LODOS FDO BONILLA Propiedades.pdf

Preparado por: Fernando Bonilla 1

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

1. INTRODUCCIÓN Las propiedades de los fluidos de perforación determinadas por los métodos de prueba rutinarios, pueden ser usados como una guía tanto cualitativa como cuantitativa para controlar su comportamiento. Los métodos de prueba están escritos en detalle en los boletines API RP-13B1, API RP-13B2 y el API RP-13G. Aunque es bien posible que dos personas que usen diferentes equipos de prueba al caracterizar un mismo lodo en un mismo instante, muy difícilmente obtendrán los mismos resultados en las pruebas. Por lo anterior se requiere tener mucho cuidado y es muy importante la exactitud y la consistencia de los resultados. A pesar de la importancia obvia de los valores de las propiedades medidas, quizás aún de más significancia son los cambios encontrados en estas propiedades. El monitoreo diario y la interpretación adecuada de los cambios en las propiedades de los fluidos de perforación son necesarios si se quiere obtener soluciones adecuadas a muchos de los problemas que se presentan día a día en las operaciones de perforación que se realizan. En el texto del presente módulo se discutirá la importancia de las pruebas que se realizan en el campo y se dará una breve interpretación de su importancia. El énfasis se hará en la definición y las funciones físicas de las propiedades del lodo, en guías generales en el control exitoso en el campo de estas propiedades, y en las prácticas y errores muy comunes observados en la caracterización de los fluidos de perforación en el campo. El entendimiento de estas propiedades y funciones debe permitirle al personal encargado de la perforación evaluar los datos obtenidos, ayudar en la planeación económica de los tratamientos para tener un apropiado mantenimiento del lodo y, si es necesario, darle solución a un problema presentado. Las propiedades de un lodo que se reportan diariamente en forma estandarizada son todas determinadas en el campo y son generalmente elaboradas, revisadas y reportadas por el Ingeniero de Lodos. Algunas de estas propiedades son solamente determinadas en casos especiales. La pérdida de filtrado a alta presión-alta temperatura y el contenido de arcilla activa de un fluido de perforación son dos propiedades de diagnostico esenciales que deberían ser determinadas rutinariamente después de instalado el revestimiento de superficie. Es deber de un Ingeniero de Lodos asignado las 24 horas del día a un equipo de perforación, caracterizar y reportar en el mismo formato, muestras de lodo tomadas tanto en la línea de retorno de lodo como del tanque de succión. Se debe contar con que al menos se haga dos (2) caracterizaciones del lodo por día. El equipo de prueba se debe calibrar regularmente. En todos los casos las pruebas del lodo deben estar de acuerdo con los requerimientos operacionales.


2. DENSIDAD DEL LODO

2.1 Cabeza Hidrostática La densidad del lodo o peso del lodo es realmente una medida de la densidad expresada en términos de masa por de volumen del lodo. Debido a que la exactitud del valor del peso del lodo es crítico para la seguridad de la operación de perforación, las personas responsables del pozo deben asumir periódicamente por si solos la responsabilidad de medir el peso del lodo y de tener calibrado el equipo. Idealmente, densidades de lodo tan bajas como la densidad de aceites refinados son las deseadas con el objeto de lograr una óptima rata de penetración y para minimizar las oportunidades de pérdidas de circulación. Sin embargo, en la práctica, densidades de lodo que exceden hasta en dos y media veces la densidad del aceite pueden ser necesarias para controlar la entrada de fluidos de la formación y prevenir las patadas de pozo o para controlar el colapso del pozo en formaciones con problemas. Estos controles son el resultado de la presión ejercida por el peso de la columna de lodo a una profundidad particular, lo que se llama como cabeza hidrostática. Se puede calcular como sigue: Cabeza hidrostática = Gradiente de presión * Profundidad Vertical. En unidades de campo: Cabeza hidrostática(psi) = 0.052 * peso del lodo(ppg) * Profundidad vertical(ft).

2.2 MEDIDA DE LA DENSIDAD DEL LODO En el campo el peso de un fluido de perforación se mide ordinariamente en la balanza de lodos convencional (Para más detalles ver el API RP-13B 1). El brazo está graduado para dar una medida directa de la densidad en cuatro unidades diferentes. Estas unidades son: Libras por pie cúbico, gramos por centímetro cúbico, libras por galón y gradiente de presión (psi/1000 ft). Ha sido aprobado por la API una balanza presurizada para determinar el peso del lodo de fluidos de perforación gaseosos. Fue desarrollada para medir la densidad real de lechadas de cemento las cuales son susceptibles a la formación espumas y al entrampamiento de aire. Se probó que la balanza presurizada es efectiva para eliminar los efectos atrapamiento de burbujas de gas o aire en las muestras de fluido de perforación en la determinación de su densidad real. Tan sencillo como puede parecer, la medida en campo del peso del lodo puede ser ligeramente errónea. Los errores en los pesos de lodo reportados pueden conducir a patadas de pozo, pérdidas de circulación, altos costos de lodo y altos costos de perforación.


Las causas comunes de tales errores son debidas a: Balanza de lodo descalibrada. Cemento o lodo seco que se ha adherido a la taza o al brazo. Pérdidas de metal de la balanza debido al uso de la misma. Llenado inapropiado de la taza Burbuja de nivel que no se ha centrado apropiadamente. Descuido en la lectura o en el manejo de la balanza de lodo. Aire o gas atrapado dentro del lodo. Influjo de gas al lodo o gas de los cortes. Espuma. Aireación en el equipo de superficie.

Para evitar tales errores: La balanza de lodo debe ser calibrada frecuentemente. Al estar descalibrada, debería ser recalibrada de acuerdo a las instrucciones contenidas en la norma API RP-13B. Es buena idea calibrar todas las escalas al mismo tiempo y por la misma persona. La muestra de lodo debe estar libre de espuma y burbujas de aire para determinar una buena medida del peso del lodo, o si esto es muy difícil, obtener y usar una balanza de lodos presurizada.

3. REOLOGIA DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN

3.1 GENERALIDADES Durante las operaciones de perforación es muy importante controlar las diferentes propiedades físicas del fluido de perforación. Las propiedades deben ser mantenidas en determinados valores para dar al fluido de perforación las características óptimas, optimizando la perforación. Las dos propiedades que más se requiere controlar son la viscosidad y la resistencia gel. Estas propiedades están directamente relacionadas a cinco (5) funciones primarias de un fluido de perforación. Remoción de cortes de perforación. Suspensión de cortes y material pesante cuando no hay circulación. Reducción de posibles daños adversos a las paredes del pozo. Mantener los cortes de perforación intactos para proveer información acerca de las formaciones penetradas. Toma de decisiones sobre el correcto tratamiento químico para el lodo. La viscosidad está continuamente cambiando durante las operaciones de perforación. La penetración de la formación por la broca de perforación proporciona sólidos activos, sólidos inertes y contaminantes al sistema de fluido de perforación. Estos agentes


adicionales pueden causar cambios en la viscosidad y resistencia gel, incrementando dichos valores a niveles que no conducen a una óptima perforación. En estas condiciones, el agua o aditivos químicos, o ambos, pueden ser necesario agregarlos al sistema para controlar las propiedades reológicas. Cuando se desarrollan viscosidades anormales, pueden ocurrir diferentes problemas en la perforación tales como: Invasión de gas o agua salada proveniente de los alrededores del pozo. Derrumbes de arcillolitas (shale). Lodos cargados en excesivas cantidades de arena contribuyen a la abrasión del equipo. Pérdidas de circulación resultante de incrementos de presión aplicada sobre el hueco abierto. Entrampamiento de gas en el fluido de perforación, el cual puede generar un reventón. Uso de una presión de bombeo elevada para reiniciar una circulación o requerimientos de alta presión de bombeo para circular los fluidos.

Cuando el fluido de perforación es caracterizado usando un Reómetro (Viscosímetro rotacional), la variación de la viscosidad se puede determinar y puede ser interpretada para saber cual fue la causa de la variación. Como resultado de lo anterior se pueden iniciar tratamientos correctivos. Los valores de viscosidad también pueden ser usados para: Determinación de las pérdidas de presión en el sistema y la hidráulica de la broca. Determinación de la densidad de circulación equivalente (ECD). Determinación de la capacidad de arrastre del lodo.

3.2 DEFINICIÓN DE VISCOSIDAD El primer lugar en importancia entre las propiedades de un lodo lo ocupa la viscosidad. Es un término que define la resistencia de un fluido a fluir, y es esencialmente equivalente a su fricción interna en un estado dinámico. En el campo petrolero, el término viscosidad se usa primariamente como una expresión general que describe el comportamiento aparente de un fluido de perforación; por ejemplo, un lodo “grueso” es aquel que posee alta viscosidad. Una descripción más cuantitativa de la viscosidad como la resistencia al flujo es dada por el comportamiento reológico de un lodo de perforación. Esto es el estudio de un fluido cuando está fluyendo (Reo=flujo, Logía=Estudio). Cuando un fluido está fluyendo, existe una fuerza en el fluido que se opone al flujo. Esta fuerza es conocida como el esfuerzo de corte. Ella puede ser considerada como una fuerza friccional la cual existe entre las moléculas del líquido cuando una capa de fluido se desliza sobre la otra. Es más fácil para el corte que él ocurra entre las capas del líquido que contra la pared de una tubería y es por eso que la primera capa de


fluido, o sea, el fluido en contacto con la pared, no fluye. La velocidad de cada capa sucesiva progresivamente se incrementa de la pared al centro de la tubería. Ver figura 2.1.

Figura 2.1 Relación entre Esfuerzo de Corte y Rata de Corte

Dos capas de fluido están colocadas entre dos planos a una distancia de ∆X metros. Un plano está estacionario, el otro se está moviendo bajo la acción de una fuerza aplicada sobre un área conocida a una velocidad V m/s. Las capas de fluido no se pueden mover a través de sus planos adyacentes, en cambio la capa A se desliza sobre la capa de fluido B. La capa de fluido A entonces tiene una velocidad mayor que la capa de fluido B; ahora allí existe una diferencia de velocidad ∆V sobre una distancia ∆X perpendicular a la dirección de flujo. El esfuerzo de corte se define entonces como:

ESFUERZO DE CORTE FUERZA APLICADAAREA APLICADA

Newtonm

( )τ =

2

Y la Rata de Corte se define como:

RATA DE CORTE VX

m sm

s( ) /γ =

= −∆

∆1

La fuerza friccional entre las dos capas es llamada la fricción interna o viscosidad dinámica y matemáticamente se define como:

VISCOSIDAD Newton ms

Poises( ) /µ

τγ

=

=−

2

1 10

La relación entre la rata de corte y el esfuerzo de corte define el comportamiento reológico de un fluido.

3.3 MEDIDA DE LA VISCOSIDAD Aquí se discutirán dos métodos para determinar la viscosidad de un fluido de perforación. Ellos son:


La medida de viscosidad de embudo. Este método es el más viejo que se conoce y es solamente útil para monitorear los cambios reológicos del fluido. Su valor no puede ser usado para propósitos de cálculos de ingeniería ni para tratamiento de lodo. La viscosidad medida en el viscosímetro Fann. Esta medida obtenida de dicho instrumento puede ser usada tanto para cálculos de ingeniería como para determinar tratamiento de lodo.

3.3.1 Viscosidad de embudo La medida de viscosidad de embudo después de la densidad del lodo es históricamente la prueba más común de los fluidos de perforación. La viscosidad de un fluido de perforación es medida haciendo pasar el fluido de perforación por un embudo y recibiéndolo en una taza debidamente graduada (para más detalles referirse al boletín API RP-13B). La viscosidad de embudo es sencillamente el tiempo en segundos que un cuarto de galón de lodo (946 ml) tarda en fluir a través del embudo hacia la taza. Como ejemplo, el agua dulce debe tener una viscosidad de embudo de 26±0.5 segundos. En campos petroleros donde se usa el sistema de unidades SI la cantidad de fluido debe ser de un litro y para el caso del agua dulce la viscosidad de embudo debe ser 27 segundos. La viscosidad de embudo de un sistema de lodo dado es una de las formas de determinación de la viscosidad y se advierte que no puede ser correlacionado con otras propiedades reológicas. Además, un sistema de lodo no puede ser tratado con base con la viscosidad de embudo. Además, no se pueden establecer correlaciones significantes entre dos fluidos de perforación de composiciones diferentes basadas en sus viscosidades de embudo. Por ejemplo, un lodo disperso de arcilla con una viscosidad de embudo de 35 segundos no tendrá las mismas propiedades de flujo de un lodo no disperso de arcilla con una idéntica viscosidad de embudo (35 segundos). Como la viscosidad de embudo no es una propiedad independiente de lodo, es erróneo y muy peligroso especificar valores de viscosidad de embudo como parámetro de operación en un programa de lodo. Fluctuaciones de 1 a 3 segundos en la viscosidad de embudo reflejan cambios despreciables en la viscosidad del fluido de perforación. Sinembargo tendencias progresivas de la viscosidad de embudo, tales como incrementos de uno a dos segundos por hora o por ciclo de circulación, indican que puede haber un incremento indeseable de sólidos y/o una contaminación química progresiva. Cambios bruscos en la viscosidad de embudo indican cambios drásticos de las propiedades básicas de flujo posiblemente debidas a una contaminación en gran escala. La observancia de las tendencias y de los cambios bruscos en la viscosidad de embudo sugieren una caracterización cuidadosa de las propiedades del lodo para determinar el apropiado tratamiento que se necesite.

3.3.2 El viscosímetro rotacional FANN.


Como la relación entre el esfuerzo de corte y la rata de corte es un indicativo de la viscosidad de un fluido, el viscosímetro rotacional es el equipo perfectamente útil para medir la relación entre el esfuerzo de corte y la rata de corte. El instrumento opera de la siguiente manera: El lodo debe estar en el espacio anular entre el bulbo y la camisa rotatoria(Ver figura 2.2) La rata de corte se varia cambiando la velocidad de la camisa exterior. El torque es un resultado de la fricción interna del fluido y es transmitido hacia el interior del cilindro y convertido a una lectura del dial por un resorte de torsión. La lectura está en unidades del instrumento y puede ser convertida a unidades de esfuerzo de corte utilizando un factor de conversión.

Figura 2.2 Reómetro Rotacional o Viscosímetro Fann

El viscosímetro rotacional está diseñado de tal manera que cuando la velocidad del rotor (RPM) sea multiplicada por 1.7, la rata de corte se convertirá a S-1 (RPM x 1.7 = S-

1). La lectura del dial está en unidades del instrumento. Multiplicando la lectura del dial por el factor 1.067 el valor del esfuerzo del corte se obtiene en lb/100ft2 y cuando la lectura del dial se multiplique por 5.11 el esfuerzo del corte será expresado en dina/cm2 o 0.1 N/m2.

µω

=511 100

17

.

.

x x lectura del dial

x ó

µω

=300 x lectura del dial

Donde µ = viscosidad en cp y


ω = viscosidad del viscosímetro en RPM. Un viscosímetro estándar debe tener las siguientes velocidades: 3, 6, 100, 200, 300, y 600 rpm lo cual cubre un amplio rango de ratas de corte aplicables y correlacionables con las condiciones reales de perforación.

3.4 MODELO REOLOGICOS El comportamiento reológico se estudia usualmente haciendo una gráfica el esfuerzo de corte contra la rata de corte. Las gráficas comúnmente conocidas como reogramas y representan la relación entre el esfuerzo de corte y la rata de corte que caracterizan, identifican y distinguen a cada fluido. Tal gráfica es una técnica útil para describir el comportamiento reológico con más detalle. Se pueden distinguir dos tipos de fluidos: Fluidos Newtonianos. Para estos fluidos el esfuerzo de corte es siempre proporcional a la rata de corte. Ejemplos de ellos son el agua, el aceite y el gas. Fluidos No-Newtonianos. Para este tipo de fluidos difícilmente hay una relación en forma de línea recta en la gráfica de esfuerzo de corte contra rata de corte, por lo tanto dicha relación tiene que ser establecida experimentalmente o en forma aproximada con la ayuda de ciertos modelos matemáticos.

3.4.1 Fluidos Newtonianos Los fluidos Newtonianos muestran una relación directamente proporcional entre el esfuerzo del corte y la rata de corte para el régimen de flujo laminar. Para ayudar a entender el comportamiento reológico de los fluidos Newtonianos, observar la representación gráfica de la figura 2.3.

Figura 2.3 Rata de Corte vs. Esfuerzo de Corte. Fluidos Newtonianos

El fluido empieza a moverse inmediatamente se le aplica la presión (esfuerzo de corte producido por el bombeo) y el fluido se mueve durante todo el tiempo en que la presión


sea aplicada. Un fluido Newtoniano se mueve a una rata de corte directamente proporcional al esfuerzo del corte aplicado. Si la rata de corte es directamente proporcional al esfuerzo de corte, doblando la presión se doblará la velocidad y viceversa. Para un fluido Newtoniano la relación entre el esfuerzo de corte y la rata de corte es una línea recta que pasa por el origen. La pendiente de la curva es entonces una medida de la viscosidad del fluido, lo que quiere decir que entre más alta la pendiente más alta será la viscosidad (µ1>µ2). FLUJO LAMINAR CONTRA FLUJO TURBULENTO Para ciertos valores de rata de corte, la proporcionalidad entre el esfuerzo de corte y la rata de corte entre los fluidos Newtonianos desaparece. Este valor de la rata de corte es conocido como la velocidad crítica. El inicio de la velocidad critica se manifiesta en un gran incremento de la presión con pequeños incrementos en la velocidad. En otras palabras, la relación se hace no proporcional. Para ratas de corte que excedan este valor, el tipo de flujo cambia del llamado flujo laminar al llamado flujo turbulento. El límite entre el flujo laminar y el flujo turbulento está señalado por el llamado número Reynolds, que es un número adimensional definido por:

Rx V x D

e =ρ

µ

en la cual ρ = densidad, V = velocidad, D = diámetro de la tubería y µ = viscosidad efectiva o aparente para una rata de corte dada. La transición de flujo laminar a flujo turbulento empieza en Re=2100, sin embargo el flujo turbulento total se desarrolla a un Re>3000. La ecuación de arriba es en principio válida solamente para fluidos Newtonianos; para fluidos No-Newtonianos se debe hacer un ajuste. Sin embargo en muchas aplicaciones este grado de exactitud no es requerido.

3.4.2 Fluidos No-Newtonianos La adición de diversos fluidos y sólidos a un fluido Newtoniano afecta su comportamiento reológico, resultante en una posible conversión a fluido No-Newtoniano, lo que quiere decir que su viscosidad llega a ser dependiente de la rata de corte. Como consecuencia de lo anterior, siempre que se de un reporte de viscosidad se debe especificar la rata de corte a la que fue determinada. En la clase de los fluidos No-Newtonianos se pueden distinguir tres tipos de sub-clases. Ellos son los llamados:


• Fluidos plásticos. Son aquellos que requieren de una cantidad significante de fuerza para iniciar el flujo.

• Los fluidos seudo-plásticos. Aquellos que muestran un fuerte efecto de adelgazamiento a altas ratas de corte.

• Los fluidos dilatantes. Los cuales muestran un fuerte incremento de la viscosidad al aumentarse la rata de corte.

El término Fluidos Plásticos Bingham es con frecuencia aplicado a los fluidos de perforación comunes y es un caso especial de los fluidos plásticos. Aunque se usa indistintamente para describir los fluidos No-Newtonianos, debe tenerse en cuenta que el comportamiento Plástico Bingham no caracteriza el comportamiento de todos los fluidos No-Newtonianos.

3.4.2.1 Modelo Plástico Bingham Los fluidos No-Newtonianos muestran una relación no proporcional entre el esfuerzo de corte y la rata de corte dentro del régimen de flujo laminar. Por consiguiente, la viscosidad varia como una función de la rata de corte. Puede ser visto en la figura 2.4 que para una gran parte de la región de flujo laminar de un fluido No-Newtoniano, la viscosidad es constante, lo que quiere decir que el esfuerzo de corte está linealmente relacionado con la rata de corte, o en otras palabras, el comportamiento del fluido es el de un fluido Newtoniano. Esto es especialmente cierto en la región comprendida entre las ratas de corte de 511 a 1022 S-1. En los rangos de rata de corte más bajos y también por encima del límite de la rata de corte crítica, la relación es no lineal.

Figura 2.4 Comportamiento Reológico de los Fluidos Plásticos. No Newtonianos


Resumiendo, un fluido muestra comportamiento No-Newtoniano dentro del rango de las ratas de corte más baja, comportamiento Newtoniano dentro del rango de ratas de corte comprendidas entre 511 y 1022 S-1 y de nuevo comportamiento No-Newtoniano una vez pasa al rango de las ratas de corte que caracterizan el flujo turbulento. Viscosidad plástica Regresando a la región de relación lineal entre esfuerzo de corte y la rata de corte (511 S-1 a 1022S-1), la viscosidad de los fluidos de perforación No-Newtonianos es entonces una constante y se le llama la Viscosidad Plástica Binghan (PV). En otras palabras, la viscosidad plástica es la pendiente de la curva de viscosidad entre 511 S-1 a 1022 S-1 (ó 300 y 600 RPM). Algunas veces la relación lineal va más abajo de ratas de corte de 511 S-1 y se puede extender tan bajo como a 170 S-1 (100 RPM). La PV es calculada de la siguiente manera:

( )PV x dinas cm

S=

−− −

θ θ600 3002

1600 300511

17. /

.

( )PV x poise=

−−

θ θ600 300

600 30051117..

( )PV x x centipoises=

−−

θ θ600 300

600 3003 100

PV = θ 600 - θ 300 [cp] donde:

θ600 = 1.067 x lectura del dial a 600 rpm en lbs/100ft².

θ300 = 1.067 x lectura del dial a 300 rpm en lbs/100ft². Se puede decir que la viscosidad plástica es la diferencia entre la lectura a 600 RPM y la lectura a 300 RPM multiplicada por el factor 1.067. Por razones prácticas el factor 1.067 es con frecuencia ignorado cuando los valores de la viscosidad plástica son principalmente usados para determinar el tratamiento de un lodo en el campo hecho en el cual no se requiere mayor exactitud. En relación al tratamiento del lodo, la viscosidad plástica es un indicativo de la concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes en el lodo y de la viscosidad del fluido base o fase continua del lodo. Esto quiere decir que incrementos en la concentración de sólidos en un lodo implican un incremento de la viscosidad plástica, y una disminución de la concentración diluyéndolo con agua la reduce. Punto de cedencia y esfuerzos de gel


El punto de cedencia (YP) de un fluido No-Newtoniano es el valor teórico del esfuerzo de corte a una rata de corte de cero (0)S-1. Se obtiene extrapolando el tramo de línea recta que existe entre las lecturas del dial a 300 y 600 RPM hacia el valor de cero de la rata de corte. Como se puede ver en la figura 2.5 el punto de cedencia no representa realmente una propiedad cuantitativa del fluido pues es obtenido por extrapolación para γ=0 S-1. El punto de cedencia para obtenerlo con las medidas dadas por el reómetro, sin usar la gráfica, se calcula restándole a la viscosidad plástica el valor de la lectura a 300 RPM, es decir:

Figura 2.5. Comportamiento Reológico de Fluidos No-Newtonianos

YP = θ300 - PV expresado en lbs/100ft² La aplicabilidad del punto de cedencia recae principalmente en que él representa el grado de dispersión (adelgazamiento) o atracción (floculación) entre los sólidos del lodo medido bajo condiciones dinámicas. Por ello, el punto de cedencia es útil como referencia para el tratamiento del lodo y está relacionado directamente con la interacción químico-eléctrica de las partículas. Una medida apropiada para determinar la interacción química de las partículas cuando el lodo no está en movimiento es el llamado esfuerzo de gel. Esto cuantitativamente representa la suma de las fuerzas atractivas y repulsivas entre las partículas del lodo cuando no se está en circulación. Como las partículas continúan la interacción cuando el lodo está quieto el esfuerzo de gel es dependiente del tiempo y usualmente aumenta con él. Por ello se mide el esfuerzo de gel a un tiempo de cero (10” después de la agitación) y después de que el lodo ha estado en reposo (gel a los 10’). Con el objeto de limitar el esfuerzo de corte necesario para romper el gel después de algún período de quietud, la interacción entre las partículas de arcilla debe ser también limitada, es decir los geles deben ser no progresivos. Como una regla de dedo para sistemas de lodo base agua tratado con adelgazantes se aplica lo siguiente:


Gel a 10” = (SGlodo - 1) x 10 lbs/100ft² Gel a 10’ = (SGlodo - 1) x 15 lbs/100ft².

3.4.2.2 Modelo de la Ley de la Potencia En años recientes se ha necesitado tecnologías de perforación más sofisticadas, evaluaciones reológicas más exactas al igual que más exactitud en la predicción y cálculo de pérdidas de presión en el sistema. Ha sido mostrado que la mayoría de los fluidos de perforación muestran un comportamiento No-Newtoniano a ratas de corte relativamente bajas, que típicamente se dan en el flujo anular. Por tal razón, fue necesaria una mejor descripción y modelamiento matemático del comportamiento reológico la cual describiera más exactamente el comportamiento real de fluido. Por lo anterior se llevó la introducción del Primer Modelo de la Ley de la Potencia el cual describe matemáticamente la relación entre el esfuerzo de corte (τ) y la rata de corte (γ) por la relación τ = K(γ)n donde n es definido como el índice de la potencia y K como la consistencia (viscosidad). El valor de “n” indica el grado de comportamiento No-Newtoniano que posee un fluido sobre un rango definido de ratas de corte. Los fluidos Newtonianos tienen un valor de n = 1. A medida que “n” se desvía del valor de 1 el fluido paulatinamente incrementa su grado de No-Newtoniano. “K” está relacionado con la viscosidad del fluido a una γ = 1 S-1. En la figura 2.6 se muestra la relación τ -γ para varios modelos de viscosidad.

Figura 2.6. Curvas de Consistencia para los Modelos Reológicos

De la figura se ve que la ley de la potencia se ajusta más estrechamente a la verdadera curva τ -γ que el modelo plástico Binghan. Por ello el uso del modelo de la Ley de la Potencia en la determinación del comportamiento reológico del fluido de perforación a ratas de corte por debajo de la que se da en el anular (menos de 511 S-1) suministran cálculos más exactos de pérdidas de presión.


La Ley de la Potencia describe tres modelos de viscosidades basados en el valor de “n”.

• Seudo-plásticos, para n < 1 (la viscosidad efectiva disminuye con la rata de corte)

• Newtonianos, para n = 1 (la viscosidad no cambia con la rata de corte). • Dilatantes, para n > 1 (la viscosidad efectiva se incrementa con la rata de corte). Varias relaciones entre τ-γ se muestra en la figura 2.7 junto con la viscosidad aparente µ como una función de la rata de corte.

Figura 2.7 Curvas de Flujo Ideales para Fluidos No-Newtonianos

Se puede ver en la figura 2.7 que para varios tipos de fluido la viscosidad está fuertemente afectada por la rata de corte aplicada. Esto implica que la viscosidad de un fluido de perforación varia enormemente con la profundidad y la velocidad a la cual el fluido este circulando.

3.4.2.3 Ley de la Potencia Modificada El primer modelo de viscosidad de la Ley de la Potencia solamente puede ser usado para fluidos con bajo o nulo punto de cedencia. Para fluidos con un punto de cedencia significativo (lo cual es cierto para la mayoría de fluidos de perforación) la primera Ley de la Potencia debe ser modificada. Fue así como lo hicieron Hirschell/Buckley.

µ = f(τ ,γ) τ = τo + K(γ)n

donde τo es el verdadero punto de cedencia.


DETERMINACIÓN DE n y K. Con el objeto de usar la Ley de la Potencia para evaluar el comportamiento reológico y hacer los cálculos hidráulicos, “n” y “K” se deben determinar. Esto se hace por medio de las lecturas del viscosímetro. Para viscosímetros convencionales de dos velocidades, se mide el esfuerzo de corte a 300 y 600 RPM. Para mejorar la exactitud se debe usar el valor del esfuerzo de gel a los 10 minutos (esfuerzo de corte medido a 3 RPM) en conjunto con los valores de θ300 y θ600 graficando dichos valores en papel log-log, obteniéndose así el reograma el cual debe ser una línea recta. La mejor exactitud se puede obtener a través del uso de un viscosímetro de seis velocidades (θ600, θ300, θ200 , θ100 θ6, θ3) o un viscosímetro de velocidad variable.

• “n” es determinado de la gráfica como la pendiente de la recta cuando se gráfica el esfuerzo de corte y la rata de corte en papel log-log.

• En el rango de rata de corte más alto “n” puede ser calculado de la siguiente manera:

“n”= 3.32 log θθ600

300

(adimensional)

• “K” se obtiene extrapolando la recta de la gráfica log-log a γ = 1 S-1. “K” también se puede calcular de las lecturas θ600 y θ300 de la siguiente manera:

K o tambien Kn n= =θ θ600 300

1022 511[lbs/100 ft2]

En caso que se requiera el valor de K en dinas/cm2 se debe multiplicar por 5.11. Se debe notar que la extrapolación de los puntos obtenidos de los datos de dos ratas de corte y dos esfuerzos de corte como sucede en los viscosímetros de dos velocidades está sujeta a errores. Por ejemplo en cálculos de pérdidas de presión con un viscosímetro de dos velocidades se pueden obtener resultados que están por encima o por debajo de los resultados obtenidos con un viscosímetro de seis velocidades. RELACIÓN ENTRE VISCOSIDAD Y RATA DE CORTE. Es interesante inspeccionar el rango de viscosidades que se pueden esperar de un fluido de perforación en los diferentes rangos de rata de corte típicos que se dan en un sistema de circulación de lodos. La figura 2.8 es una gráfica de viscosidad contra rata de corte de un fluido No-Newtoniano en donde se puede observar la enorme variación de la viscosidad. Las ratas de corte que controlan el asentamiento de la barita (material pesante) son generalmente menores de 5 S-1. A ratas de corte muy bajas, lo cual es característico de un lodo en reposo, la viscosidad está en su valor máximo. Las ratas


de corte que prevalecen en el anular están en el rango de 5 S-1 a 800 S-1, lo que corresponde a un rango de viscosidades entre 12000 mPa.s a 50 mPa.s. En la broca, las ratas de corte están en el máximo valor, 10.000 S-1 a 100.000 S-1, con viscosidades tan bajas como 2 a 3 mPa.s.

Figura 2.8. Rango de Viscosidades Como Función de la Rata de Corte Para el

Sistema de Circulación Típico La figura 2.9 ilustra estas relaciones viscosidad-rata de corte para varios fluidos de perforación No-Newtonianos. Se debe notar que esta tendencia, llamada “adelgazamiento”, tiene influencia significante en el comportamiento hidráulico, especialmente en la hidráulica de la broca y en la limpieza del hueco con respecto a los perfiles de velocidades de fluido típicas que se dan en el anular.


Figura 2.9. Relación entre la Viscosidad y la Rata de Corte para Fluidos No- Newtonianos con varias relaciones YP/VP

4. PÉRDIDA DE FILTRADO La circulación del fluido de perforación a lo largo de la cara de una formación permeable crea un proceso de filtración donde los sólidos presentes en el lodo son retenidos en la cara de la formación y la fase continua del lodo se va hacia la formación. La pérdida de filtrado de un fluido de perforación es por ello una propiedad que tiene influencia directa en la rata de penetración, en problemas del hueco en áreas de shales degradables, en el daño a la formación en yacimientos sensibles y en problemas de pegas diferenciales en zonas permeables. Como todos los factores mencionados anteriormente tienen gran impacto económico en los costos de perforación, se deben poner gran énfasis en esta propiedad de los fluidos de perforación. Malas observaciones y descuidos en evitar los problemas del hueco frecuentemente son causados por haberse especificado pérdidas del filtrado erróneas. Esto generalmente conducen a tratamiento de lodos costosos y a agrandar los problemas del hueco debido al prolongamiento del tiempo de perforación. Las pérdidas de filtrado hacia la formación ocurren bajo condiciones dinámicas y estáticas. El procedimiento de medida que ha estandarizado la API incluye mediciones a diferentes temperaturas y diferenciales de presión. Aunque se han establecido pruebas de laboratorio para medir pérdidas de filtrado dinámicas, todavía no existe una prueba técnica de campo que pueda simular y medir realmente la pérdida de filtrado en condiciones dinámicas.

4.1 FACTORES QUE AFECTAN LA PÉRDIDA DE FILTRADO De los muchos factores que afectan la pérdida de filtrado de un fluido de perforación, a continuación se discuten únicamente los factores físicos básicos. La pérdida de filtrado es controlada esencialmente por tres mecanismos diferentes: Primero, una torta o costra de lodo defloculada y dispersa, delgada, menos permeable a aquellos materiales que se usan como adelgazantes, reducirá la pérdida de filtrado. El tamaño de las partículas del material arcilloso usado para controlar la filtración tiene gran influencia en la permeabilidad de la costra de lodo.

Segundo, si la fase líquida que es forzada a pasar a través de la torta es viscosa, menor será la rata de filtración. La viscosificación de la fase líquida se puede lograr fácilmente con polímeros de alto peso molecular.

Un tercer mecanismo que trabaja en el control de la pérdidas de filtrado es la creación de una costra de lodo compresible. Materiales coloidales tales como el almidón y algunos derivados asfálticos se comprimirán y/o deformarán para taponar los espacios porosos en la costra de lodo.


4.1.1 Tipo y Tamaño de las Partículas Para obtener una torta con una mínima permeabilidad, es esencial tener un amplio rango de distribución de tamaño de las partículas con el objeto de taponar las aberturas porosas para reducir el tamaño de los espacios entre las partículas grandes depositadas en el medio poroso. Sin embargo, el control de las pérdidas de filtrado basado únicamente en la distribución del tamaño de las partículas es impráctico, pues podría conducir al requerimiento de un contenido de sólidos que irían en detrimento de la rata de penetración y de las propiedades de flujo. De los numerosos tipos de partículas presentes en el lodo, las partículas bentoníticas planas y aplanadas con capas hidratadas y distribución de tamaño no uniforme cuando están completamente dispersas forman la más suave y menos permeable capa de la torta. La capa hidratada con agua, atrapada dentro de la torta, también ayuda a reducir la permeabilidad previniendo que moléculas de filtrado del mismo tamaño pasen a través de ella. Polímeros de cadena larga ayudan a dar una torta más delgada y más dura revistiendo y ligando las partículas bentoníticas y ejerciendo un taponamiento debido a su característica de cadena larga. Partículas de aceite emulsificado y gilsonita dispersa también aportan una buena distribución del tamaño de partículas en la torta, reduciendo la permeabilidad. De otro lado, la diversidad de formas y tamaños de los sólidos perforados, incluyendo aquellos de naturaleza bentonítica y las partículas de material pesante, crean una torta gruesa y regular incrementando la permeabilidad de ella. Las partículas de tamaño menor a una (1) micra que se crean con los adelgazantes químicos causan bajos valores de filtrado API que se pueden observar en sistemas de lodos base arcilla altamente dispersos. Sin embargo, estas partículas son mucho más dañinas para la rata de perforación. Sería preferible tener una cantidad equivalente de partículas pero de tamaño mayor a una micra. En lodos base arcilla no dispersos, la distribución natural del tamaño de las partículas de bentonita algunas veces acompañada con polímeros extendedores y polímeros controladores de filtrado, dan óptimos valores de pérdida de filtrado con una concentración mucho más baja de partículas dañinas.

4.1.2 Temperatura El efecto que produce el incremento de la temperatura sobre la pérdida de filtrado es la reducción de la viscosidad del filtrado, lo cual incrementa el filtrado (Ley de Darcy). El incremento de la temperatura también produce un cambio en las propiedades de varios de los componentes del lodo controladores del filtrado degradándolos y minimizando su efectividad. El incremento de la pérdida de filtrado debido a los efectos de la temperatura sobre los sólidos del sistema de lodo , sobre las acciones de los aditivos químicos y sobre los sólidos se pueden evidenciar aún en la prueba de filtrado API (baja presión y


temperatura ambiente). Se recomienda que aún para la prueba de filtrado API los resultados de ella se debe reportar con la temperatura de la muestra.

4.1.3 Tiempo La relación entre la pérdida de filtrado estática y el tiempo es expresada como sigue:

Q c T Perdida instantanea inicial= + donde: Q = volumen de filtrado T = tiempo c = constante La ecuación anterior muestra que cuando todos los otros factores son iguales, la pérdida total de filtrado es una función de la pérdida instantánea inicial más la raíz cuadrada del tiempo de filtración bajo condiciones estáticas. La pérdida instantánea inicial es definida como el volumen de filtrado instantáneo que se recolecta en un tiempo cero cuando inicialmente se aplica el diferencial de presión y aún no se ha formado una costra. Para aquellos sistemas de lodos que tienen una nula pérdida de filtrado inicial el volumen de filtrado es directamente dependiente de la raíz cuadrada del tiempo; lo que quiere decir, que el filtrado se doblará cuando el tiempo se cuadruplique.

4.1.4 Presión La calidad de la torta formada varía ampliamente dependiendo de su compresibilidad. Esta es determinada por la naturaleza y tamaño de los sólidos del lodo, y del tipo de lodo en uso. Por ello, el efecto de la presión sobre la pérdida de filtrado de un lodo es fácilmente predecible. Las tortas que son altamente compresibles serán compactadas cuando la presión diferencial se incrementa. Esto ocasiona una reducción de la permeabilidad de la torta, y se reduce la rata de filtración a través de ella. Torta incompresibles, tales como las que se dan en lodo pesados tendrán reducciones despreciables de la permeabilidad con el incremento de l presión diferencial; por lo anterior las pérdidas de filtrado subirán con el aumento de la presión diferencial. La bentonita, debido a su forma plana o aplanada y a su tamaño pequeño que tapona las aberturas de la torta, forma una costra fácilmente compresible. De otro lado, costras de lodo cargadas de sólidos de perforación y barita mostrarán menos compresibilidad. Por esta razón, es esencial que el contenido de sólidos sea determinado en términos del contenido de sólidos de baja gravedad específica, del contenido de barita, y del contenido de arcilla bentonítica. Mientras se minimiza el contenido de sólidos perforados, la concentración apropiada de bentonita para el tipo


de lodo en uso se debe mantener con el objeto de proporcionar una costra compresible y adecuada para controlar la pérdida de fluido.

4.2 MEDIDA EN EL CAMPO DE LA PÉRDIDA DE FILTRADO Las mediciones de campo de la pérdida de filtrado de un fluido de perforación se hace en forma estática y el procedimiento ha sido estandarizado por la API, pudiéndose hacer a tanto a temperatura ambiente y presión diferencial de 100 psi (filtrado API a baja presión y temperatura ambiente) o a temperatura elevada y alta presión diferencial (prueba HT-HP).

4.2.1 Pueba API Estándar Las especificaciones para el equipo y para el procedimiento de prueba de la medición del filtrado API a baja presión y baja temperatura están dados en API RP-13B1 y API RP-13B2. También en dicho boletín se muestran los modelos y tamaños de filtro-prensas comunes que se usan en el campo. También se encuentran en el campo minifiltro-prensas las cuales tienen una área transversal de flujo igual a la mitad del área de las filtro-prensas estándar API. El volumen de filtrado recuperado en dichas mini filtro-prensas debe ser multiplicado por dos (2) para compensar la diferencia de área; igualmente si el tiempo de operación es de únicamente 7.5 minutos el filtrado se debe doblar. La determinación del filtrado en la forma mencionada anteriormente está sujeta a errores pues cualquier equivocación en la determinación automáticamente se cuadruplicaría. No se debe olvidar en la prueba de filtrado API hacerle una evaluación y caracterización a la torta, pues puede dar una temprana indicación de problemas potenciales de pozo . Es el caso, una torta gruesa reduce el tamaño del hueco, ofrece problemas de pega diferencial, de alto torque, de erosión, y de adherencia mala del cemento. Junto al espesor de la torta que se debe reportar, se debe dar una descripción de ella que será benéfica. Adjetivos como pegajosa, lisa, esponjosa, fuerte, flexible, frágil, despegable, etc., son útiles. Existen algunas técnicas comunes de campo no aconsejables que pueden conducir a determinaciones erróneas de las características de pérdidas de filtrado. Tales prácticas pueden resultar en tratamientos inadecuados. Una de ellas es recortar el tiempo requerido para la prueba a 7.5 minutos y luego doblando el volumen de filtrado, para reportarlo como pérdida de filtrado a los 30 minutos. Tal extrapolación del volumen de filtrado como una función del tiempo es únicamente valida si la pérdida instantánea inicial de filtrado es cero (0). La pérdida instantánea inicial de filtrado nula es característica en lodos dispersos severamente tratados. Sin embargo, lodos no dispersos y lodos a base de polímeros tienen una significante pérdida instantánea


inicial de filtrado. Doblando el filtrado que se obtiene a los 7.5 minutos en tales lodos también se dobla la pérdida inicial de filtrado lo que conduce a un gran error en la determinación de filtrado API. Otro factor que invalida la relación directa entre el volumen de filtrado con la raíz cuadrada del tiempo es el volumen retenido que es inherente a la estructura mecánica de las filtroprensas tamaño estándar. El volumen que se retiene es la cantidad de filtrado que se necesita para llenar el espacio que existe entre el lado de baja presión de la malla de la filtroprensa y el extremo del conducto de drenaje. Aunque este volumen es pequeño es significativo, pues no puede ser recolectado en la probeta graduada. De aquí, que doblando el volumen de filtrado recuperado a los 7.5 minutos conduce a un valor de filtrado API menor del valor real.

4.2.2 Prueba de Filtrado API HT-HP La prueba de filtrado API a alta presión-alta temperatura se usa para determinar la pérdida de filtrado a temperaturas elevadas y a una presión diferencial de 500 psi. La presión es aplicada en el tope y en el fondo de la celda de prueba para prevenir la evaporación o la pérdida de filtrado por una rápida y espontanea salida de filtrado, y son dependientes de la temperatura a la cual se corra la prueba. Con el objeto de aguantar y resistir una máxima presión de trabajo de 1000 psi, la celda de prueba HT-HP se diseñó con un área transversal igual a la mitad del área de la celda API estándar. Para permitir la comparación de las pérdidas de filtrado medidas de las dos (2) maneras, el volumen recuperado en la prueba HT-HP se debe multiplicar por dos (2). La temperatura y la presión de prueba también se deben reportar junto al volumen de filtrado corregido. Si las pruebas se van a correr a temperaturas superiores a 400oF (204oC), se debe usar un filtro de fibra de vidrio junto con el papel de filtro convencional. Se recomienda usar temperaturas de ± 5oC o 10 a 20oF por encima de la temperatura de fondo del pozo para asegurar que el lodo este acondicionado para el nuevo pozo que se vaya a perforar.

4.3 CONTROL DE LA PÉRDIDA DEL FILTRADO Anteriormente se estableció que los valores específicos de la pérdida de filtrado de un fluido de perforación pueden ser subjetivos y no concordantes con la realidad. La especificación de la pérdida de filtrado genera siempre un problemas potencial: Una muy baja pérdida de filtrado va en detrimento de la rata de penetración, o una pérdida de filtrado muy alta va en detrimento de la estabilidad del hueco y de las de formaciones sensibles al agua. Además cualquier material que se le agregue al fluido de perforación para controlar la pérdida del filtrado también afectará las propiedades de flujo y otras características del lodo. Es por eso, que es esencial basar los valores específicos recomendados de la pérdida de filtrado en la sensibilidad de la formación y/o en las condiciones de perforación.


Una composición del filtrado compatible con la mineralogía de la formación y un fluido de perforación que proporcione una alta pérdida inicial de filtrado y una baja pérdida final de filtrado es lo aconsejable. Con la alta pérdida inicial de filtrado él es capaz de penetrar entre los cortes permitiéndoles liberarse y removerse de la broca, lo cual implica un incremento de la rata de penetración. Una baja pérdida final de filtrado es deseable para evitar la inestabilidad del hueco, el daño de la formación, y para minimizar los riesgos de pega diferencial causada por la subsiguiente formación de una torta gruesa. De acuerdo a lo anterior la prueba de filtrado API estándar debería ser raras veces menor a 10 cm3 a menos que exista una razón válida para establecer una pérdida de filtrado más baja. Con relaciones hechas con las pruebas de filtrado HT-HP, se ha encontrado que con una composición química apropiada de filtrado, un filtrado HT-HP corregido de 20 cm3 en los 30 minutos de prueba a ± 5oC (10-20oF) por encima de la BHT y a 500 psi es generalmente suficiente para evitar la mayoría problemas del hueco. Condiciones específicas aisladas en un área de perforación dada pueden determinar otros valores. Una actitud no aconsejable es basar las decisiones de control de los problemas de pozo únicamente en los valores de la pérdida de filtrado API a baja presión. Como se discutió previamente la pérdida de filtrado HT-HP puede ser radicalmente diferente de la pérdida de filtrado API estándar. Mientras se perfora se debe tomar rutinariamente medidas de la pérdida de filtrado HT-HP a temperaturas y presiones que simulen las condiciones de pozo. Las medidas de pérdidas de filtrado HT-HP son críticas especialmente en áreas donde se deba tener mucho cuidado con los problemas del pozo y el daño a la formación. Entre la variedad de agentes de control de pérdida de filtrado, la bentonita es la más importante. Ella muestra una muy favorable distribución de tamaño y forma de las partículas, lo cual le permite formar una costra de lodo comprensible y compacta. Aunque los contaminantes pueden afectar la compactación de la bentonita en la torta, y dañar las propiedades de control de pérdida de fluido mostradas por la bentonita pura, bentonita prehidratada o seca adicional puede ayudar a controlar el filtrado. Aun en lodos de alta salinidad la bentonita puede ser efectiva dando una apropiada distribución del tamaño de las partículas para minimizar la impermeabilidad de la torta. Los polímeros usados como agentes de control de pérdidas de filtrado trabajan principalmente ligando las partículas de arcilla y empuentando o enlazando los vacíos entre las plaquetas. Ellos también se hidratan para taponar los espacios porosos. Costras de lodo de bentonita y polímero son lisas, delgadas, duras y de baja permeabilidad. Sin embargo, los efectos de los polímeros sobre las propiedades viscosas de los fluidos de perforación, su tolerancia a la contaminación, y la limitaciones ante la temperatura son variables.


Los dispersantes o adelgazantes en sistemas base-arcilla trabajan reduciendo la pérdida de filtrado neutralizando las cargas de las partículas de bentonita, lo cual facilita la compactación paralela de las partículas en la costra del lodo. Ellos también trabajan causando una reducción de los tamaños de las partículas de bentonita, lo cual permite un empaquetamiento más estrecho y reduce la permeabilidad. Sin embargo, haciendo lo anterior, la pérdida inicial instantánea de fluido será reducida a cero (0), lo cual es adverso la rata de penetración. Este efecto puede parcialmente ser contra balanceado usando brocas modernas tales como las PDC (de diamante policristalino). Algunos adelgazantes solamente sol parcialmente solubles, y con ello contribuye al control de la pérdida del filtrado dando también un efecto de taponamiento. La concentración del dispersante debería depender solamente del contenido total de sólidos del lodo y de la concentración de partículas de tamaño menor a una micra. Aceite emulsificado y agentes tensoactivos no solubles tales como los asfaltos no son los aditivos primarios de control de pérdida de filtrado, sin embargo también son usados y tienen un efecto colateral en la reducción de pérdida de filtrado aportando partículas comprensibles que reducen la permeabilidad de la costra. En resumen, las especificaciones para el control de la pérdida del filtrado deberían depender de las características de la formación en un área dada. Los materiales que pueden ser agregados para controlar filtrado, y sus concentraciones, dependerán del sistema del tipo de fluido de perforación en uso, de los efectos de los aditivos sobre otras propiedades del lodo, y de la concentración de sólidos perforados en el sistema de lodo.

5. CONTENIDO DE SÓLIDOS Las propiedades del lodo estudiadas hasta ahora, densidad, viscosidad y pérdida de filtrado son directamente dependientes del tipo y cantidad de sólidos en suspención. Ciertos tipos de sólidos, en concentraciones adecuadas, son esenciales en la formulación de sistemas de lodos específicos y en el mantenimiento de las propiedades deseadas para lograr los objetivos de la perforación. Estos son los sólidos agregados al lodo en superficie en cantidades mesuradas. Otros sólidos, como aquellos generados por la broca y que son retenidos en el lodo, son sólidos indeseables que afectan adversamente las propiedades del lodo y determinan la frecuencia y la cantidad de tratamientos químicos y mecánicos a hacerse en el sistema. Los resultados de la determinación del contenido de sólidos se pueden usar para calcular varios componentes del sistema tales como; sólidos disueltos y suspendidos, sólidos activos e inertes, sólidos de baja gravedad (LGS) y de alta gravedad específica (HGS).


Figura 5.1 Relación entre el Contenido de Sólidos y el Peso del Lodo

5.1 MEDICIÓN DE LOS SÓLIDOS EN EL CAMPO La medida de sólidos en el campo está orientada a la determinación del contenido total de sólidos, del contenido de arena, y del contenido de arcillas bentoníticas del fluido de perforación. Estos datos se pueden usar en conjunto con el peso del lodo y el análisis de filtrado (Para el caso de sales disueltas) en el cálculo de las cantidades respectivas de partículas bentoníticas, barita, y de sólidos de baja gravedad específica presentes en el lodo.

5.1.1 Contenido de Arena El contenido de arena es definido por la API como el porcentaje por volumen de partículas que son retenidas en una malla de 200-mesh (74 micras). Esta medida se hace comúnmente a una muestra tomada de la línea de retorno, y solamente indica la cantidad de partículas más grandes a 74 micrones que han sido llevadas a superficie. Con el objeto de chequear la efectividad de la remoción de estos sólidos del lodo, el contenido de arena también debe medirse a una muestra tomada del tanque de succión. Sin importar el contenido de arena de la muestra tomada en la línea de retorno, el contenido de arena de la muestra tomada en la piscina de succión si debe ser mínimo. La medida del contenido de arena es un indicativo de cómo efectivamente las partículas que son retenidas en la malla de 200-mesh están siendo removidas del fluido de perforación. Puede ser usado como una base para el tratamiento del lodo, pero principalmente se usa como una base para evaluar el funcionamiento apropiado del


equipo de control de sólidos, de las facilidades de asentamiento y de los procedimientos de operación. Si las partículas tamaño arena están llegando hasta la piscina de succión, lo primero que se debe hacer es observar si existe rompimiento de las mallas de la zaranda vibratoria, también descargar las trampas de arena y de sólidos de las piscinas de asentamiento, y chequear los otros equipos de control de sólidos por si alguno se encuentra en mal funcionamiento. Se puede reducir el punto de cedencia y los geles para facilitar el asentamiento de las partículas y para prevenir el acanalamiento del lodo en los tanque de asentamiento. La prueba del contenido de arena no es una prueba cuantitativa en la determinación de algún sólido excepto para las partículas tamaño arena. Si el lodo contiene material de control de pérdidas de circulación, éste material debe ser retenido en la malla. Ellos no deben ser reportados como contenido de arena.

5.1.2 Análisis de la Retorta La retorta se usa para determinar el porcentaje por volumen de aceite, agua, y el total de sólidos suspendidos y en solución en el fluido de perforación. Las retortas más usadas son las retortas de 10 ml, 20 ml, 50 ml (ver API RP-13B1 y API RP-13B2). Existen diferencias fundamentales entre las retortas que se deben destacar. Algunas retortas tienen cámaras que almacenan exactamente 10 cm3, 20 cm3 o 50 cm3 de lodo una vez tapado y ha salido una mínima cantidad de lodo a través del hueco que posee la tapa. La prueba se realiza colocando la cámara con la tapa, el cilindro de extensión (con lana de acero), y la sección condensadora dentro del sistema de calentamiento. Como la muestra es destilada, los vapores están formados por agua y/o aceite que salen a través del conducto superior, a través de la lana de vidrio donde cualquier sólido que pudiera ser arrastrado con el vapor es retenido, llegando finalmente el vapor al condensador. Los fluidos condensados son recuperados en una probeta graduada de 10, 20 o 50 cm3. La diferencia entre el volumen de líquido recuperado y el volumen de muestra original es el porcentaje total de sólidos suspendidos y en solución. Se debe tener cuidado de que no quede aire con la muestra de lodo cuando ésta es vertida dentro de la cámara, igualmente, la lana de acero se debe cambiar después de cada prueba, y la temperatura de la retorta no debe ser excesiva (cuando se ve que sale vapor del condensador). Como conclusión de la prueba el contenido de aceite, agua y los sólidos totales se deben leer directamente de la probeta graduada. Otros posibles errores que se dan frecuentemente son un llenado inadecuado de la cámara con la muestra de lodo y lecturas inexactas de los volúmenes de aceite y agua recuperados en la probeta graduada. Debido a las fuerzas capilares, el límite agua-aceite, aceite-aire y agua-aire (en el caso de que no haya aceite) es una curva dirigida hacia arriba o hacia abajo. Dicha curvatura formada en la interfase del fluido es llamada menisco. La altura del fluido debe ser leída siempre en el punto más bajo o en el punto más alto de la curvatura del menisco. El contacto agua-aceite siempre tendrá un menisco cóncavo y con curvatura hacia abajo. El volumen correcto de agua se lee de la línea horizontal tangente al punto plano más alto del menisco. De otro lado, el


contacto aceite-aire o agua-aire tendrá un menisco que siempre tiene concavidad hacia arriba y la altura del nivel de fluido debe ser leída de la tangente horizontal en el punto plano más bajo del menisco. Otra fuente de error que a menudo es pasada por alto es causada por no correr la prueba a una temperatura suficientemente alta o durante un período suficiente de tiempo. Esto conduce a una retención de humedad de los sólidos en la cámara y en la lana de acero. Los análisis exactos de la retorta son esenciales para evaluar con precisión las cantidades respectivas de los diferentes tipos de sólidos presentes en el lodo.

5.1.3 Prueba de Azul de Metileno La prueba de azul de metileno es una prueba que determina la cantidad de arcillas activas presentes en el lodo, y está basada en la capacidad de intercambio de cationes de los sólidos con un colorante. Después de oxidar el material orgánico presente en el lodo con una solución de peróxido de hidrógeno al 3 %, una cantidad medida de colorante azul de metileno se le agrega al lodo y se agita vigorosamente. El colorante es absorbido por las partículas de arcilla de la muestra. Cuando las partículas de arcilla se saturen con el colorante absorbido (basado en la capacidad de intercambio de cationes), el colorante no absorbido aparece e indica el punto final de la prueba. Del volumen de colorante absorbido por las partículas, de la capacidad de adsorción que se conoce de la bentonita y del volumen de muestra que se usó, se puede calcular la concentración de material arcilloso activo y expresarlo como concentración de bentonita equivalente en lpb. La presencia de burbujas de aire en el volumen medido de la muestra de lodo es una de las fuente de error comunes en la prueba MBT. Otra fuente de error es el factor humano entre las que se incluye el agregar cantidades graduales muy grandes de colorante, fallas en la agitación o pasar por alto la determinación del punto final de la prueba. Para cada incremento de colorante (generalmente 0.5 cm3 a 1 cm3), el frasco se debe agitar vigorosamente con el objeto de permitir que el colorante entre en contacto con cada una de las partículas para asegurarse de que ellas absorban el colorante en su capacidad máxima. Este punto final generalmente es pasado por alto por descuidos. Cuando las partículas en el centro de la gota sobre el papel absorbente empiezan a ponerse oscuras, el punto final está cerca, y las cantidades a adicionar de colorante se deben reducir a incrementos de 0.5 cm3. La presencia débil de un color azuloso alrededor del centro de la gota significa el probable punto final de la prueba y no se debe agregar más colorante. Cuando se llegue al probable punto final, la muestra debe ser agitada vigorosamente por dos (2) minutos para asegurarse de que la capacidad de intercambio de cationes de cada una de las partículas reactivas ha sido satisfecha completamente. Si se confirma el punto final, el volumen de colorante usado para llegar a él es multiplicado por un factor de conversión apropiado para obtener el contenido de bentonita equivalente en lpb. Sosteniendo el papel de filtro hacia arriba y dirigido hacia una fuente de luz se puede observar al respaldo del papel indicaciones leves de haber llegado al punto final.


Los resultados de la prueba MBT son usados de dos (2) maneras. Primero que todo, es una medida directa del contenido de bentonita del fluido de perforación, y como tal, es una herramienta de diagnóstico en la detección de problemas. En segunda instancia, se usa en conjunto con los datos de la retorta, peso del lodo, y análisis de filtrado en la evaluación de las cantidades respectivas de cada tipo de sólidos presentes en el fluido de perforación (sólidos de alta y baja gravedad específica). Como herramienta de diagnóstico, podría ayudar en el señalamiento de las causas de los problemas de viscosidad o a identificar las causas de los valores altos de pérdida de filtrado. El valor óptimo de MBT de un lodo dependerá del fluido de perforación en uso. El monitoreo diario de los valores MBT es un requerimiento esencial para el mantenimiento apropiado de un sistema de lodo base arcilla. Se debe tener presente que los resultados de MBT son generalmente expresados en términos de lpb equivalente de bentonita. Este valor incluye el contenido total de la bentonita agregada al sistema en superficie y cualquier sólido perforado que tenga características bentoníticas. Ocasionalmente, un sistema de lodo con un apropiado valor de MBT puede tener altas pérdidas de filtrado (especialmente HT-HP). Esta situación puede ocurrir cuando la mayor parte de la lectura de la MBT es debida a arcillas bentoníticas incorporadas por la perforación las cuales no tienen las mismas capacidades de control de filtración que la bentonita comercial. Con el objeto de conseguir las propiedades deseadas del lodo, debe ser necesario remover los sólidos perforados por centrifugación y compensando los sólidos de baja gravedad específica con la adición de bentonita comercial.

5.2 CÁLCULO DEL TIPO Y CANTIDAD DE SÓLIDOS El tipo y la cantidad de sólidos presentes en el lodo se puede calcular usando datos conocidos como el peso del lodo, el contenido de cloruros y/o sal, datos de la retorta, y resultados de la prueba MBT. Para facilitar los cálculos, se han elaborado nomogramas, reglas de cálculo deslizables y programas de calculadora, para ser usados en sistemas de lodos pesados y no pesados. Con el peso del lodo corregido y el contenido de sólidos corregido, el contenido de sólidos perforados de baja densidad y el contenido de barita en ppb se pueden determinar simultáneamente. El contenido total de sólidos de baja densidad que se determina incluye tanto el contenido de sólidos perforados como el contenido de bentonita del lodo. La cantidad de sólidos perforados acumulados se determina restando el contenido de bentonita equivalente (MBT) del lodo del contenido total de sólidos de baja densidad. La relación entre los sólidos perforados y la bentonita (DS/B) se ha establecido como un indicador cualitativo importante del estado de los sistemas de lodo bajos de sólidos de bentonita extendida-polímero. Para tener un óptimo comportamiento del lodo y con el objeto de mantener las propiedades estables y evitar los problemas en el hueco la


relación DS/B debe estar de 2-3 a 1 en sistemas no pesados. En lodos pesados bajos de sólidos, esta relación no debe exceder de 2 a 1. EJEMPLO Asumir: SG del lodo = 2.1 SG de la barita = 4.2 SG del agua = 1.0 SG de sólidos de baja gravedad específica = 2.6 Contenido total de sólidos = 36% vol. Fracción de volumen de barita = X Fracción de volumen de LGS = 0.36 - X Contenido de agua = 0.64 Entonces haciendo un balance de masa: 4.2(X)+2.6(0.36 - X)+1.0(0.64)=2.1 de donde se concluye que: X = 0.328 y la fracción de LGS = 0.033 En resumen, el propósito primario del cálculo del contenido de sólidos es determinar las cantidades de cada tipo de sólidos en el sistema de lodo. Su conocimiento puede indicar problemas en el fluido de perforación y ayuda en la decisión y toma de acciones correctivas. El procedimiento para calcular los sólidos también da la posibilidad de determinar el contenido de sólidos disueltos en sistemas de lodos de alta salinidad. Además, es una manera rápida de chequear la confiabilidad del reporte de la retorta y de otros datos de lodo, tales como PV, YP, Geles y peso de lodo. Si el cálculo de sólidos da valores no razonables para lodos de baja densidad (cero o valores negativos), se indica con ello que se ha producido un error de los datos de la retorta, del peso del lodo o de la salinidad.

6. ANÁLISIS QUÍMICOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Los análisis químicos de los fluidos de perforación y del filtrado se llevan a cabo rutinariamente para determinar la presencia y concentración de ciertos iones. Tales pruebas son necesarias para detectar el nivel en que los electrolitos afectan los sólidos reactivos (bentonita) en el fluido de perforación y en las propiedades de él. Con el objeto de evitar el daño de la formación, la hidratación de shales sensibles, o la disolución de formaciones salinas, es importante formular y controlar la composición química del filtrado para hacerlo compatible, o para la inhibición de las formaciones que están siendo perforadas.


Los procedimientos para los análisis químicos del lodo y de filtrado se describen en el API RP-13B y no serán discutidos aquí.

6.1 pH. La API recomienda dos métodos para medir el pH de los fluidos de perforación. Ellos son: • Método colorimétrico. Usa tiras de papel impregnadas por un indicador de color

. Se caracteriza por: • Exactitud de solamente 0.5 unidades de pH. • El almacenaje inadecuado, la temperatura y la humedad degradan y afectan el

color. • Las concentraciones altas de sal (>10.000 mg/L) afectan la lectura. • Los filtrados oscuros dificultan la lectura.

• Método electrométrico. Usa un peachímetro con electrodo de vidrio. Se

caracteriza por: • Tiene una exactitud de ± 0.02 unidades de pH. • Puede ser calibrado con soluciones buffer. • Tiene compensación por temperatura. • Predice el pH por bajo voltaje, lo cual da exactitud. • La exactitud se disminuye con soluciones saturadas de NaCl y KCl.

El pH está relacionado con la alcalinidad, pero no es lo mismo.

6.2 ALCALINIDADES Las medidas de alcalinidad de lodo y de filtrado consisten en la titulación de una pequeña muestra de ellos con una solución de ácido sulfúrico (o nítrico) estandarizado hasta obtener un punto final al cual se llega cuando se observa un cambio de color de una solución indicadora. Las soluciones indicadoras comúnmente usadas son la fenolftaleina y el metil naranja. La fenolftaleina es rosada o violeta a un pH > 8.3 y es incolora a un pH < 8.3. Cuando el ácido estandarizado se le agrega gota a gota, el pH de la muestra se reduce hasta llegar a un valor de 8.3 en el cual el color violeta desaparece. El cambio de color es el punto final de la titulación. La titulación que se hace usando como indicador a la fenolftaleina se le designa con la letra P, y dependiendo de si se titula una muestra de filtrado o de lodo, se abrevia como Pf o Pm. El punto final de la titulación del metil naranja es a un pH = 4.3. Ella se lleva acabo sobre la misma muestra que se usó para la determinación de Pf y usando la misma


solución ácida estandarizada. La titulación del metil naranja se abrevia como Mf, e indica la alcalinidad al metil naranja del filtrado. El metil naranja muestra un color amarillo a un pH > 4.3, y cambia a rojo ladrillo o rosado en el punto final de la titulación. Todas las alcalinidades se reportan como el volumen de ácido estandarizado en cm3 que se necesitó para llegar al punto final por 1 cm3 de muestra. El valor de Mf debe incluir el ácido utilizado en la determinación del Pf. Si la muestra del filtrado de lodo tiene un Pf o Pm > 0 (así sea de 0.01) el pH de la muestra no puede ser < 8.3. Algunas veces se hacen reportes de lodo erróneos que contienen medidas de pH y Pf inconsistentes, que sugieren serios descuidos en la caracterización del lodo. Los valores de Pf y Mf se usan para calcular las concentraciones de iones hidroxilo, bicarbonato, y carbonato que puedan estar presentes en el filtrado. Los valores de Pf y Pm se usan para determinar el contenido de cal libre en fluidos de perforación calados. Existe un método alterno de alcalinidad de filtrado estandarizado por la API que hace análisis basados tanto en los valores de Pf y Mf como en la medida de otras dos alcalinidades, P1 y P2. Las definiciones y las titulaciones para determinar P1 y P2, y los cálculos para determinar los iones hidroxilo, bicarbonato, y carbonato de filtrado se dan en el API RP-13B. Ver también la figura 6.1.

6.2.1 Alcalinidad Pf y Pm La titulación Pf se le aplica al filtrado de lodo. Se usa la fenolftaleina como indicador y el ácido sulfúrico (H2SO4) N/50 (0.02N) como solución tituladora. El punto final de la titulación es cuando el color de la muestra que está siendo titulada regresa de rosado-violeta al color original del filtrado. El cambio de color sucede a un pH = 8.3, y el Pf se reporta como el número de mililitros de ácido sulfúrico N/50 usados para llegar al punto final.

Figura 6.1. Titulación para la Determinación de Alcalinidades


Si se mira los rangos de pH de la figura anterior, se ve claramente que en la titulación Pf dos iones son los que predominan, el CO3

= y el OH-, con una pequeña cantidad de iones HCO3

- presentes. Por ello las dos reacciones que se llevan a cabo en la titulación Pf son:

CO3= + H2SO4 (N/50) → HCO3- + HSO4- Carbonato Ácido Bicarbonato Bisulfato

OH- + H2SO4 (N/50) → H20 + SO4= Hidroxilo Ácido Agua Sulfato

La alcalinidad Pm se usa para determinar la cantidad de material alcalino soluble e insoluble de lodo. La titulación Pf se puede decir que es el resultado de las adiciones de soda cáustica mientras que el Pm está influenciado principalmente por las adiciones de hidróxido de calcio. El Pm se usa en el calculo de exceso de cal así:

P Plbs bbl en exceso de calm f−

=4

/

6.2.2 Alcalinidad Mf. Después de titular y determinar Pf, adicionarle indicador metil naranja o verde bromo-cresol a la muestra y continuar titulando con ácido sulfúrico N/50. Si se usa metil naranja como indicador, la muestra cambiará de color naranja a salmón violeta cuando se llegue al punto final de la titulación. Si se usa verde bromo-cresol como indicador, la muestra cambiará de azul verdoso a amarillo. El pH de la muestra en ese punto debe ser aproximadamente 4.3. Esta es la segunda titulación, y los ml de ácido usados en la titulación se suman con los que fueron requeridos en la determinación de Pf y este total de ácido usado se registra como alcalinidad Mf. El siguiente es un ejemplo de una titulación de un filtrado de un pH = 10.4. pH = 10.4 Pf = 3.2 ml H2SO4 N/50 pH = 8.3 Cambio de color violeta al original Mf = 5.3 ml H2SO4 N/50 pH = 4.3 Cambio de color naranja (3.2 ml + 2.1 ml reducen a rosado, azul o amarillo. el pH a 4.3) En el ejemplo anterior, un total de 5.3 ml de ácido sulfúrico N/50 se requirió para reducir el pH de la muestra de 10.4 a 4.3. La alcalinidad Pf es 3.2 y la alcalinidad Mf es 5.3 (3.2+2.1).


Observando el diagrama que se presenta a continuación es posible entender las alcalinidades Pf y Mf en términos de los iones presentes en la muestra de filtrado. pH Iones OH-, o iones OH- + CO3=, o iones CO3= 11.4 Filtrado Iones OH-, o iones OH- + CO3=, o iones CO3= + HCO3- Pf

8.3 Filtrado Iones HCO3- y gas CO2 Mf

4.3 Filtrado Sabiendo que los iones CO3

= afectan tanto la Pf como la Mf, es fácil distinguir cuales iones están presentes en la determinación de Pf. Los iones OH- no hacen presencia en la determinación de Mf. Altas concentraciones de iones OH- y HCO3

- no pueden existir simultáneamente. Esto se explica en la siguiente reacción: HCO3

- + OH- → HOH + CO3=

Si los valores de Pf y Mf son ambos altos, el principal ion presente es el CO3

=. Si el Pf es alto y el Mf es relativamente igual al Pf, entonces el ion predominante es el OH-. Si el valor de Pf es relativamente pequeño y el valor de Mf es grande, el ion predominante es el HCO3

-. Relacionar estos valores de pH puede ser fácil. Cuando el pH es mayor que 10.5 y los valores de Pf y Mf son relativamente altos, los iones predominantes serán los CO3

=. Si el pH es menos de 10 y el valor de Mf es grande, los iones predominantes son los HCO3

-. Si el pH es mayor de 10, si Pf es alto y Mf es casi igual al Pf entonces los iones predominantes son los OH-. Los iones CO3

= y HCO3- pueden coexistir en ciertos rangos

de pH, por eso, el conocimiento del pH ayuda en la determinación de cual de los dos (2) iones es el causante de los problemas.

6.2.3 Alcalinidad P1-P2 La prueba P1-P2 es una prueba alterna para la determinación de la alcalinidad, y tiene un espacio para ser reportada en la hoja de reporte diario del lodo estandarizada por la API. Normalmente no se corre a menos que exista un problema en la determinación de la alcalinidad. En la determinación de P1, 2 ml de NaOH N/10 (0.1N) se le agregan al filtrado. El NaOH se usa para subir el pH por encima de 11.4. Por encima de 11.4 cualquier ion HCO3

- será convertido en CO3= como se ve en la siguiente reacción:

HCO3

- + OH- → CO3= + HOH

Bicarbonato NaOH Carbonato Agua 2ml N/10


El paso siguiente es agregar Cloruro de Bario (BaCl2). Nunca se debe pipetear el Cloruro de Bario con la boca pues es altamente tóxico. El Bario (Ba) reacciona con el CO3

= para formar Carbonato de Bario (BaCO3) insoluble:

CO3= + BaCl2 → BaCO3 + Cl- Carbonato Cloruro de Carbonato Cloruro

Bario de Bario Esto permite que únicamente queden iones OH- en solución. La concentración de iones OH- será igual a la concentración original de iones OH- en el filtrado más los agregados por medio del NaOH N/10. De la concentración total de iones OH- se deben restar los iones OH- usados en la conversión del HCO3

- en CO3=. Empíricamente esto se muestra

como: Concentración (OH-) + (OH-) → (OH-) + (OH-) de Hidroxilos Original del Del NaOH N/10 Usado en la conversión Después de

filtrado agregado de HCO3- en CO3= añadir BaCl2

La concentración de iones OH- remanente después de la adición de BaCl2 se titula entonces con Ácido Clorhídrico N/50. Este valor se registra como P1.

(OH-) + HCL → HOH + Cl- Hidroxilo después de agregar BaCl2

Ácido clorhídrico N/50

Agua

Para determinar P2, se sigue exactamente el mismo procedimiento de la determinación de P1, pero sin filtrado del lodo. P2 mide el total de iones OH- que se habían agregado en la determinación de P1. Si P1 > P2, esto indica que ninguno de los iones OH- en P1 fueron consumidos en la conversión de HCO3

- en CO3=. Se concluye entonces que los únicos iones presentes en

el filtrado son CO3= y OH-. Como el CO3

= fue removido por el BaCl2, la concentración de iones OH- es igual a la diferencia entre las cantidades de ácido usadas en P1 y en P2. mg/L de OH- = 340(P1-P2) Si el Pf da la cantidad total de ácido H2SO4 para neutralizar tanto los iones CO3

= como los OH- entonces: mg/L de CO3= = 1200[Pf - (P1 - P2)] Si P1 < P2, esto indica que algo del NaOH N/10 agregado en la determinación de P1 fue consumido en la siguiente reacción: NaHCO3 + NaOH ⇒ Na2CO3 + H2O Bicarbonato de Sodio Hidróxido de Sodio Carbonato de Sodio Agua Si P2 es igual a la concentración de OH- agregada en P1, entonces P2-P1 = a la cantidad de ácido (ml) usado en la *9-conversión de HCO3

- en CO3=. Por eso:


mg/L de HCO3- = 1220(P2 - P1) Como se ha establecido que no pueden estar presentes en el filtrado simultáneamente iones HCO3

- y OH-, sino iones HCO3- y CO3

=, entonces: mg/L de CO3= = 1200Pf

6.3 CONTENIDO DE CLORUROS La fuente de iones cloruro en un fluido de perforación pueden ser sales disueltas de NaCl, CaCl2, o MgCl2 del agua con que se prepara el lodo, por adición de sales y/o KCl en superficie, la perforación de vetas de sal, o flujos de agua salada. La variable básica a considerar cuando se interpretan resultados de pruebas de cloruros y de sal es el tipo de lodo. A continuación se presenta una tabla de rangos típicos de contenido de sal para diferentes tipos de lodo: TIPO DE LODO RANGO TÍPICO Agua de mar 2000 - 19000 mg/L Cl- Agua saturada de sal > 188000 mg/L NaCl Base Potasio 15000 - 40000 mg/L Cl- Agua dulce 500 - 10000 mg/L Cl- Base aceite 250000 - 390000 mg/L CaCl2 Polímero y sal 150000 - 188000 mg/L NaCl Cambios en el contenido de cloruros de un lodo pueden indicar cambios en la formación que se perfora. De ahí que la salinidad del agua dulce tiende a incrementarse con la perforación de domos salinos, vetas de sal o por flujos de agua salada que entren al lodo. La salinidad se incrementará rápidamente. El contenido de cloruros de un lodo se determina titulando una muestra del filtrado con una solución estándar de Nitrato de Plata que cambia de apariencia cuando se llega al punto final de la titulación usando como indicador el Cromato de Potasio. Generalmente se asume que todos los cloruros se deben a la presencia de NaCl, por ello el contenido de cloruros se convierta a contenido de NaCl, de la siguiente manera: mg/L de Cl- x 1.65 = mg/L de NaCl. Esta práctica es aceptable entretanto el contenido de otras sales que contengan Cloro sea bajo. Soluciones saturadas de Cloruro de Sodio a 20°C (68°F) contienen 188700 mg/L del ion cloruro. Esto equivale a una concentración de 311000 mg/L de cloruro de sodio


(NaCl). En fluidos de perforación saturados de sal, donde la solubilidad de la sal se incrementa con la temperatura, la salinidad real del lodo saturado a temperatura del pozo es más alta que la determinada a 20°C (68°F). La solubilidad máxima de sales individuales en sistemas binarios (dos sales) y terciarios (tres sales) dependerá de la temperatura del fluido de perforación y de las solubilidades relativas de cada sal en particular.

6.4 DETERMINACIÓN DE DUREZA TOTAL La dureza total determina la suma total de la concentración de iones Calcio (Ca+2) y Magnesio (Mg+2) en el filtrado del lodo. La dureza total del filtrado se reporta como mg/L de Calcio. Las concentraciones separadas de iones Calcio (Ca+2) y Magnesio (Mg+2) se pueden determinar haciendo primero la titulación para dureza total usando un indicador y una solución buffer de dureza, y luego titulando específicamente para determinar iones Calcio (Ca+2) usando el indicador Calver II. La diferencia entre la dureza total y el contenido de iones Calcio (Ca+2) será la concentración y contenido de iones Mg+2. Mientras la dureza total del agua con que se prepara el lodo sea menor de 160 mg/L, la determinación por separado de la concentración de iones Calcio (Ca+2) y Magnesio (Mg+2) no se justifica. Sin embargo, para valores más altos en donde se requiere tratamiento, la determinación específica de cada ion se debe hacer. Esta situación es muy particular donde se usa agua de mar en la preparación del lodo, en donde el magnesio se debe retirar del agua tratándola con soda cáustica (NaOH) o en ocasiones con potasa cáustica (KOH) antes de añadirla al sistema. Si la fuente de iones calcio es del agua con la que se prepara el lodo o pequeña vetas de anhidrita que se perforen, el calcio se puede precipitar con soda ash o con bicarbonato de soda. Si la cantidad de anhidrita a perforar es grande, la remoción del calcio es impráctico debido a los problemas que se presentarán en la formación de sulfato de sodio (Na2SO4) como subproducto. Altas concentraciones de sulfato de sodio originan esfuerzos de gel altos en fluidos de perforación base arcilla y se debe entonces pensar en una conversión del lodo. Si el calcio se debe a la contaminación con cemento, se debe usar bicarbonato de sodio para su tratamiento. Aunque la contaminación con calcio puede ser un problema en lodos base arcilla el procurar reducir la presencia de calcio a cero es contraproducente. Si pequeñas cantidades de gas CO2 se absorben de la atmósfera o de la formación reaccionarán con la soda cáustica para producir carbonatos, entonces, la ausencia de calcio permitiría una gelificación severa del lodo.


7. BIBLIOGRAFIA

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