están diseñando de tal manera que en su composición intervengan productos que no causen o sea mínimo el daño causado al medio ambiente, se trata de productos BIODEGRADABLES.

Sacar Información del fondo del pozo,

 un lodo que está perforando en un pozo, Continuamente trae información del fondo del pozo que el ingeniero de lodos está capacitado para poder interpretar esta información y poder conocer las condiciones que están en el fondo del pozo.

Formar una película impermeable sobre las paredes de la formación,

 Toda formación atravesada tiene cierta permeabilidad una más que otra; las arenas por lo general son bastante permeables y no así las arcillas, esta permeabilidad es lo que hace posible el paso del fluido a través de las rocas; debido a las exigencias de la perforación de tener una presión hidrostática mayor a la presión deformación, parte del líquido del lodo, llamado filtrado, penetra a horizontes en las formaciones, quedando sobre la pared de la formación una costra de sólidos conocido como película o revoque cuyo espesor queda definido por las características del lodo y las normas de perforación; esta película está muy ligada a la estabilidad del pozo que por lo general debe ser delgada, impermeable, lubricada y no quebradiza.

Lubricar y enfriar la sarta de perforación

Los aditivos agregados al lodo generalmente son polímeros los cuales aparte de cumplir con sus funciones para los cuales fueron agregados dan al lodo características de lubricidad que ayuda a minimizar las fricciones entre la herramienta de perforación y las formaciones. Al girar la herramienta al girar o desplazarse genera fricciones con las formaciones el cual se manifiesta como torque (resistencia al giro), arrastre (cuando se saca la herramienta) y resistencia (cuando se mete la herramienta). A medida que se perfora un pozo la temperatura aumenta con la profundidad. El gradiente de temperatura en normal cuando por cada 100ft perforados la temperatura en el fondo del pozo aumenta 1ºF. El lodo entra desde superficie abajas temperaturas y al circular a grandes profundidades va extrayendo calor delas formaciones enfriando el pozo; el lodo y el pozo en si forman un intercambiador de calor.

Mantener en suspensión los sólidos,

El comportamiento del lodo como fluido NO-NEWTONIANO, tanto en estado dinámico como es estado de reposo es distinto al comportamiento de un fluido NEWTONIANO, el lodo tiene un propiedad muy importante que es la de mantener en suspensión a los sólidos que lo componen con la finalidad de que los mismos no se depositen y obstruyan la perforación del pozo. Se llama TIXOTROPIA a la capacidad que tiene el lodo degenerar energía en estado de reposo.

No causar corrosión a la herramienta,

  El lodo debe estar diseñado en el sentido de minimizar el efecto de corrosión en la herramienta de perforación. Se llama corrosión a la degradación continua del metal el cual trata de alcanzar el estado inicial del cual partió. Es un proceso de óxido-reducción que ocurre sobre la superficie metálica por acción del fluido.

FACTORES EN LO QUE INFLUYE EL USO DE FLUIDO DEPERFORACIÓN

Existen ciertos factores que se ven afectados por el uso del fluido de perforación o lodo, estos factores tienen una repercusión importante en las actividades que se realizan durante la perforación y se tienen que tomar en cuenta para lograr obtener un agujero de manera exitosa. Estos factores son:

Velocidad de perforación o ritmo de perforación

Depende principalmente de la selección y mantenimiento apropiados del fluido de perforación. El fluido debe tener propiedades que permitan la mayor velocidad de penetración; por ejemplo, la menor densidad posible, el mínimo contenido de sólidos y óptimas propiedades de flujo.

Limpieza del agujero.

La velocidad anular, el punto de cadencia y la glutinosidad del fluido de perforación, deben ser mantenidos en los valores apropiados.

Estabilidad del agujero.

Se afecta principalmente por 3 factores externos:

 Erosión mecánica debido a la barrena y al aparejo de perforación.

 Composición química del fluido de perforación.

El  tiempo que el agujero permanece descubierto

Programa de revestimiento.

Aunque el programa de revestimiento está principalmente determinado por la profundidad del pozo y la presión de la formación, queda también afectado por el fluido de perforación. En zonas donde se encuentren formaciones inestables, debe de ser acondicionado para estabilizar el agujero, de manera que pueda introducirse el revestimiento a mayores profundidades.

Evaluación de la formación.

El fluido de perforación se debe diseñar de manera que tenga el mínimo efecto sobre la formación productora.

Tiempo de perforación total y costos de terminación.

La elección de los fluidos de perforación se debe hacer tomando en cuenta el mayor valor de penetración con un agujero estable y el mínimo daño a la formación productora. Los costos diarios y finales del lodo no son el factor más

importante en la elección del fluido. El objetivo es reducir el número de días en el pozo, a través de una apropiada elección del fluido y su mantenimiento correspondiente.

Selección del equipo.

Con el fin de contar con los mecanismos adecuados para eliminar los sólidos y que proporcionen una adecuada circulación.

Tipos de Fluidos de Perforación

Básicamente los fluidos de perforación se preparan a base de agua, de aceite (derivados del petróleo) o emulsiones. En su composición interactúan tres partes principales: la parte líquida; la parte sólida, compuesta por material soluble que le imprime las características tixotrópicas y por material insoluble de alta densidad que le imparte peso; y materias químicas adicionales, que se añaden directamente o en soluciones, para controlar las características deseadas.

El tipo de fluido utilizado en la perforación rotatoria en sí, en el reacondicionamiento y terminación de pozos es elemento decisivo en cada una de estas operaciones. Pues las características del fluido tienen relación con la interpretación de las observaciones hechas de los estratos penetrados, ya sean por muestras de ripio tomadas del cernidor, núcleo de pared o núcleos convencionales o a presión; registros de litología, de presión o de temperatura; pruebas preliminares de producción en hoyo desnudo; tareas de pesca, etc.

*Fluído de perforación a base de agua: 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 sustancia coloidal. 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 preferible utilizar bentonita preparada con fines comerciales como la mejor 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 bentonítico resultante es muy favorable para la formación del revoque 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, silicatos y arseniatos.

*Fluído de perforación a base de petróleo: 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 negrohumo o asfalto para impartirle consistencia y poder mantener en suspensión el material pesante 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 soda cáustica, cal cáustica 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.

*Otros tipos de fluidos de perforación: Para la base acuosa del fluido, además de agua fresca, puede usarse agua salobre o agua salada (salmuera) o un tratamiento de sulfato de calcio. Muchas veces se requiere un fluido de pH muy alto, o sea muy alcalino, como es el caso del hecho a base de almidón. En general, la composición y la preparación del fluido son determinadas según la experiencia y resultados obtenidos en el área. Para satisfacer las más simples o complicadas situaciones hay una extensa gama de materiales y aditivos que se emplean como anticorrosivos, reductores o incrementadores de la viscosidad, disminuidores de la filtración, controladores del pH, lubricadores, antifermentantes, floculantes, arrestadores de la pérdida de circulación, surfactantes, controladores de lutitas deleznables o emulsificadores y desmulsificadores, etc.

Actualmente existen alrededor del mundo más de 120 firmas que directa o indirectamente ofrecen la tecnología y los servicios que pide la industria petrolera sobre diagnósticos, preparación, utilización y mantenimiento de todo tipo de fluido de perforación para cada clase de formaciones y circunstancias operacionales, como también fluidos específicos para la terminación, la rehabilitación o limpieza de pozos. El progreso y las aplicaciones en esta rama de ingeniería de petróleos es hoy tan importante que se ha transformado en una especialidad operacional y profesional.

De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del fluido a mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas. 

Propiedades físicas 

PROPIEDAD DESCRIPCIÓN

Densidad o peso Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en

sitio los fluidos de la formación. La densidad se expresa por lo general en lbs/gal, y es uno de los dos factores, de los cuales depende la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido. Durante la perforación de un pozo se trata de mantener una presión hidrostática ligeramente mayor a la presión de la formación, para evitar en lo posible una arremetida, lo cual dependerá de las características de la formación.

Viscosidad API Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para comparar la fluidez

de un líquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica aunque carece de base científica, y el único beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formación en el espacio anular, cuando el flujo es laminar. Por esta razón, generalmente no se toma en consideración para el análisis riguroso de la tixotropía del fluido. Es recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad embudo más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado exhibe alta viscosidad embudo.

Viscosidad plástica Es la viscosidad que resulta de la fricción mecánica entre: Sólidos

Sólidos y líquidos Líquido y líquidos Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes en el fluido, y se controla con equipos mecánicos de Control de Sólidos. Este control es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para obtener altas tasas de penetración (ROP). Una baja viscosidad plástica aunada a un alto punto cedente permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración

Punto cedente Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo

condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en movimiento. El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de los contaminantes solubles como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de formación.Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente. 

La floculación se controla de acuerdo al causante que lo origina. Se usan adelgazantes químicos cuando es causada por excesos de sólidos arcillosos y agua cuando el fluido se deshidrata por altas temperaturas.

Resistencia o fuerza de gel Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y

electroquímica bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de suspensión del fluido y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la origina el mismo tipo de sólido (reactivo). Las mediciones comunes de esta propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero pueden ser medidas para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta fuerza debe ser lo suficientemente baja para: Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie, principalmente en la trampa de arena. Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido, para facilitar el funcionamiento del desgasificador.

Filtrado API y a HP –HT (Alta presión – Alta temperatura)

El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores: Presión Dispersión Temperatura TiempoSe mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los fluidos base agua y a alta presión (HP) y alta temperatura (HT) para los fluidos base aceite.

Su control depende del tipo de formación. En formaciones permeables no productoras se controla desarrollando un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene alta concentración y dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos de control de filtración. Por ello, es práctica efectiva usar bentonita prehidratada para controlar el filtrado API.

pH El pH indica si el lodo es ácido o básico. La mayoría de los fluidos base acuosa son alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7.5 a 11.5. Cuando el pH varía de 7.5 a 9.5, el fluido es de bajo pH y cuando varía de 9.5 a 11.5, es de alto pH.

% ArenaLa arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica. El porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo posible para evitar daños a los equipos de perforación. La arena es completamente abrasiva y causa daño considerable a las camisas de las bombas de lodo.

% Sólidos y líquidos El porcentaje de sólidos y líquidos se determina con una prueba de

retorta. Los resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad especifica. En los fluidos base agua, se pueden conocer los porcentajes de bentonita, arcilla de formación y sólidos no reactivos de formación, pero en los fluidos base aceite, no es posible conocer este tipo de información, porque resulta imposible hacerles una prueba de MBT.

Propiedades químicas

PROPIEDAD DESCRIPCIÓN

DurezaEs causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua o en el filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos base de agua.

ClorurosEs la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua.

Alcalinidad La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de iones solubles en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba de alcalinidad se pueden estimar la concentración de iones OH– CO3 = y HCO3 –, presentes en el fluido.

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

contiene el fluido.

Principales propiedades reológicas los lodos de perforación

DENSIDAD

Define la capacidad del lodo de ejercer una contrapresión en las paredes de la perforación, controlando de este modo las presiones litostática e hidrostática existentes en las formaciones perforadas. 

Se determina pesando en una balanza un volumen conocido de lodo. La escala de la balanza (Baroid) da directamente el valor de la densidad del lodo. La densidad de los lodos bentoníticos puede variar desde poco más de la unidad hasta 1,2 aproximadamente. Para conseguir densidades mayores y que el lodo siga siendo bombeable, es preciso añadir aditivos como el sulfato bárico (baritina) que tiene una densidad comprendida entre 4,20 y 4,35, lográndose lodos con densidades de hasta 2,4. Otros aditivos para aumentar la densidad, aunque menos usados, son la galena (7,5), con cuya adición se pueden alcanzar densidades análogas a la de la baritina, el carbonato cálcico (2,7) o la pirita (5). Para rebajar la densidad será preciso diluir el lodo mediante la adición de agua. 

En los lodos preparados para perforar pozos para agua, las densidades oscilan entre 1,04 y 1,14 sin que sean más eficaces cuando se sobrepasa esta cifra e incluso pueden aparecer problemas de bombeo y peligro de tapar con ellos horizontes acuíferos. Además, el aumento de la densidad del lodo no tiene un efecto grande en el mantenimiento de las paredes del pozo, más bien, es mayor la influencia de sus propiedades tixotrópicas y la adecuación de los restantes parámetros a la litología y calidad de las aguas encontradas. Si hubiera que

controlar, por ejemplo surgencias, la densidad puede incrementarse mediante adición de aditivos pesados.

La densidad tiene una influencia directa en la capacidad de extracción del detritus, pues al regirse, de forma aproximada por la ley de Stoke es proporcional a la densidad del flujo considerado. 

VISCOSIDAD

Es la resistencia interna de un fluido a circular. Define la capacidad del lodo de lograr una buena limpieza del útil de perforación, de mantener en suspensión y desalojar los detritus y de facilitar su decantación en las balsas o tamices vibrantes. 

En los bombeos, a doble viscosidad será necesaria una doble potencia. Según la fórmula de Stokes, la velocidad de caída del detritus en el fluido es inversamente proporcional a su viscosidad, y por tanto, la capacidad de arrastre lo es directamente. 

TRIXOTROPIA

Es la propiedad que tienen las suspensiones bentoníticas de pasar de gel a sol mediante agitación. Ciertos geles pueden licuarse cuando se agitan vibran y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o la vibración. Las agitaciones o vibraciones, o incluso menores perturbaciones mecánicas hacen que una sustancia tixotrópica se vuelva más fluida, hasta el extremo de cambiar de estado, de sólida a líquida pudiéndo recuperarse y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o vibración.

Ciertas arcillas presentan propiedades tixotrópicas (p. ej., las suspensiones bentoníticas). Cuando las arcillas tixotrópicas se agitan, se convierte en un verdadero líquido, es decir, pasan de "gel" a "sol". Si a continuación se las deja en reposo, recuperan la cohesión y el comportamiento sólido. Para que una arcilla tixotrópica muestre este comportamiento deberá poseer un contenido en agua próximo a su límite líquido. En cambio, en torno a su límite plástico, no existe posibilidad de comportamiento tixotrópico. 

COSTRA Y AGUA DE FILTRADO (CAKE)

Parte del lodo, que impulsado por la bomba circula por el espacio anular comprendido entre la pared del varillaje y la de la perforación, se filtra a través de ésta, depositando en la misma partículas coloidales que forman una costra

(cake). Esta costra proporciona una cierta cohesión a las formaciones en contacto con la perforación ayudando a sostener sus paredes al mismo tiempo que las impermeabiliza, dificultando el paso del lodo hacia los acuíferos. Es por ello que un buen lodo debe permitir la formación de esta costra. 

Por tanto, la costra debe ser resistente e impermeable. Resistente para que no sea fácilmente erosionable por el roce de la sarta o columna de perforación, e impermeable para que su espesor se mantenga dentro de estrechos límites, compatibles con el mantenimiento del diámetro de la perforación. Esto no ocurriría si el agua libre del lodo se filtrase continuamente a través de la costra, aumentando el espesor de ésta con el depósito continuo de partículas coloidales.

La capacidad de construir el "cake" de un lodo depende del agua libre de éste, así como de la permeabilidad de las paredes del sondeo. Para estimar estas capacidades se utiliza un filtro-prensa normalizado, haciéndose pasar el lodo durante 30 minutos, con la prensa tarada a una presión máxima de 7 kg/cm2

. Un lodo de perforación de buenas características, no debe dejar pasar más de 20 cm3 de filtrado, formando un cake de espesor comprendido entre 5 y 8 mm.

pH

Las condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de sus características. Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de formaciones evaporíticas, salinas, calcáreas u horizontes acuíferos cargados de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose posteriormente la sedimentación de las partículas unidas. 

La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es esencial para que cumpla su función como tal, por lo que será necesario realizar un continuo control del pH. Esto se puede llevar a cabo mediante la utilización de papeles indicadores (sensibilidad alrededor de 0,5 unidades) sin necesidad de recurrir a ph-metros, ya que son delicados para usarlos de forma habitual en el campo. 

En general, un lodo bentonítico es estable cuando su pH está comprendido entre 7 y 9,5, aproximadamente, precipitando fuera de este intervalo. Para corregir y mantener el pH dentro de los límites adecuados se pueden utilizar diferentes productos. 

CONTENIDO DE ARENA

Un lodo de perforación en buenas condiciones debe presentar un contenido en fracciones arenosas prácticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su fabricación se usan productos de calidad, debe estar exento de arena. Sin embargo, a lo largo de la perforación y especialmente en acuíferos detríticos, es inevitable que a medida que avance la perforación, el lodo se va a ir cargando en arena, empeorando sus condiciones.Se ha comprobado que con contenidos de arena superiores al 15%, los lodos sufren un incremento "ficticio" de la densidad, repercutiendo en la viscosidad y la tixotropía. Además, el contenido en arena resulta especialmente nocivo para las bombas de inyección al desgastarlas prematuramente. 

Para combatir estos efectos se disponen desarenadores. La forma más elemental consiste en dejar decantar en una balsa el lodo que retorna a la perforación, aspirándolo nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior por un rebosadero de superficie. Procedimientos más rápidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las cribas vibratorias y los desarenadores centrífugos (ciclones).

El control del contenido en arena se realiza mediante tamices normalizados, más concretamente, el tamiz 200 (200 hilos por pulgada, equivalente a 0,074 mm, 74 micras), expresándose en porcentajes. En un lodo se considera arena a la fracción fina que pasa por este tamiz.

Para determinar la cantidad de arena que contiene, se toma una muestra de lodo de 100 cm3, pasándola por la malla del tamiz 200. El residuo retenido sobre el tamiz después del lavado con agua, se vierte en un tubo de cristal graduado en %, de 100 cm3 de volumen, expresándose el contenido de arena por la lectura correspondiente. 

Existe un dispositivo específico denominado "tamiz Baroid o elutriómetro", en el que el tamiz va intercalado entre un recipiente de volumen determinado y una probeta transparente graduada en porcentajes. 

ADITIVOS DE LOS LODOS DE PERFORACIÓN

En perforación, aunque la base es un lodo bentonítico puro formado por una suspensión de arcilla montmorillonítica en agua, sea adicionan ciertos productos para conseguir unas características y propiedades del lodo que se aproximen a las consideradas experimentalmente como más óptimas.

Sulfato bárico obaritina(SO4Ba)

Raramente necesario en la perforación de pozos para agua. Tiene fundamentalmente su aplicación en perforaciones si se encuentran horizontes con fluidos a presión elevada (acuíferos surgentes).Con la adición de sulfato bárico, con densidad comprendida entre 4,20-4,35 se consiguen densidades en el lodo superiores a 2,35-2,40, sin que el aumento de sólidos en el lodo perjudique de forma notable su viscosidad y tixotropía. También puede usarse la galena para aumentar la densidad de un lodo. Se utiliza en forma de polvo (densidad aproximada a 6,5), pudiendo alcanzar el lodo densidades de hasta 4.

Carboximetil-celulosa (CMC)

Es un coloide orgánico (almidón sódico), que se utiliza mucho en la preparación de lodos para pozos. Contribuye a mantener una costra fina y reduce el agua de filtrado. Los hay de alta y baja viscosidad, que transmiten estas propiedades al lodo tratado. No es muy propenso a la fermentación, la cual, caso de presentarse puede corregirse con la adición de sosa cáustica.

Quebracho Es un tanino de buena calidad, que sirve para fluidificar el lodo, mejorando las condiciones de bombeo, sin que disminuya notablemente su capacidad de suspensión de sólidos. No aumenta el agua de filtrado. Tiene muy buen comportamiento frente a contaminaciones salinas. Por su coloración, los lodos con quebracho, se suelen designar con el nombre de "lodos rojos".

Lignosulfonatos Sales complejas de lignina. Actúan en forma análoga a la del quebracho, pero de forma más enérgica, aligerando la viscosidad del lodo y reduciendo su agua de filtrado. Son muy resistentes a la contaminación por detritus y por ello están indicadas en la perforación de horizontes con yeso, ya que éste aumenta extraordinariamente la viscosidad del lodo. Es mucho más caro que el quebracho. Su empleo presenta algunas dificultades, principalmente por la gran producción de burbujas que dificultan el bombeo. Estas burbujas (parecidas a la espuma de un detergente) se eliminan con la adición de estearato de aluminio disuelto normalmente en gas-oil.

Sosa cáustica Se utiliza para evitar fermentaciones, por ejemplo de CMC, y pra corregir el pH cuando está bajo. Frecuentemente se asocia al quebracho. Es preciso tomar precauciones para la preparación y manipulación de lodos con sosa, protegiéndose con guantes y equipo adecuado.

Bicarbonato Indicado para subir el pH del lodo, principalmente cuando se ha

Sulfato bárico obaritina(SO4Ba)

Raramente necesario en la perforación de pozos para agua. Tiene fundamentalmente su aplicación en perforaciones si se encuentran horizontes con fluidos a presión elevada (acuíferos surgentes).Con la adición de sulfato bárico, con densidad comprendida entre 4,20-4,35 se consiguen densidades en el lodo superiores a 2,35-2,40, sin que el aumento de sólidos en el lodo perjudique de forma notable su viscosidad y tixotropía. También puede usarse la galena para aumentar la densidad de un lodo. Se utiliza en forma de polvo (densidad aproximada a 6,5), pudiendo alcanzar el lodo densidades de hasta 4.

Carboximetil-celulosa (CMC)

Es un coloide orgánico (almidón sódico), que se utiliza mucho en la preparación de lodos para pozos. Contribuye a mantener una costra fina y reduce el agua de filtrado. Los hay de alta y baja viscosidad, que transmiten estas propiedades al lodo tratado. No es muy propenso a la fermentación, la cual, caso de presentarse puede corregirse con la adición de sosa cáustica.

Quebracho Es un tanino de buena calidad, que sirve para fluidificar el lodo, mejorando las condiciones de bombeo, sin que disminuya notablemente su capacidad de suspensión de sólidos. No aumenta el agua de filtrado. Tiene muy buen comportamiento frente a contaminaciones salinas. Por su coloración, los lodos con quebracho, se suelen designar con el nombre de "lodos rojos".

Lignosulfonatos Sales complejas de lignina. Actúan en forma análoga a la del quebracho, pero de forma más enérgica, aligerando la viscosidad del lodo y reduciendo su agua de filtrado. Son muy resistentes a la contaminación por detritus y por ello están indicadas en la perforación de horizontes con yeso, ya que éste aumenta extraordinariamente la viscosidad del lodo. Es mucho más caro que el quebracho. Su empleo presenta algunas dificultades, principalmente por la gran producción de burbujas que dificultan el bombeo. Estas burbujas (parecidas a la espuma de un detergente) se eliminan con la adición de estearato de aluminio disuelto normalmente en gas-oil.

Sosa cáustica Se utiliza para evitar fermentaciones, por ejemplo de CMC, y pra corregir el pH cuando está bajo. Frecuentemente se asocia al quebracho. Es preciso tomar precauciones para la preparación y manipulación de lodos con sosa, protegiéndose con guantes y equipo adecuado.

Bicarbonato Indicado para subir el pH del lodo, principalmente cuando se ha