República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior

La Universidad del Zulia

Programa de Ingeniería

Núcleo LUZ-C. O.L

FLUIDOS DE PERFORACION

Integrantes:

Marquez Andreina CI: 18.525.907

Matos wilmar C.I: 18.794.719

Martinez Jenderson C.I 20.509.667

Montero Carlos C.I 21.366.547

Sanchez Carlos C.I 18.162.459

Cabimas, Noviembre de 2012

INTRODUCCION.

El lodo de perforación es un liquido o gas capaz de circular a través de la sarta de perforación hasta la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular hasta la fecha un pozo de gas aceite no se puede perforar sin este concepto básico del lodo de circulación. Es una parte clave del proceso y el éxito de un programa de perforación depende de su diseño. En general los lodos de perforación, tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas otras que no son deseables. Siempre hay un compromiso. Es de vital importancia seleccionar el lodo de perforación tomando en cuenta las Propiedades Fisicoquímicas del fluido encontrado en el yacimiento ya que de ello depende gran parte del éxito en la completacion.

Reseña de los lodos de perforación.

Los primeros pozos perforados por el método de rotación solo se usaban agua como fluido que

al mezclarse con los sólidos de formación formaban el lodo. Si un pozo era demasiado espeso o

pesado se le agregaba agua para adelgazarlo, y si la viscosidad era insuficiente se agregaba otro

lodo de reserva para espesarlo. Cualquier problema en el lodo durante la perforación era

solucionado agregando agua o lodo de reserva.

En 1901 HAGGEN Y POLLARD sugirieron que en pozos de gas debe llenarse el mismo cuando se

saca la tubería a superficie para evitar un posible reventón. Definieron el término lodo nativo

como la mezcla de agua con arcilla la cual permanece en suspensión por un tiempo

considerable.

Las arcillas más usadas fueron de naturaleza GUMBO, despreciando a las arenas y arcillas duras,

recomendando un 20% en peso de arcilla en agua.

En 1916 LEWIS Y MC-MURRAY definieron al lodo nativo como: “Una mezcla de agua con algún

material arcilloso que pueda permanecer en suspensión por tiempo considerable que tenga una

densidad de 1.05 a 1.1 gcc y que además debe ser delgado como el agua para evitar efectos

negativos en algunas formaciones. Decían que un buen lodo debía ser capaz de sellar arenas de

formación, además de evitar su lavado y contrarrestar las presiones del gas”

En 1921 STROUD fue encargado de encontrar un medio para aumentar la densidad para

prevenir el descontrol de pozos de gas. Así surgió el oxido de hierro para preparar lechadas

rápidas y bombeable de 15 a 18 lb/gal .

En 1922 experimento con BARITA O BARITINA, material que presentaba ventajas sobre el oxido de hierro como ser alta gravedad específica, no es abrasivo, no es toxico pero se uso en gran escala recién para el año 1929, cuando se soluciono el problema de la viscosidad y Gel necesaria para suspender el material. La búsqueda de la solución al problema de gel y viscosidad dio lugar a varios aditivos que cumplan con el objetivo. Primero se desarrollaron compuestos de mezclas de aluminato de

sodio y soda cáustica para luego en 1929 descubrir la ARCILLAS BENTONITICAS con ventajas superiores en dar viscosidad, gel y control de filtrado en la formación. LA BARITINA: Básicamente es un Sulfato de Bario ( ) 4 SO Ba de gravedad específica 4.2 a 4.35 que es muy utilizado para dar densidad a los lodos, es un material inerte e insoluble en agua y aceite que puede ser usado en un amplio rango de concentración según sean las condiciones exigidas. Es de color blanco a gris oscuro, en EEUU produce el 25% del total. Su uso puede llegar elevar sustancialmente el costo global de loso, y está sujeto a ciertas especificaciones normadas por API en cuanto a molienda y materiales que puedan contaminar. LA BENTONITA: Es el material más usado en la preparación de lodos base agua. Es una arcilla (sílico aluminato) que sirve para dar viscosidad y control de filtrado a loso lodos base agua fresca, su gravedad específica esta alrededor de 2.6. También las normas API rigen las especificaciones en cuanto a su rendimiento, molienda y contaminante. El agregado de cualquier material al lodo se lo hace según una concentración dada, adecuada para obtener una determinada propiedad en un valor de trabajo; por lo general las unidades de uso para el agregado de material son libras de material por cada barril de líquido. Para conocer la densidad obtenida luego de agregar bentonita, lo hacemos con la siguiente expresión

Fluidos de perforación Durante la perforación de un pozo, es de vital importancia mantener la calidad del fluido dentro de los valores deseables y preestablecidos para evitar los problemas de inestabilidad del hoyo. Sin embargo, es necesario recordar que las propiedades de un fluido no son valores fijos, sino que pueden ser ajustados durante el proceso de la perforación. En consecuencia, es responsabilidad del especialista tomar muestra del lodo a la entrada y salida del pozo para comparar valores y proceder a efectuar los ajustes necesarios. El Fluido de Perforacion 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 objetivo principal que se desea lograr con un fluido de perforación, es garantizar la seguridad y rapidez del proceso de perforación, mediante su tratamiento a medida que se profundizan las formaciones de altas presiones, la circulación de dicho fluido se inicia al comenzar la perforación y sólo debe interrumpirse al agregar cada tubo, o durante el tiempo que dure el viaje que se genere por el cambio de la mecha. En la siguiente gráfica se puede visualizar el recorrido o ciclo del fluido durante la perforación de un pozo.

:

Definicion de lodos: “Mezcla heterogénea de una fase continua (agua o aceite) con la fase que son los aditivos que se agregan y que pueden estar disueltos o dispersos en el medio continuo con la finalidad de darle al lodo propiedades adecuadas para que pueda cumplir funciones especificas en la perforación de pozos petroleros” Son varias las funciones, y para saber si un lodo está cumpliendo sus funciones, de este se miden sus propiedades que tienen que estar dentro de un rango de trabajo. Las propiedades físico-químicas que debe tener un lodo son medidas a través de una serie de instrumentos y métodos los cuales fueron diseñados paralelamente con el desarrollo de los fluidos y problemas presentados en los mismos en la perforación de pozos.

Composición de los fluidos La composición del fluido dependerá de las exigencias de cada operación de perforación en particular. La perforación debe hacerse atravesando diferentes tipos de formación, que a la vez, pueden requerir diferentes tipos de fluidos. Por consiguiente, es lógico que varias mejoras sean necesarias efectuarle al fluido para enfrentar las distintas condiciones que se encuentran a medida que la perforación se hace cada vez más profunda en busca de petróleo. En su gran mayoría los lodos de perforación son de base acuosa, donde la fase continua es el agua. Sin

embargo, en términos generales, los lodos de perforación se componen de dos fases: Fase líquida, la cual puede ser agua (dulce o salada) o aceite; o Fase sólida, está puede estar compuesta por sólidos inertes (deseables o indeseables) o por sólidos reactivos

Funciones especificas o basicas: Son aquellas que si o si debe cumplir el fluido para ser considerado el un lodo.

1. Sacar los Recortes de formación a superficie. 2. Controlar las Presiones de formación. 3. No dañar las zonas productoras. 4. Estabilizar las paredes de las formaciones. 5. No dañar el medio ambiente. 6. Sacar Información del fondo del pozo. 7. Formar una película impermeable sobre las paredes de la formación. 8. Lubricar y enfriar la sarta de perforación. 9. Mantener en suspensión los sólidos. 10. No causar corrosión a la herramienta. 11. Transmitir energía al fondo del pozo

Haremos un análisis de las distintas funciones.

1. 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.

2. 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 cuanta 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.

3. No dañar las zonas productoras, la finalidad de perforar un pozo petrolero es para producir hidrocarburos, esta producción dependerá de muchos factores de los 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 causar la 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.

4. 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 de la 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.

5. 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..

6. Sacar Información del fondo del pozo, un lodo que esta 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.

7. 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 de formación, 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.

8. 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 a bajas temperaturas y al circular a grandes profundidades va extrayendo calor de las formaciones enfriando el pozo; el lodo y el pozo en si forman un intercambiador de calor.

9. 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 de generar energía en estado de reposo.

10. No causar corrosión a la herramienta, el lodo debe estar diseñado en el sentido me 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 oxido-reducción que ocurre sobre la superficie metálica por acción del fluido.

Propiedades de los fluidos de perforación. De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del fluido a mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas, que permiten caracterizar y cuantificar su comportamiento así como distinguirlos de otros. Algunas de estas propiedades son exclusivas de los fluidos y otras son típicas de todas las sustancias. Características como la viscosidad, tensión superficial y presión de vapor solo se pueden definir en los líquidos y gases. Siendo las densidad y la presión dos propiedades esenciales de los fluidos. Sin embargo la masa específica, el peso específico también son importantes. Propiedades físicas.

Densidad: Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en sitio los fluidos de la formación. La densidad del lodo se puede expresar en libras por galón (lb/gal), libras por pie cúbico (lb/ft3), gramos por centímetro cúbico (g/cm3) o kilogramos por metro cúbico (Kg/m3) @ 70°F ( 21°C)

La densidad es uno de los dos factores más importante, 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. Una de las principales propiedades del lodo es la densidad, cuya función es mantener los fluidos contenidos dentro del hoyo en el yacimiento durante la perforación. Adicionalmente, mantiene las paredes del hoyo al transmitir la presión requerida por las mismas.

La Reología: es el estudio del flujo de líquidos y gases. La viscosidad que puede considerarse como la resistencia al flujo (o relativamente espeso) de un fluido, es un término reológico común utilizado en la industria del petróleo. La medida de las propiedades reológicas de un fluido es importante en el cálculo de las pérdidas de presión de fricción; en la determinación de la capacidad del lodo para levantar recortes y derrumbes a la superficie; en el análisis de la contaminación del lodo por sólidos, químicos o temperatura; y en la determinación de cambios de presión en el pozo durante una extracción. Las propiedades fundamentales son viscosidad y fuerza de gel.

Propiedades reologicas:

Velocidad de corte (ال): La velocidad de corte (ال), es igual a la velocidad rotacional (ω). Depende de la velocidad medida del fluido en la geometría en que está fluyendo. Por lo tanto, las velocidades de corte son mayores en las geometrías pequeñas (dentro de la columna de perforación) y menores en la geometría grandes (como la tubería de revestimiento y los espacios anulares). Las velocidades de corte más altas suelen causar una mayor fuerza resistiva del esfuerzo de corte.

Esfuerzo de corte (ح): Es la fuerza requerida para mantener la velocidad de corte. El esfuerzo de corte está expresado en labras de fuerza por cien pies cuadrados (Lb/100 pie2)

Viscosidad API o de Embudo: 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 aparente (VA): Es la viscosidad que un fluido parece tener en un instrumento dado y a una tasa definida de corte Está indicada el viscosímetro de lodo a 300 RPM

(Θ300) o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (Θ600). Cabe indicar que ambos valores de viscosidad aparente concuerdan con la formula.

Viscosidad plástica (VP): Se describe como la parte de la resistencia al flujo que es causada por la fricción mecánica, es afectada por: la concentración de sólidos, el tamaño y la forma de los sólidos, la viscosidad de la fase fluida, la presencia de algunos polímeros de cadenas largas (POLY-PLUS, hidroxietilcelulosa (HEC), POLYPAC, Carboximetilcelulosa (CMC) y por las relaciones de aceite-agua (A/A) o sintético - agua (S/A) en los fluidos de emulsión inversa. Los cambios de la viscosidad plástica pueden producir considerables cambios en la presión de bombeo.

Punto cedente (Pc): Es una medida de las fuerzas electroquímicas o de atracción en un fluido. Es la parte de la resistencia al flujo que se puede controlar con un tratamiento químico apropiado. También disminuye a medida que las fuerzas de atracción son reducidas mediante el tratamiento químico. El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas, y Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes solubles como el calcio, carbonatos, etc., y por los sólidos arcillosos de formación. Altos valores del punto cedente causan la floculación del lodo, que debe controlarse con dispersantes. El punto cedente, bajo condiciones de flujo depende de: a- Las propiedades de la superficie de los sólidos del lodo. b- La concentración de los sólidos en el volumen de lodo. c- La concentración y tipos de iones en la fase líquida del lodo. Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente.

Esfuerzos 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 La resistencia del gel formado depende de la cantidad y del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico.

pH: Es una medida para expresar la alcalinidad o ácido de un lodo de perforación. Si el pH ≥ 7 el lodo es alcalino y si el pH ≥ 8 el lodo es ácido. El pH debe ser alcalino para evitar la corrosión.

Filtrado: 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:

-Presió -Dispersión

-Temperaturan -Tiempo

.

Existen dos tipos de pérdida de filtrado en el hueco. Estática: Se presenta cuando el fluido esta en reposo, la perdida de filtrado decrece

continuamente y genera un revoque grueso a medida que pasa el tiempo, influye en la generación de pegas diferenciales. Este tipo de perdida se evalúa con pruebas API y HTHP principalmente y con algunas pruebas especiales como la del PPT, retornos de permeabilidad, y sand pack.

Dinámica: Esta pérdida sucede cuando el lodo esta en circulación o se está perforando,

causando que el revoque sea continuamentee erosionado. Este alcanza una etapa de equilibrio cuando la deposición sobre el revoque es igual a la erosión. En ese punto se obtiene un revoque con espesor y pérdida de filtración constante. Generalmente el revoque dinámico es más delgado. Este tipo de perdida se evalúa con pruebas HTHP Rolado.

Filtrado API. Se realiza para fluidos base agua unicamente Nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la dureza, la resistencia y la lubricidad de esta a condiciones de superficie. Filtrado HTHP. Se realiza para fluidos base agua y base aceite Nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la dureza, la resistencia y la lubricidad de esta y la perdida a condiciones de pozo mas reales en condiciones estaticas. Filtrado HTHP Dinamico. Se realiza para fluidos base agua y base aceite, El filtrado es el doble del volumen recogido, ya que su diametro es de 3.55 Nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la dureza, la resistencia y la lubricidad de esta y la perdida a condiciones de pozo mas reales y a condiciones dinamicas (circulacion).

% Arena: La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica. El porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo posible para evitar daños a los equipos de perforación. La arena es completamente abrasiva y causa daño considerable a las camisas de las bombas de lodo. 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). % 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. Los sólidos es uno de los mayores problemas que presentan los fluidos de perforación cuando no son controlados. La acumulación de sólidos de perforación en el sistema causa la mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Un programa adecuado de control de sólidos ayuda enormemente a mantener un fluido de perforación en óptimas condiciones , de manera que sea posible obtener velocidades de penetración adecuadas con un mínimo de deterioro para las bombas y demás equipos encargados de circular el lodo. Algunos efectos de un aumento de los sólidos de perforación son:

- Incremento del peso del lodo. - Alteraciones de las propiedades reológicas, aumento en el filtrado y formación de un

revoque deficiente. - Posibles problemas de atascamiento diferencial. - Reducción de la vida útil de la mecha y un aumento en el desgaste de la bomba de lodo. - Mayor pérdida de presión debido a la fricción. - Aumento de la presiones de pistoneo.

Propiedades químicas de los fluidos. Dureza: Es causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua o en el filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos base de agua. Corresponde a la suma de los cationes polivalentes expresados como la cantidad equivalente de carbonato de calcio, de los cuales los más comunes son los de calcio y los de magnesio. Aún no se ha definido si la dureza tiene efectos adversos sobre la salud. La dureza está relacionada con el pH y la alcalinidad; depende de ambos. Un agua dura puede formar depósitos en las tuberías y hasta obstruirlas completamente. Esta característica física es nociva, particularmente en aguas de alimentación de calderas, en las cuales la alta temperatura favorece la formación de sedimentos.

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. Definición API: El poder combinado de una Base medida por el máximo número de equivalentes de un ácido con el cual reacciona para formar una sal.

Fuentes Hidróxidos: calcio, potasio y sodio Carbonatos: Soda ash y bicarbonato Silicatos, Fosfatos y Boratos Orgánicos: Lignitos y Lignosulfonatos

Importancia Controlar la Química del Lodo, Activación de Químicos, Determinar la Presencia y Cantidades de Contaminantes. MBT (Methylene Blue Test): Es un indicador de la cantidad de arcilla reactivas tanto por sólidos perforados como por bentonitas comerciales presentes Esta prueba provee una estimación de la capacidad total de intercambio de cationes de arcillas reactivas de un lodo. Esta capacidad se suministra usualmente en términos de peso (mili equivalentes de hidrogeno por cada 100 gramos de arcilla). La capacidad de azul de metileno y la capacidad de intercambio de cationes no son totalmente iguales; normalmente la primera es un poco menor que la capacidad real de intercambio de cationes. Se agregan pequeños incrementos de azul de metileno a un volumen determinado de fluido que ha sido diluido con agua destilada, agua oxigenada y ácido sulfúrico y hervido levemente.

CONCLUSION.

Los fluidos juegan un papel importante en cualquier proceso. Para las reparaciones, terminaciones y perforación, la condición del fluido puede incrementar el rendimiento general del equipo y minimizar el daño potencial a la formación. Los fluidos deben ser controlados de cerca para asegurar que cumplen con todas las especificaciones. El control de los fluidos en las piletas o en los tanques puede indicar la presencia de problemas en el pozo. El tiempo es dinero: esto es evidente cuando se observan las facturas de las actividades que fueron mal realizadas. Los costos del equipo se incrementan y otros servicios también se ven afectados. No se espera que los jefes de equipo y los perforadores sean ingenieros de lodo, pero cambios en los manómetros de la consola de perforación pueden reflejar cambios en las propiedades de flujo o en las condiciones del pozo. El fluido utilizado es como la sangre en el cuerpo humano. Circula a través del sistema, y si acontece algún problema una simple prueba puede ayudar a evaluar el problema. Pruebas sobre los fluidos deben ser llevadas a cabo de manera regular por el ingeniero de lodo y el equipo de trabajo. Cualquier cambio debe ser reportado. Finalmente, ya que muchos fluidos de los campos de petróleo son peligrosos, la seguridad nunca está suficientemente recomendada.

Bibliografia. Fluidos Manual de Ingeniería Baker Hughes INTEQ http://www.buenastareas.com/ensayos/Prpiedades-De-Los-Fluidos-De-Perforacion/1340836.html Material de diapositivas de hallibulton, schlumberger, y de semestres pasado. manual de fluidos de perforación pdvsa cied_003.pdf