FLUIDOS DE PERFORACIÓN

El objetivo principal de un pozo petrolero es alcanzar la zona de hidrocarburos.

Se perforan varias capas de formaciones litológicas cada vez más profundas que contienen diversos

elementos contaminantes, entre ellos la temperatura y presiones de la formación perforada que afectan a

los sistemas de fluidos de perforación, sobre todo a los de base agua; sin embargo, en la actualidad se

diseñan fluidos con aditivos químicos resistentes y estables a los contaminantes, así como

biodegradables y no tóxicos para proteger a los ecosistemas donde se perfora un pozo petrolero.

El Fluido de Perforación es el fluido circulatorio que se utiliza en un equipo de perforación de pozos,

formado por una mezcla de aditivos químicos que proporcionan propiedades físico-químicas idóneas a

las condiciones operativas y a las características de la formación litológica a perforar. La estabilización

de sus parámetros físico-químicos, así como la variación de los mismos al contacto con los

contaminantes liberados en la formación perforada son controlados mediante análisis continuos.

Diseño de fluidos de perforación

Para el diseño de un fluido, se debe contemplar si se trata de un pozo exploratorio o de desarrollo, a fin

de poder seleccionar los datos correlativos que faciliten la obtención de parámetros óptimos en el fluido

de perforación, de acuerdo a las profundidades de cada contacto geológico. De esta manera se

determinan sus densidades y se selecciona el fluido a utilizar y los aditivos químicos para contingencias,

con la finalidad de asentar correctamente las tuberías de revestimiento. Para ello debe considerarse lo

siguiente:

Pozos exploratorios: los datos proporcionados por los registros sísmicos y de geopresiones,

levantamientos geológicos, profundidad del pozo, numero de tuberías de revestimiento que se van a

asentar y cálculo de las densidades requeridas.

Pozos de desarrollo: en la determinación de estos programas se cuenta con muchos datos disponibles,

tales como programas de fluidos de los pozos aledaños, interpretación de registros eléctricos y

pruebas de laboratorio de campo, y la interpretación litológica de las formaciones perforadas,

asentamiento de las tuberías de revestimiento en los pozos vecinos, comportamiento del fluido utilizado

en cada etapa perforada en pozos correlativos.

Tipos de fluidos de perforación.

Un fluido de perforación que es fundamentalmente líquido, se denomina también lodo de perforación.

Se trata de una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un líquido. El liquido en el cual todos los

aditivos químicos están suspendidos, se conoce como fase continúa del líquido de perforación o lodo

y las partículas sólidas o liquidas suspendidas dentro de otro, constituyen la fase discontinua. Cuando

se conoce la constitución de la fase continua, se obtiene el tipo de sistema de fluido conocido como

base del lodo.

Fluidos Base Agua

• F. Bentonítico

• F. Bentonítico polimérico

• F. Disperso no inhibidos

• F. Inhibido no disperso

• F. Disperso Inhibido

• F. Base Agua Emulsionados

• F. Base Agua de Baja Densidad-Emulsión Directa

• F. Base Agua Ultraligeros

Fluidos Base Aceite

• F. Emulsión Inversa

• F. Emulsión Inversa (Relajado)

• F. 100% Aceite

Fluidos de perforación base agua

Los sistemas de fluidos base agua se clasifican por la resistencia a los tipos de contaminantes de la

formación y a sus temperaturas, los cuales se van transformando en su formulación, debido a la

incorporación de flujos como gases, sal, arcillas, yeso, líquidos y sólidos propios de la formación o de

aditivos químicos excedidos y degradados.

A continuación se da a conocer una clasificación básica de los fluidos de perforación:

Fluido bentonítico

El término no disperso indica que no se utilizan dispersantes y las arcillas comerciales agregadas al

lodo, al igual que las que se incorporan de la formación, van a encontrar su propia condición de

equilibrio en el sistema de una forma natural. Este fluido es utilizado en el inicio de la perforación.

Fluido bentonítico polimérico

Es empleado para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla. Se puede preparar con agua

fresca o salada, considerando el contenido de calcio menor de 200ppm. El Ca++ se controla con

carbonato de sodio.

Fluido disperso no inhibidos

Se utilizan dispersantes químicos para desfloculara la bentonita sódica, no se utilizan iones de

inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados, maximizando su

dispersión.

Fluido inhibido no disperso

Estos sistemas son ampliamente utilizados en el mundo; comúnmente no utilizan bentonita sódica y

sus propiedades reológicas, tixotró-picas, y de control de filtración las manejan por medio de

polímeros, dentro de los cuales los más utilizados es la goma de Santana y/o Guar, celulosas

polianiónicas de bajo y alto peso molecular, poliacrilatos de sodio, etc. Dependiendo su uso de las

temperaturas a los cuales van a ser sometidos.

La inhibición es proporcionado por medio del catión K+, Calcio, Mg+, NH4+, Al.

Estos sistemas deben contar con lubricantes de presión extrema como los glicoles y sales amoniaco.

Fluido disperso inhibido

En este tipo de lodo se utilizan dispersantes químicos para deflocular la bentonita sódica. Se utilizan

iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados, maximizando su

dispersión. Este tipo de fluidos ha sido utilizado ampliamente en México; básicamente su mecanismo

químico consiste en la dispersión alta de la arcilla ben-tonítica y de los sólidos arcillosos de la forma-

ción combinado con inhibidores químicos.

Como dispersantes comúnmente se utilizan lignosulfonatos y lignitos, sin embargo, también pueden

utilizarse defloculantes po-liméricos. Este tipo de fluidos manejado con alcalinidades adecuadas

puede controlar propiedades tixotrópicas y reológicas en influye en el control de filtración.

Un inhibidor o combinación de inhibidores de hidratación como el K+, Ca++ y NH4+ puede

proporcionar estabilidades satisfactorias del agujero que se perfora. A este tipo de fluidos debe

agregarse lubricante de presión extrema y tensoactivos. Uno de los defectos es que debido a su alta

dispersión incorpora muy rápidamente las arcillas, las cuales combinadas con el C02 de la formación

puede causar transtornos en el control de sus propiedades. Este tipo de fluidos con el manejo

equilibrado de dispersión química y control de sólidos es muy exitoso y promueve mucho la estabilidad

de las arcillas especialmente cuando son arenosas. Los dispersantes químicos comúnmente tienen

propiedades tenso-activas.

En la Región Sureste, uno de los pocos pozos que se han perforado en sus partes altamente hidrofílicas

(Eoceno y Paleoceno) sin utilizar Emulsiones Inversas fue hecho con este tipo de fluido.

Lodos base agua emulsionados

Una emulsión se forma cuando un líquido es dispersado en pequeñas gotitas en otro líquido con el

cual el líquido dispersado no es mis-cible. En una emulsión al líquido dispersado se le conoce como

fase discontinua, interna o dispersa; al líquido que es el medio dispersante o matriz se le llama la fase

continua o externa. Los líquidos no miscibles entre si tales como el agua y el aceite, pueden

emulsionarse simplemente por adición de energía mecánica, por ejemplo agitación, sin embargo, si

cesa la energía mecánica, las gotas de la fase discontinua se unen y los líquidos se separaran

rápidamente en dos capas: aceite y agua. Se puede agregar una tercera sustancia, un emulsificante,

para estabilizar la emulsión; el emulsificante actúa en la interfase entre las fases continua y

discontinua para reducir la tendencia de las gotas a juntarse.

Los emulsificantes pueden ser clasificados de manera general en dos grupos:

Químicos: Las propiedades fisicoquímicas en las interfases de dos líquidos inmiscibles (comúnmente

agua y aceite), como emulsificantes químicos. Por ejemplo ciertos jabones sódicos.

Mecánicos: los sólidos finamente divididos pueden estabilizar mecánicamente emulsiones por

acumulación en la interfase de dos líquidos inmiscibles para formar una película rígida que puede ser

atribuida a las características de la partícula. Por ejemplo, las arcillas y polímeros actúan como

emulsificantes mecánicos.

Preparación de lodos base agua emulsionados

Los tres ingredientes necesarios para este tipo de emulsión son: aceite, agua y emulsificante. La mayoría

de los lodos base agua contienen dos de estos ingredientes, agua y emulsificante, por lo tanto, la

conversión de un lodo base agua a lodo emulsionado, es usualmente completada simplemente por

adición de aceite (diesel o crudo), la cantidad agregada varia entre 5 y 10% del volumen del lodo.

La única restricción que debiera aplicarse a los aceites usados en los lados, es el "punto de anilina"

(la temperatura más baja a la cual volúmenes iguales de aceite y anilina permanecen miscibles)

deberá ser por arriba de 65 °C a 150°C; los aceites que tengan punta de anilina más bajo pueden

causar daños a la partes de hule usadas en los sistemas de circulación.

El aceite puede agregarse a lodo a través del embudo, la succión de la bomba o directamente a la

presa de succión.

Ventajas de los lodos emulsionados.

El aceite no se agrega al lodo para corregir ninguna deficiencia, sino para proveerlo de ciertas

propiedades benéficas. La adición de aceite a los lodos base agua ha sido acreditada con los

siguientes beneficios en la operación de perforación:

Reducción en la torsión de la tubería Aumento en el avance de perforación Aumento en la vida de la

barrena Reducción de embolamiento de la barrena

Prevención de pegaduras por presión diferencial.

Numerosas observaciones de campo confirman estas ventajas; mejora el enjarre y aumenta la

lubricidad.

Los resultados de las investigaciones de laboratorio ayudan a esta opinión; las pruebas se condujeron a

la determinación del efecto del diesel sobre la tendencia a la pegadura de un lodo base agua.

Químicos: Las propiedades fisicoquímicas en las interfases de dos líquidos inmiscibles (comúnmente

agua y aceite), como emulsificantes químicos. Por ejemplo ciertos jabones sódicos.

Mecánicos: los sólidos finamente divididos pueden estabilizar mecánicamente emulsiones por

acumulación en la interfase de dos líquidos inmiscibles para formar una película rígida que puede ser

atribuida a las características de la partícula. Por ejemplo, las arcillas y polímeros actúan como

emulsificantes mecánicos.

Preparación de lodos base agua emulsionados

Los tres ingredientes necesarios para este tipo de emulsión son: aceite, agua y emulsificante. La mayoría

de los lodos base agua contienen dos de estos ingredientes, agua y emulsificante, por lo tanto, la

conversión de un lodo base agua a lodo emulsionado, es usualmente completada simplemente por

adición de aceite (diesel o crudo), la cantidad agregada varía entre 5 y 10% del volumen del lodo.

La única restricción que debiera aplicarse a los aceites usados en los lados, es el "punto de anilina"

(la temperatura más baja a la cual volúmenes iguales de aceite y anilina permanecen miscibles)

Deberá ser por arriba de 65 °C a 150°C; los aceites que tengan punta de anilina más bajo pueden

causar daños a la partes de hule usadas en los sistemas de circulación.

El aceite puede agregarse a lodo a través del embudo, la succión de la bomba o directamente a la

presa de succión.

Ventajas de los lodos emulsionados.

El aceite no se agrega al lodo para corregir ninguna deficiencia, sino para proveerlo de ciertas

propiedades benéficas. La adición de aceite a los lodos base agua ha sido acreditada con los

siguientes beneficios en la operación de perforación:

Reducción en la torsión de la tubería Aumento en el avance de perforación Aumento en la vida de la

barrena Reducción de embolamiento de la barrena

Prevención de pegaduras por presión diferencial.

Numerosas observaciones de campo confirman estas ventajas; mejora el enjarre y aumenta la

lubricidad.

Los resultados de las investigaciones de laboratorio ayudan a esta opinión; las pruebas se condujeron a

la determinación del efecto del diesel sobre la tendencia a la pegadura de un lodo base agua.

Los avances de perforación en arenisca también se redujeron cuando se agrego aceite, tanto en

lodos sin contaminar como con el contaminado. El efecto del contenido de aceite de un lodo calcico

sobre el avance de perforación de una microbarrena en una lutita dada; el resultado muestra que el

avance aumenta con un aumento en la concentración de aceite a un máxima de 16%, a mayor

concentración, el avance disminuye. Estos datos indican que el efecto del aceite sobre los lodos base

agua depende de la cantidad agregada, el tipo de lodo usado y el tipo de formación que se perfora.

Otro beneficio acreditado a las adiciones de aceite al lodo base agua es el aumento de la vida de la

barrena, según estudios efectuados en 23 pozos, 18 tuvieron aumento en la vida de la barrena,

2 tuvieron disminución y 3 no tuvieron variación; el aumento en la vida de la barrena probablemente

sea debido al as propiedades de lubricación de los lodos emulsionados. Uno de los efectos

dramáticos observados en el campo al adicionar aceite es la reducción de embolamientos de la ba-

rrena y drill collars cuando se perforan lutitas "pegajosas", esto se piensa que se debe a la formación

de una película sobre la barrena y la herramienta., de este modo, la lutita tiene menos tendencia a

adherirse. Efectos de las adiciones de aceite sobre las propiedades del lodo base agua.

En general los lodos emulsionados tienen propiedades similares a lodos sin emulsionar, hay sin

embargo, cambios distintos que ocurren en las propiedades físicas cuando se agrega aceite.

Agregar lubricantes de presión extrema a base de poliglicoles o ácidos grasos imparten, también,

excelente reducción a los torques de la tubería.

Existen lubricantes mecánicos como son los grafitos en polvo los que reducen los torques, sobre todo

cuando se trata de agujeros con anomalías geométricas.

Fluidos de baja densidad - Emulsión directa.

El término emulsión directa se refiere a cualquier dispersión de un líquido en otro, por supuesto los

líquidos deben ser inmiscibles. El agua es uno de los componentes mas comunes y el otro un aceite.

La dispersión de aceite en agua es una emulsión directa, la dispersión de agua en aceite es inversa; en

los lodos de baja densidad base agua, nos referimos a una emulsión directa con alto contenido de

aceite disperso en agua.

Se ha encontrado que la facilidad con la cual dos líquidos inmiscibles se pueden emulsificar aumenta

a medida que la diferencia entre tensiones superficiales y densidades disminuye, sin embargo,

inclusive escogiendo los casos más favorables se tiene que introducir un agente emulsificante al

sistema; el agente emulsificante puede reducir la tensión superficial de la interfase aunque este no es el

único fin de usarlo; la reducción de la tensión facilita la formación de gotas más pequeñas pero no

necesariamente aumenta su estabilidad. El agente debe también estabilizar las gotas formadas como

se explica a continuación:

Es de intereses saber que algunos sólidos finamente molidos tales como polímeros y arcillas pueden

actuar como emulsificantes, con sólidos que fácilmente pueden humectarse por algunos de los

líquidos, su poder depende de cómo sean humidificados, las gotas son rodeadas por una capa de las

partículas del sólido el cual previene así la coalescencia. Los agentes emulsificantes pueden

introducirse únicamente en una cantidad de 0.5% al 2 %.

Los sistemas de emulsión directa combinan los agentes tensoactivos, emulsificantes y polímeros

resistentes a la temperatura en proporción de 1% a 1.5%. La parte lipofílica del emulsificante estará

sumergida en la gota aceitosa por medio de la cola del hidrocarburo y las cabezas polares estarán

dentro del agua, consecuentemente, la gota estará cubierta por una capa protectora que entorpecerá la

unión de las gotas.

Las gotas en las dispersiones aceite en agua están usualmente cargadas negativamente y las

emulsiones son rotas con la adición de sales. Los fluidos de baja densidad base agua son

básicamente, emulsiones directas en las que un alto contenido de aceite (máximo 80%) es disperso y

emulsionado físico-químicamente en una pequeña cantidad de agua (20%); esta combinación da

como resultado un fluido de alta viscosidad con bajos esfuerzos de corte y densidades inferiores a 1

g/cc.

Los fluidos de baja densidad, emulsión directa, deben de tener las siguientes propiedades para ser

usados en la perforación de las formaciones depresionadas ya sean calizas y/o dolomías.

Resistencia a la temperatura. Este parámetro es muy importante ya que generalmente estos fluidos se

utilizan en la última etapa del pozo y las temperaturas varían en los diversos campos. La estabilidad de

estas emulsiones con respecto a la temperatura depende directamente del emulsificante y los

polímeros que manejan. Actualmente los sistemas son normados para resistir 150°C, sin, embargo,

existen campos depresionados con temperaturas de fondo mayores como el Jujo y Tecominoacan, por

lo que estos fluidos deben presentar emulsificantes y polímeros de mayor resistencia a la temperatura.

Condiciones de pH. Estos fluidos se utilizan para perforar las zonas productoras por lo que el manejo

del pH tiene particular importancia, que a continuación se menciona:

Las formaciones en las cuales se utilizan son: calizas, dolomías, calizas dolomitizadas y margas.

Las calizas son carbonato de calcio Las dolomías son carbonatos dobles de calcio y magnesio y su

reacción de formación es:

2CaC03+MgCl2 —► CaMg (C03)2 + CaCl2

Las margas son carbonato de calcio con arcilla.

Las calizas y las dolomías son sin duda, las rocas más importantes del yacimiento y de hecho,

contienen casi la mitad de las reservas mundiales de petróleo y gas en yacimientos formados por

mezclas de dolomías y calizas.

Las rocas dolomíticas son por lo general, las productoras y más prolíferas de petróleo debido a su alto

grado de porosidad, la cual se explica por el reemplazo molecular de la caliza por dolomía, lo que

producirá una disminución del volumen de la roca entre el 12 y 13%.

En el curso de la transformación de la calcita en dolomía se producen huecos o espacios ínter

cristalinos y los fluidos solventes penetran más fácilmente y se presenta mayor área de ataque.

Las dolomías a pesar de su menor grado de solubilidad pueden disolverse tanto como las calizas si

las ataca una mayor cantidad de solvente durante más tiempo, mientras menor sea el pH del solvente

mayor será el ataque porque se incrementa la solubilidad de la roca; con la temperatura disminuye la

viscosidad del fluido y crece el ataque. Al incrementarse la solubilidad y la acción mecánica del fluido

se incrementan los huecos y con ello la pérdida de fluido.

El manejar pH bajos en el fluido de perforación en esta zona productora es riesgoso, ya que estas

formaciones tienen latente la presencia de gases amargos (C02 y H2S) que en rangos de pH bajos

atacan sistemáticamente a todas las partes metálicas de I equipo y ponen en riesgo la seguridad del

trabajador.

En este aspecto el uso de la sosa cáustica puede sensibilizar a las arcillas intercaladas en las calizas

y dolomías facilitando su hidra-tación. Por este motivo, se puede utilizar una base débil como las

etanolaminas, las cuales eliminan el oxígeno disuelto, evitan el ataque de los gases amargos

funcionando como bu-ffer y aportan amonio a las arcillas reduciendo su capacidad de hidratación.

Inhibición a la hidratación de arcillas hidrofílicas. Este factor es muy importante ya que gran parte

de las formaciones que tienen que perforarse (especialmente las del jurásico, productor de la Región

Sureste y Marina) contienen dolomías arcillosas. Siendo los agujeros productores de diámetro

reducido, un pequeño hinchamiento de arcillas puede causar problemas de resistencias y pegaduras

de tubería. La presencia de arcillas en estas rocas tienen que ver con cuestiones vinculadas a la

porosidad y permeabilidad del yacimiento. Los minerales de la arcilla se dan en las rocas

carboníticas en los planos estratigráficos y en todos los demás casos como delgadas capas lutíticas.

Una muy reducida cantidad de arcilla puede tener efectos asombrosos sobre fenómenos tales como

adsorción, tensión interfacial, capilaridad y mojabilidad al estar en contacto con el agua del fluido

cuando este carece de inhibidores de hidratación. Estas arcillas absorben agua, se hinchan y pueden

provocar derrumbes de las formaciones no hidratables y como consecuencia la pegadura de tubería

de perforación. Este hinchamiento disminuye la porosidad de la roca y por consecuencia daño a la

productividad.

Para la inhibición de hidratación en este tipo de fluido puede agregarse, además de las etanolaminas,

otros tipos de inhibidores como KCI, cuaternarios de amonio, etc. Con la condición que no se

contrapongan con la naturaleza iónica del emulsificante

Estabilidad de emulsión. La estabilidad de estas emulsiones depende mucho del tipo de

emulsificante y del tipo de polímeros que se utilicen. Si se requieren para pozos de alta temperatura

(mayor de 150°C) deben utilizarse productos que resistan. La estabilidad se refleja mucho en la alta

viscosidad que deben conservar al circular en el pozo. Un factor importante es el emulsificante el cual

debe ser un fuerte tensoactivo que permita que las partículas de aceite sean micrónicas.

Las emulsiones inversas son el peor contaminante que afecta a este tipo de fluidos, ya que el carácter

catiónico de ellos tiende a invertir la emulsión. Un agregado severo de emulsificantes no aniónicos o

aniónicos y polímeros, pueden contrarrestar la tendencia al rompimiento.

Las arcillas como la bentonita las estabiliza, sin embargo pueden causar daño a la zona productora.

Una alta viscosidad con bajo esfuerzo de corte y resistente a la temperatura permite reducir la

fugacidad del fluido en la roca porosa y reducir su daño.

Actualmente, estas partes depresionadas se

están perforando con aceite Diesel o Emulsión inversa de alta relación Aceite-Agua combinado con N2.

Con el diesel la densidad mínima es de 0.85 g/cc lo que implica un alto consumo de N2 para logar

densidades de 0.4 a 0.5 g/cc. El diesel con la temperatura disminuye mucho su viscosidad y con esto

se incrementa mucho su fugacidad dentro de la roca. Si se trata de fluido Emulsión Inversa de alta

relación Aceite-Agua, es más dañino por los emulsificantes y humectantes que cambian la mojabilidad

de la roca.

Lodos base agua ultraligeros

Son sistemas base agua que se caracterizan por tener densidades aun más bajas que las obtenidas

con las emulsiones directas de baja densidad. Con estos sistemas se pueden obtener densidades

hasta de 0.4 g/cc.

Para comprender mejor el mecanismo de los fluidos se tienen las siguientes consideraciones teórico -

Prácticas: Las dispersiones de los gases en líquidos se forman cuando un gas, el cual debe ser

completamente insoluble en el líquido, se fuerza hacia dentro del líquido. Así, el aire y/o nitrogenote

puede hacer pasar forzadamente dentro del agua para formar burbujas dispersas del mismo.

Si el agua utilizada para la preparación de la dispersión de gas tiene propiedades tales que las cúpulas

por encima de las burbujas ascendentes no se rompen inmediatamente al tocar la superficie del agua,

formándose las espumas que nadan sobre la superficie. La inestabilidad de las dispersiones de gas

combinado con la tensión superficial produce espumas.

La tensión superficial baja, combinado con el aspecto mecánico (generadores de espuma, agitadores,

pistolas, etc.) promueven la formación de dispersantes finas de gas e incrementan su estabilidad; sin

embargo, los efectos de la temperatura de los pozos provocan su emigración ascendente rápida

cuando hay alguna interrupción de la operación, se presenta el DRENADO, quedando la columna de

fluido mayormente por agua, cuya densidad más alta impacta en las formaciones depresionadas al

reanudar la operación.

En la operación actual de dispersión inestable de aire y nitrógeno, la perforación en condiciones

normales se logra la adición de tenso activos (espumantes) con la consiguiente dispersión de aire en

las presas y el burbujeo continuo de Nitrógeno después de las bombas, los cuales al salir del pozo

son eliminados a la atmósfera.

Cuando el burbujeo de nitrógeno no es continuo se lleva el riesgo de la pérdida de fluido.

A estos sistemas siempre debe agregarse inhibidores de hidratación y antioxidantes debido a la

presencia de arcillas hidratables y de oxígeno disuelto por el aire que se capta y dispersa en las

presas.

Para mejorar este tipo de fluidos, debe promoverse la estabilidad fuerte de las microburbujas de aire y

nitrógeno (por medios físico - químicos y mecánicos) con la finalidad de reducir e incluso evitar su

emigración hacia la superficie, obteniéndose, con esto, una densidad homogénea en el pozo, que

soporte la acción de la temperatura y evite el DRENE en las interrupciones operativas y se logre recir-

cular el Aire - Nitrógeno sin causar cavitación de las bombas de lodos y poder reducir o eliminar el uso

de Nitrógeno.

Para lograr esta estabilidad puede recurrirse a buenos medios mecánicos de agitación, a polímeros

de medio y alto peso molecular y a tensoactivos de alta calidad que promueven las partículas finas de

gas estables y resistentes a las temperaturas del pozo.

El uso de alcalinizantes - antioxidantes es de primordial importancia para la preservación de los

polímeros estabilizadores. Siempre deben agregarse inhibidores de hidratación (con naturaleza iónica

similar a los tensoactivos) para evitar el hinchamiento de los terrígenos intercalados.

Las sales promueven la formación de burbujas, por lo que la formación de estas dispersiones se facilita

en agua de mar, con la solvedad de reducir los niveles de calcio y magnesio usando ablandadores.

El agregado de polímeros debe hacerse con el pH bajo (6-7.0).

Fluidos de perforación base aceite

Los fluidos base aceite fueron diseñados debido a la gran sensibilidad de los fluidos base agua, ante la

presencia de arcillas altamente hidrofílicas y al efecto de otros contaminantes como los gases amargos

y altas temperaturas.

Estos fluidos al tener en su fase continúa aceite, el cuál es un medio no iónico, resisten perfectamente

bien el ataque de los diversos contaminantes. Presentan además, otras características muy positivas

para la perforación de los pozos, como son la alta lubricación y tensiones superficiales bajas y

mantener secos los recortes propios de las formaciones hidrofílicas.

Fluidos emulsión inversa

Una Emulsión Inversa es la dispersión de un líquido en otro con la condición de que ambos sean

inmiscibles, como el agua y el aceite. Una Emulsión de Aceite en agua se llama directa y una de agua

en aceite, Inversa; En ésta la fase continua es el aceite y la fase interna o discontinua es el agua.

Los emulsificantes pueden ser clasificados de manera general en dos grupos:

Mecánicos: los sólidos finamente divididos pueden estabilizar mecánicamente emulsiones por

acumulación en la interfase de dos líquidos inmiscibles para formar una película rígida que puede ser

atribuida a las características lipofílica de la partícula. Por ejemplo: asfaltos oxidados y gilsonitas

actúan como estabilizadores de emulsión mecánicos.

Se puede tener una emulsión inversas mecánica cuando se agita agua en aceite, pero ésta es inestable

ya que al detener la agitación las partículas de agua por su polaridad se atraen entre si rompiéndose la

emulsión.

Para lograr la estabilización se utilizan productos químicos cuyo mecanismo y orden secuencial de

agregado es el siguiente:

a. Agregar el Diesel calculado de acuerdo a la relación Aceite - Agua programada.

b. Agregar el reductor de filtrado el cual generalmente es Asfalto Oxidado o Filonita.

Este producto aparte de controlar la pérdida por filtración incrementa la viscosidad de la fase continua

e influye en la estabilización química de la emulsión al enriquecer la interfase agua/aceite. Son muy

solubles en aceite y se disuelven y dispersan rápidamente. La cantidad depende de la formulación

diseñada.

c. Agregar la Arcilla Organofílica: El origen de este producto es el de una aminación de la

bentonita cambiándola de hodrofílica alipofílica. Se dispersa rápidamente en el aceite formando

coloide y mejorando las propiedades tixotrópicas y Teológicas.

d. Agregar el Agua con la sal seleccionada (comúnmente CaCI2) en la concentración programada

para balancear osmóticamente a las arcillas hidrofílicas que se van a perforar.

El agua se dispersa en partículas pequeñas semi-emulsionadas que auxilian en incrementar el

rendimiento de la arcilla organofílica al polarizarla.

e. Se agregan los ácidos grasos y los humectantes químicos que reducen aun más la tensión

interfacial del aceite y el agua promoviendo que las partículas de ésta sean más finas y predisponen el

aceite a humectar a cualquier sólido presente. Nunca debe agregarse el humectante antes de la arcilla

organofílica por que le deteriora la capacidad tixotrópicapara la cual fue diseñada. En caso de trata-

miento de arcilla en campo se sugiere agregarla prehidratándola con una pequeña cantidad de agua.

Cuando se agrega directamente a una emulsión inversa enriquecida con humectantes no funcionan

adecuadamente por la influencia de los mismos.

f. Agregar el Ca(OH)2 (cal) programada en el diseño, la cual reaccionará con los ácidos grasos

insaturados formando el jabón de calcio. Este es el estabilizador mas importante de la emulsión y en

su formación influye la dinámica a la cual se somete al fluido. La Cal y su exceso proporcionan la

alcalinidad y el pH adecuado a la fase acuosa y protege al sistema de la acción de los gases

amargos. Un abuso de ella incrementa la tensión interfacial predisponiendo a las partículas de agua a

emigrar y a "mojar" a los sólidos presentes, especialmente a la barita. Un deterioro de la alcalinidad

puede causar que por acción de los gases amargos baje el pH del agua a un rango ácido y al estar

cargada positivamente se provoca un repulsión de ella con el jabón calcico que la protege y puede

emigrar (ver figura) causando el "mojamiento" de los sólidos. Todo esto se refleja en un deterioro de la

Estabilidad Eléctrica y se recupera dando los niveles adecuados de alcalinidad y enriqueciendo a la

emulsión con humectante de alta calidad.

g. Agregar la barita de acuerdo a la Densidad Programada. Una forma práctica de saber

rápidamente si la emulsión está en condiciones óptimas es someterla a agitación enérgica verificando

previamente su Estabilidad Eléctrica. Después de varios minutos (10-20 minutos) de agitación

enérgica, el fluido debe subir temperatura y mejorar su brillo e incrementar su Estabilidad Eléctrica, si

sucede lo contrario es un aviso de que la emulsión esta siendo inestable y que con la centrifugación el

agua emigra y moja a los sólidos presentes.

Fluido Emulsión Inversa Relajado.

El empleo de los lodos relajados debe estar limitado a zonas de rocas duras ó carbonatadas del

cretácico superior ó perforación profunda donde no se encuentren formaciones altamente

permeables. Han ocurrido muchos casos de pegaduras de tuberías, empleando este tipo de fluido;

debido al enjarre grueso que se genera frente a formaciones arenosas altamente permeables.

Comúnmente se experimenta arrastre y torsión frecuente.

La conversión a lodos de bajo filtrado, agregando aditivos para control de filtrado reduce el arrastre y

la torsión cuando se deben a esta causa. Usualmente las velocidades de penetración son mayores con

lodos ó fluidos de filtrados bajos, y disminuyen las pegaduras por presión diferencial. El uso de los

lodos base aceite, con filtrado relajado en la perforación en áreas de rocas duras, se han beneficiado

ampliamente con el uso de fluidos base aceite con filtrado relajado.

La perforación profunda, mayor de 4600 m tiene mucho en común con la perforación en áreas de

rocas duras. El uso de los lodos base aceite relajado puede ser de beneficio similar, siempre que las

densidades del lodo no sean extremadamente altas. El beneficio obtenido de mayores velocidades de

penetración siempre se deben considerar, contra las crecientes posibilidades de pegadura por presión

diferencial cuando se usan fluidos base aceite con filtrado relajado con alta densidad.

Fluido 100% aceite

Los fluidos Emulsión Inversa en consideraciones de los más estables en la perforación de pozos, sin

embargo, la parte más sensible de ellos es el agua que contienen. A mayor cantidad de agua mayor es

la sensibilidad a los contaminantes; los gases amargos, domos salinos y temperaturas altas pueden

causar estragos en la Emulsión y provocar que el agua sea inestable y emigre activando todo tipo de

sólidos presentes (arcillas, barita, etc.). Una mala protección de la misma genera problemas

similares.

En base a todo lo anterior surgió el diseño de los lodos 100% aceite, los cuales están hechos para

problemas extremos de flujos de agua, domos salinos profundos, flujos de gases amargos e

hidrocarburos y para perforar formaciones productores con poco daño a la roca. En los fluidos el

contenido de agua es cero o mínimo (no mayor de 5%), sus propiedades de control de filtrado de alta

temperatura y presión pueden hacerse con asfaltos oxidados y/o gilsonita en altas concentraciones lo

que proporciona el filtrado APAT mínimos tendiendo a cero, con la finalidad de que el daño a la roca

que se perfore sea radialmente mínimo y fácilmente recuperable con disparos.

Para propiedades reológicas y tixotrópicas pueden utilizarse arcillas organofílicas previamente

activadas con polarizadores, los que proporcionan la capacidad suficiente de limpieza y suspensión,

incluso para densidades extremas.

La humectación de los sólidos por agua se obtiene con el agregado de humectantes de alta calidad

en concentraciones fuertes dependiendo de la densidad a trabajar.

Funciones de fluidos de perforación.

El objetivo de una operación de perforación es perforar, evaluar y terminar un pozo que producirá

petróleo y/o gas eficazmente. Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que

contribuyen al logro de dicho objetivo. La responsabilidad de la ejecución de estas funciones es

asumida conjuntamente para el ingeniero de lodo y las personas que dirigen la operación de

perforación.

El deber de las personas encargadas de perforar el agujero, es asegurar la aplicación de los

procedimientos correctos de perforación. La obligación principal del ingeniero de lodo es asegurarse

que las propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico. El ingeniero

de lodo también debería recomendar modificaciones de las prácticas de perforación que ayuden a

lograr los objetivos de la perforación.

Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de perforación es capaz de

desempeñar, aunque algunas de estas no sean esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes

del pozo y el control de las presiones de la formación son funciones sumamente importantes.

Aunque el orden de importancia sea determinado par las condiciones del pozo y las operaciones en

curso, las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes:

Remoción los recortes del pozo.

Controlar las presiones de la formación.

Suspender los recortes y materiales densificantes.

Obturar las formaciones permeables.

Mantener la estabilidad del agujero.

Minimizar los daños al yacimiento.

Enfriar, lubricar y flotar la sarta de perforación y barrena.

Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.

Asegurar una evaluación adecuada de la formación.

Controlar la corrosión.

Facilitar la cementación y la terminación.

Remoción de los recortes del pozo

Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la barrena.

Para este fin, se hace circular un fluido de perforación dentro de la sarta de perforación y a través de

la barrena, el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, subiendo por el espacio anular.

La remoción de los recortes (Limpieza del agujero) depende del tamaño, forma y densidad de los

recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la sarta de perforación, la

viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación.

Viscosidad. La viscosidad y las propiedades tixotrópicas de los fluidos de perforación tienen un efecto

importante sobre la limpieza del pozo. Los recortes se sedimentan rápidamente en fluidos de baja

viscosidad (agua, por ejemplo) y son difíciles de circular fuera del pozo. En general, los fluidos de

mayor viscosidad mejoran el transporte de los recortes. La mayoría de los lodos de perforación son

tixotrópicos, es decir que se gelifican bajo condiciones estáticas. Por esta característica puede sus-

pender los recortes mientras que se efectúan las conexiones de tuberías y otras situaciones durante las

cuales no se hace circular el lodo. Los fluidos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y

que tienen mayores viscosidades a bajas velocidades anulares han demostrado ser mejores para una

limpieza eficaz del pozo.

Velocidad. En general, la remoción de los recortes es mejorada por las altas velocidades anulares.

Sin embargo, con los fluidos de perforación mas diluidos, las altas velocidades pueden causar un flujo

turbulento que ayuda a limpiar el agujero, pero puede producir otros problemas de perforación o en el

agujero. La velocidad a la cual un recorte se sedimenta en un fluido se llama velocidad de asentamiento.

La velocidad de asentamiento de un recorte depende de su densidad, tamaño y forma, y de la

viscosidad, densidad y velocidad del fluido de perforación. Si la velocidad anular del fluido de

perforación es mayor que la velocidad de asentamiento del recorte, el recorte será transportado

hasta la superficie.

La velocidad neta a la cual un recorte sube por el espacio anular se llama velocidad de transporte.

En un pozo vertical:

Velocidad de transporte = Velocidad anular -velocidad de asentamiento

El transporte de recortes en los pozos de alto ángulo y horizontales es más difícil que en los pozos

verticales. La velocidad de transporte, tal como fue definida para los pozos verticales, no es aplicable

en el caso de pozos desviados, puesto que los recortes se precipitan en la parte baja del pozo, en

sentido perpendicular a la trayectoria de flujo del fluido, y no en sentido contrario al flujo de fluido de

perforación. En los pozos horizontales, los recortes se acumulan a lo largo de la parte inferior del pozo,

formando camas de recortes. Estas camas restringen el flujo, aumentan el torque, y son difíciles de

eliminar. Se usan dos métodos diferentes para las situaciones de limpieza difícil del pozo que suelen

ser encontradas en los pozos de alto ángulo y horizontales:

El uso de fluidos tixotrópicos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen una

alta Viscosidad a muy baja Velocidad de Corte (LSRV) y condiciones de flujo laminar.

Ejemplos de estos tipos de fluido incluyen los sistemas de biopolimeros y las lechadas de bentonita

floculadas. Dichos sistemas de fluidos de perforación proporcionan una alta viscosidad con un perfil

de velocidad anular relativamente plano, limpiando una mayor porción de la sección transversal del

pozo. Este método tiende a suspender los recortes en la trayectoria de flujo del lodo e impide que los

recortes se sedimenten en la parte baja del pozo. Con los lodos densificados, el transporte de los

recortes puede ser mejorado aumentando los valores de 3 y 6 RPM del cuadrante de FANN

(indicaciones de LSRV) de 1 a 1 1/2 veces el tamaño del pozo en pulgadas, y usando el mayor

tiempo posible flujo laminar. El uso de un gasto elevado y de un lodo fluido para obtener un flujo

turbulento esto proporcionara una buena limpieza del pozo e impedirá que los recortes se

sedimenten durante la circulación, pero estos se sedimentaran rápidamente cuando se interrumpa la

circulación. Este método funciona manteniendo los recortes suspendidos bajo el efecto de la tur-

bulencia y de las altas velocidades anulares. Es más eficaz cuando se usan fluidos no densificados o

de baja densidad en formaciones compactas (que no se erosionan fácilmente). La eficacia de esta

técnica puede ser limitada por distintos factores, incluyendo un agujero de gran tamaño, una bomba

de baja capacidad, una pobre compactación de la formación y el uso de motores de fondo y

herramientas de fondo limitan el gasto de la bomba.

Densidad. Los fluidos de alta densidad facilitan la limpieza del pozo aumentando las fuerzas de

flotación que actúan sobre los recortes, lo cual contribuye a su remoción del pozo. En comparación

con los fluidos de menor densidad, los fluidos de alta densidad pueden limpiar el agujero de manera

adecuada, aun con velocidades anulares más bajas y propiedades reológicas inferiores. Sin embargo,

el peso del lodo en exceso del que se requiere para equilibrar las presiones de la formación tiene un

impacto negativo sobre la operación de perforación; por lo tanto, este peso nunca debe ser aumentado

para efectos de limpieza del agujero.

Rotación de la sarta de perforación. Las altas velocidades de rotación también facilitan la limpieza del

pozo introduciendo un componente circular en la trayectoria del flujo anular. Este flujo helicoidal (en

forma de espiral o sacacorchos) alrededor de la sarta de perforación hace que los recortes de

perforación ubicados cerca de la pared del pozo, donde existen condiciones de limpieza del pozo defi-

cientes, regresen hacia las regiones del espacio anular que tienen mejores características de

transporte. Cuando es posible, la rotación de la columna de perforación constituye uno de los mejores

métodos para retirar camas de recortes en pozos de alto ángulo y pozos horizontales.

Control de las presiones de la formación.

Como se menciona anteriormente, una función básica del fluido de perforación es controlar las

presiones de la formación para garantizar una operación de perforación segura.

Típicamente, a medida que la presión de la formación aumenta, se incrementa la densidad del fluido

de perforación agregando barita para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del agujero.

Esto impide que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y ya presurizados causen un reventón.

La presión ejercida por la columna de fluido de perforación mientras está estática (no circulando) se

llama presión hidrostática y depende de la densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical

Verdadera (TVD) del pozo. Si la presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es igual o

superior a la presión de la formación, los fluidos de la formación no fluirán dentro del pozo. Mantener

un pozo "bajo control" se describe frecuentemente como un conjunto de condiciones bajo las cuales

ningún fluido de la formación fluye dentro del pozo. Pero esto también incluye situaciones en las

cuales se permite que los fluidos de la formación fluyan dentro del pozo bajo condiciones controladas.

Dichas condiciones varían de los casos en que se toleran altos niveles de gas de fondo durante la

perforación, a situaciones en que el pozo produce cantidades comerciales de petróleo y gas mientras

se esta perforando. El control de pozo (o control de presión) significa que no hay ningún flujo

incontrolable de fluidos de la formación dentro del pozo. La presión hidrostática también controla los

esfuerzos adyacentes al pozo y que no son ejercidos por los fluidos de la formación. En las regiones

geológicamente activas, las fuerzas tectónicas imponen esfuerzos sobre las formaciones y pueden

causar la inestabilidad de los pozos, aunque la presión del fluido de la formación esté equilibrada. Los

pozos ubicados en formaciones sometidas a esfuerzos tectónicos pueden ser estabilizados

equilibrando estos esfuerzos con la presión hidrostática. Igualmente, la orientación del pozo en los in-

tervalos de alto ángulo y horizontales puede reducir la estabilidad del pozo, lo cual también se puede

controlar con la presión hidrostática. Las presiones normales de formación varían de un gradiente de

presión de 0,433 psi/pie (equivalente a 8,33 Ib/gal de agua dulce) en las áreas ubicadas tierra

adentro, a 0,465 psi/ pie (equivalente a 8,95 Ib/gal) en las cuencas marinas.

La elevación, ubicación, y varios procesos e historias geológicas crean condiciones donde las

presiones de la formación se desvían considerablemente de estos valores normales. La densidad del

fluido de perforación puede variar desde la densidad del aire (básicamente o psi/pie) hasta mas de

20,0 Ib/gal (1,04 psi/pie).

Las formaciones con presiones por debajo de lo normal se perforan frecuentemente con gas, niebla,

espuma rígida, lodo aireado o fluidos especiales de densidad ultra baja (generalmente a base de

petróleo). El peso de lodo usado para perforar un pozo esta limitado por el peso mínima necesaria

para controlar las presiones de la formación y el peso máximo del lodo que no fracturara la

formación. En la práctica, conviene limitar el peso del lodo mínimo necesario para asegurar el control

del pozo y la estabilidad del mismo.

Suspensión de recortes y material densificante

Los lodos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales densificantes y los

aditivos bajo una amplia variedad de condiciones, sin embargo deben permitir la remoción de los

recortes por el equipo de control de sólidos. Los recortes de perforación que se sedimentan durante

condiciones estáticas pueden causar puentes y rellenos, los cuales, por su parte, pueden producir el

atrapamiento de la tubería o la pérdida de circulación. El material densificante que se sedimenta cons-

tituye un asentamiento y causa grandes variaciones de la densidad del fluido del pozo. El

asentamiento ocurre con mayor frecuencia bajo condiciones dinámicas en los pozos de alto ángulo

donde el fluido esta circulando a bajas velocidades anulares.

Las altas concentraciones de sólidos de perforación son perjudiciales para cada a aspecto de la

operación de perforación, principalmente la eficacia de la perforación y la velocidad de penetración

(ROP). Estas concentraciones aumentan el peso y la viscosidad del lodo, produciendo mayores costos

de mantenimiento y una mayor necesidad de dilución; también aumentan la potencia requerida para

la circulación, el espesor del enjarre, el torque y el arrastre, y la probabilidad de pegadura por presión

diferencial.

Se debe mantener un equilibrio entre las propiedades del fluido de perforación que suspenden los

recortes y las propiedades que facilitan la remoción de los recortes por el equipo de control de

sólidos. La suspensión de los recortes requiere fluidos de alta viscosidad que disminuyen su

viscosidad con el esfuerzo de corte con propiedades tixotrópicas, mientras que el equipo de remoción

de sólidos suele funcionar más eficazmente con fluidos de viscosidad más baja.

El equipo de control de sólidos no es tan eficaz con los fluidos de perforación que no disminuyen su

viscosidad con el esfuerzo de corte, los cuales tienen un alto contenido de sólidos y una alta viscosidad

plástica.

Para lograr un control de sólidos eficaz, los sólidos de perforación deben ser separados del fluido de

perforación durante la primera circulación proveniente del pozo. Al ser circulados de nuevo, los

recortes se fracturan en partículas mas pequeñas que son mas difíciles de retirar. Un simple método

para confirmar la remoción de los sólidos de perforación consiste en comparar el porcentaje de arena

en el lodo en la línea de flujo y en la presa de succión.

Obturación de las formaciones permeables

La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de formaciones porosas; las

formaciones deben ser permeables para que los hidrocarburos puedan ser producidos.

Cuando la presión de la columna de lodo es mas alta que la presión de la formación, el filtrado

invade la formación y un enjarre se deposita en la pared del pozo. Los sistemas de fluidos de

perforación deberían estar diseñados para depositar sobre la formación un delgado enjarre de baja

permeabilidad con el fin de limitar la invasión de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita

numerosos problemas de perforación y producción. Los posibles problemas relacionados con un

grueso enjarre y la filtración excesiva incluyen las condiciones de pozo "reducido", registros de mala

calidad, mayor torque y arrastre, tuberías atrapadas, pegaduras por presión diferencial, pérdida de

circulación, y daños a la formación.

En las formaciones muy permeables con grandes aberturas de poros, el lodo entero puede invadir la

formación, según el tamaño de los sólidos del mismo. Para estas situaciones, será necesario usar

agentes puenteantes para bloquear las aberturas grandes, de manera que los sólidos del lodo

puedan formar un sello.

Para ser eficaces, los agentes puenteantes deben tener un tamaño aproximadamente igual a la mitad

del tamaño de la abertura mas grande. Los agentes puenteantes incluyen el carbonato de calcio, la

celulosa molida y una gran variedad de materiales de pérdida por infiltración u otros materiales finos

de pérdida de circulación.

Según el sistema de fluido de perforación que se use, varios aditivos pueden ser aplicados para

mejorar el enjarre, limitando la filtración.

Estos incluyen la bentonita, los polímeros naturales y sintéticos, el asfalto, la gilsonita, y los aditivos

defloculantes orgánicos y lubricantes.

Mantenimiento de la estabilidad del agujero

La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos (presión y esfuerzo) y

químicos. La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse para proporcionar un

pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento.

Independientemente de la composición química del fluido y otros factores, el peso del lodo debe estar

comprendido dentro del intervalo necesario para equilibrar las fuerzas mecánicas que actúan sobre el

pozo (presión de la formación, esfuerzos del pozo relacionados con la orientación y la tectónica). La

inestabilidad del pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación, causando condiciones de

agujero reducido, puentes y relleno durante las maniobras de perforación.

Esto puede causar generalmente el descalibre del pozo hasta la profundidad original. (Se debe tener

en cuenta que estos mismos síntomas también indican problemas de limpieza del pozo en pozos de

alto ángulo y pozos difíciles de limpiar.)

La mejor estabilidad del pozo se obtiene cuando este mantiene su tamaño y su forma cilindrica

original. Al desgastarse o ensancharse de cualquier manera, el pozo se hace más débil y es más

difícil de estabilizar. El ensanchamiento del pozo produce una multitud de problemas, incluyendo bajas

velocidades anulares, falta de limpieza del pozo, mayor carga de sólidos, evaluación deficiente de la

formación, mayores costos de cementación y cementación inadecuada.

El descalibre del pozo a través de las formaciones de arena y arenisca se debe principalmente a las

acciones mecánicas, siendo la erosión generalmente causada por las fuerzas hidráulicas y las

velocidades excesivas a través de las toberas de la barrena. Se puede reducir considerablemente el

ensanchamiento del pozo a través de las secciones de arena adoptando un programa de hidráulica

mas prudente, especialmente en lo que se refiere a la fuerza de impacto y a la velocidad de la tobera.

Las arenas mal consolidadas y débiles requieren un ligero sobre balance y un enjarre de buena calidad

que contenga bentonita para limitar el ensanchamiento del pozo.

En las lutitas, si el peso del lodo es suficiente para equilibrar los esfuerzos de la formación, los pozos

son generalmente estables -inicial-mente. Con lodos a base de agua, las diferencias químicas causan

interacciones entre el fluido de perforación y la lutita, las cuales pueden producir (con el tiempo) el

hinchamiento o el ablandamiento. Esto causa otros problemas, tales como el asentamiento y

condiciones de agujero reducido. Las lutitas secas, quebradizas, altamente fracturadas, con altos

ángulos de inclinación pueden ser extremadamente inestables cuando son perforadas. La insufi-

ciencia de estas formaciones secas y quebradizas es por causa principalmente de carácter mecánico y

normalmente no está relacionada con las fuerzas hidráulicas o químicas.

Varios inhibidores o aditivos químicos pueden ser agregados para facilitar el control de las

interacciones entre el lodo y la lutita. Los sistemas con altos niveles de calcio, potasio y otros

inhibidores químicos son mejores para perforar en formaciones sensibles al agua. Sales, polímeros,

materiales asfálticos, glicoles, aceites, agentes tensoactivos y otros inhibidores de lutita pueden ser

usados en los fluidos de perforación a base de agua para inhibir el hinchamiento de la lutita e impedir

el derrumbe. La lutita está caracterizada por composiciones y sensibilidades tan variadas que no se

puede aplicar universalmente ningún aditivo en particular.

Los fluidos de perforación a base de diesel o sintéticos se usan frecuentemente para perforar las lutitas

mas sensibles al agua, en áreas donde las condiciones de perforación son difíciles. Estos fluidos

proporcionan una mejor inhibición de lutita que los fluidos de perforación a base de agua. Las arcillas y

lutitas no se hidratan ni se hinchan en la fase continua, y la inhibición adicional es proporcionada por

la fase de salmuera emulsionada (generalmente cloruro de calcio) de estos fluidos. La salmuera

emulsionada reduce la actividad del agua y crea fuerzas osmóticas que impiden la absorción del agua

por las lutitas.

Minimización de los daños a la formación

La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la producción es muy importante.

Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es

considerada como daño a la formación. Estos daños pueden producirse como resultado de la

obturación causada por el lodo o los sólidos de perforación, o de las interacciones químicas (lodo) y

mecánicas (sarta de perforación) con la formación. El daño a la formación es generalmente indicado

por un valor de daño superficial o por la caída de presión que ocurre mientras el pozo esta

produciendo (diferencial de presión del yacimiento al pozo).

El tipo de procedimiento y método de terminación determinara el nivel de protección requerido para la

formación. Por ejemplo, cuando un pozo está entubado, permite generalmente una producción eficaz,

a pesar de los daños que puedan existir cerca del yacimiento.

En cambio, cuando se termina un pozo horizontal usando uno de los método de "terminación en

agujero descubierto", se requiere usar un fluido de "perforación del yacimiento" diseñado

especialmente para minimizar los daños. Aunque los daños causados por el fluido de perforación no

sean casi nunca tan importantes que no se pueda producir el petróleo y/o gas, seria prudente tener en

cuenta los posibles daños a la formación al seleccionar un fluido para perforar los intervalos producti-

vos potenciales.

Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación son los siguientes:

a. Invasión de la matriz de la formación.

b. Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del yacimiento, reduce la permeabilidad.

Precipitación de los sólidos como resultado de la incompatibilidad entre el filtrado y los fluidos de

perforación. Precipitación de sólidos del filtrado del lodo con otros fluidos, tales como las salmueras o

los ácidos, durante los procedimientos de terminación o estimulación.

Formación de una emulsión entre el filtrado y los fluidos de la formación, limitando la permeabilidad.

La posibilidad de daños a la formación puede ser determinada a partir de los datos de pozos de

referencia y del análisis de los núcleos de la formación para determinar la permeabilidad de retorno.

Fluidos de perforación diseñados para minimizar un problema en particular, fluidos de perforación del

yacimiento diseñados especial mente, o fluidos de rehabilitación y terminación pueden ser usados

para minimizar los daños a la formación. Cambio de mojabilidad de la roca.

Enfriamiento, lubricación y flotamiento de la barrena y sarta de perforación

Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción en la

barrena y en las zonas donde la sarta de perforación rotatoria roza contra la tubería de revestimiento

y el pozo. La circulación del fluido de perforación enfría la barrena y la sarta de perforación, alejando

este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo. La circulación del fluido de perforación enfría

la columna de perforación hasta temperaturas más bajas que la temperatura de fondo. Además de

enfriar, el fluido de perforación lubrica la columna de perforación, reduciendo aun más el calor

generado por fricción.

Altos valores de torque y arrastre, un desgaste anormal, y el agrietamiento por calor de los

componentes de la sarta de perforación constituyen indicios de una lubricación deficiente. Sin embargo,

se debe tener en cuenta que estos problemas también pueden ser causados por grandes patas de

perro y problemas de desviación, embolamiento de la barrena, ojos de llave, falta de limpieza del

agujero y diseño incorrecto del aparejo de fondo.

Aunque un lubricante pueda reducir los síntomas de estos problemas, la causa propiamente dicha debe

ser corregida para solucionar el problema. El fluido de perforación ayuda a soportar una porción del

peso de la columna de perforación o tubería de revestimiento mediante la flotabilidad.

El peso que una torre de perforación puede sostener esta limitado por su capacidad mecánica, un

factor que se hace cada vez mas importante con el aumento de la profundidad, a medida que el peso

de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento se hace enorme. Aunque la mayoría de los

equipos de perforación tengan suficiente capacidad para manejar el peso de la sarta de perforación sin

flotabilidad, este es un factor importante que se debe tener en cuenta al evaluar el punta neutro

(cuando la sarta de perforación no esta sometida a ningún esfuerzo de tensión ó compresión).

Sin embargo, cuando se introducen largas y pesadas tuberías de revestimiento, se puede usar la

flotabilidad para proporcionar una ventaja importante. Cuando se usa la flotabilidad, es posible introducir

tuberías de revestimiento cuyo peso excede la capacidad de carga del gancho de un equipo de

perforación. Si la tubería de revestimiento no esta completamente llena de lodo al ser introducida

dentro del agujero, el volumen vacío dentro de la tubería de revestimiento aumenta la flotabilidad, redu-

ciendo considerablemente la carga del gancho a utilizar. Este proceso se llama "introducción por

flotación" ("floating in") de la tubería de revestimiento.

Transmisión de la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena

La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración (ROP), mejorando

la remoción de recortes en la barrena. Esta energía también alimenta los motores de fondo que hacen

girar la barrena y las herramientas de medición al Perforar (MWD) y Registro al Perforar (LWD). Los

programas de hidráulica se basan en el dimensionamien-to correcto de las toberas de la barrena para

utilizar la potencia disponible (presión ó energía) de la bomba de lodo a fin de maximizar la caída de

presión en la barrena u optimizar la fuerza de impacto del chorro sobre el fondo del pozo. Los

programas de hidráulica están limitados por la potencia disponible de la bomba, las pérdidas de

presión dentro de la sarta de perforación, la presión superficial máxima permisible y el gasto óptimo.

Los tamaños de las toberas se seleccionan con el fin de aprovechar la presión disponible en la

barrena para maximizar el efecto del impacto de lodo en el fondo del pozo. Esto facilita la remoción de

los recortes debajo de la barrena y ayuda a mantener limpia la estructura de corte.

Las pérdidas de presión en la sarta de perforación son mayores cuando se usan fluidos con

densidades, viscosidades, plásticas y contenidos de sólidos más altos. El uso de tuberías de

perforación ó juntas de tubería de perforación de pequeño diámetro interior, motores de fondo y

herramientas de MWD/LWD reduce la cantidad de presión disponible en la barrena. Los fluidos de

perforación que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, de bajo contenido de sólidos, o los

fluidos que tienen características reductoras de arrastre, son más eficaces para transmitir la energía hi-

dráulica a las herramientas de perforación y a la barrena.

Asegurar la evaluación adecuada de la formación

La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación,

especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades químicas y físicas del lodo

afectan la evaluación de la formación. Las condiciones físicas y químicas del agujero después de la

perforación también afectan la evaluación de la formación. Durante la perforación, técnicos llamados

registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la circulación del lodo y de los recortes para detectar

indicios de petróleo y gas. Estos técnicos examinan los recortes para determinar la composición

mineral, la paleontología y detectar cualquier indicia visual de hidrocarburos. Esta información se

captura en un registro geológico (mud log) que indica la litología, la velocidad de penetración (Rop),

la detección de gas y los recortes impregnados de petróleo, además de otros parámetros geológicos

y de perforación importantes.

Los registros eléctricos con cable son realizados para evaluar la formación con el fin de obtener

información adicional. También se pueden obtener núcleos de pared usando herramientas

transportadas por cable de alambre. Los registros con cable incluyen la medición de las propiedades

eléctricas, sónicas, nucleares y de resonancia magnética de la formación, para identificar la litología y

los fluidos de la formación. Herramientas de LWD están disponibles para obtener un registro continuo

mientras se perfora el pozo. También se perfora una sección cilindrica de la roca (un núcleo) en las

zonas de producción para realizar la evaluación en el laboratorio con el fin de obtener la información

deseada. Las zonas productivas potenciales son aisladas y evaluadas mediante la realización de

Pruebas de Intervalo (FT) o Pruebas de Productividad Potencial de la formación (DST) para obtener

datos de presión y muestras de fluido.

Todos estos métodos de evaluación de la formación son afectados por el fluido de perforación. Por

ejemplo, si los recortes se dispersan en el lodo, el geólogo no tendrá nada que evaluar en la superficie

o si el transporte de los recortes no es bueno, será difícil para el geólogo determinar la profundidad a

la cual los recortes se originaron. Los lodos a base de petróleo, lubricantes, asfaltos y otros aditivos

ocultaran los indicios de hidrocarburos en los recortes. Ciertos registros eléctricos son eficaces en

fluidos conductores, mientras que otros son los fluidos no conductores. Las propiedades del fluido de

perforación afectaran la medición de las propiedades al emplear herramientas eléctricas de cable.

El filtrado excesivo puede expulsar el petróleo y el gas de la zona próxima al agujero, perjudicando los

registros y las muestras obtenidas por las pruebas FT o DST. Los lodos que contienen altas

concentraciones iónicas de potasio perjudican el registro de la radioactividad natural de la formación.

La salinidad alta o variable del filtrado puede dificultar o impedir la interpretación de los registros

eléctricos. Las herramientas de registro con cable deben ser introducidas desde la superficie hasta el

fondo, y las propiedades de la zona se miden a medida que las herramientas son retiradas del pozo.

Para un registro con cable óptimo, el lodo no debe ser demasiado denso y debe mantener la

estabilidad del pozo y suspender cualquier recorte o derrumbe. Además, el pozo debe mantener el

mismo calibre desde la superficie hasta el fonda, visto que el ensanchamiento excesivo del diámetro

interior y/o los enjarres gruesos pueden producir diferentes respuestas al registro y aumentar la

posibilidad de bloqueo de la herramienta de registro.

Control de la corrosión

Los componentes de la sarta de perforación y tubería de revestimiento que están constantemente en

contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los gases disueltos

tales como el oxigeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno pueden causar graves problemas

de corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la

corrosión. Por lo tanto, una función importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un

nivel aceptable. Además de proteger las superficies metálicas contra la corrosión, el fluido de

perforación no debería dañar los componentes de caucho ó elastómeros. Cuando los fluidos de la

formación y/o otras condiciones de fondo lo justifican, metales y elastómeros especiales deberían ser

usados. Muestras de corrosión deberían ser obtenidas durante todas las operaciones de perforación

para controlar los tipos y las velocidades de corrosión. La aireación del lodo, formación de espuma y

otras condiciones de oxigeno ocluido pueden causar graves daños por corrosión en poco tiempo.

Los inhibidores químicos y secuestradores son usados cuando el riesgo de corrosión es importante.

Los inhibidores químicos deben ser aplicados correctamente. Las muestras de corrosión deberían ser

evaluadas para determinar si se está usando el inhibidor químico correcto y si la cantidad es

suficiente. Esto mantendrá la velocidad de corrosión a un nivel aceptable.

El ácido sulfhídrico puede causar una falla rápida y catastrófica de la sarta de perforación. Este

producto también es mortal para los seres humanos, incluso después de cortos periodos de

exposición y en bajas concentraciones. Cuando se perfora en ambientes de alto contenido de H2S, se

recomienda usar fluidos con pH altos, combinadas con un producto químico secuestrante de sulfuro,

tal como el zinc.

Facilitar la cementación y terminación

El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser

introducida y cementada eficazmente y que no dificulte las operaciones de terminación. La

cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y la terminación exitosa del pozo. Durante

la introducción de la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el pistoneo,

de manera que no se produzca ninguna pérdida de circulación inducida por las fracturas.

Resulta más fácil introducir la tubería de revestimiento dentro de un pozo liso de calibre uniforme, sin

recortes, derrumbes o escalones. El lodo debería tener un enjarre fino y plástico. Para que se pueda

cementar correctamente la tubería de revestimiento, todo el lodo debe ser desplazado por los

espaciadores, los fluidos de limpieza y el cemento. El desplazamiento eficaz del lodo requiere que el

pozo tenga un calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja viscosidad y bajas resistencias de gel

no progresivas. Las operaciones de terminación tales como la perforación y la colocación de filtros de

grava también requieren que el pozo tenga un calibre casi uniforme y pueden ser afectadas por las

características del lodo.

Minimizar el impacto sobre el medio ambiente

Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser eliminado de conformidad

con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser

eliminados o tratados en la cercanía del pozo son los más deseables.

La mayoría de los países han establecido reglamentos ambientales locales para los desechos de

fluidos de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, anhidros y sintéticos están

sujetos a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningún conjunto único de características

ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones.

Esto se debe principalmente a las condiciones complejas y cambiantes que existen por todo el mundo

la ubicación y densidad de las poblaciones humanas, la situación geográfica local (costa afuera o en

tierra), altos o bajos niveles de precipitación, la proximidad del sitio de eliminación respecto a las fuentes

de agua superficiales y subterráneas, la fauna y flora local, y otras condiciones.

La anticipación de los problemas del pozo ayuda a seleccionar un sistema de fluido de perforación

específico para un pozo en particular. Sin embargo, otros factores pueden existir, exigiendo el uso de

un sistema diferente. El costo, la disponibilidad de los productos y los factores ambientales siempre

son consideraciones importantes. No obstante, la experiencia y las preferencias de los representantes

de la compañía petrolera suelen ser los factores decisivos.

Muchos pozos son perforados con éxito usando fluidos que no fueron seleccionados simplemente por

razones de rendimiento. El éxito de estos pozos se debe a los ingenieros de lodos experimentados

que adaptan el sistema de fluido de perforación para satisfacer las condiciones específicas

encontradas en cada pozo.

Diferentes propiedades del lodo pueden afectar a una función en particular del lodo. Aunque el

ingeniero de lodo sólo modifique una ó dos propiedades para controlar una función en particular del

fluido de perforación, es posible que otra función sea afectada. Se debe reconocer el efecto que las

propiedades del lodo tienen sobre todas las funciones, así como la importancia relativa de cada

función. Por ejemplo, la presión de la formación es controlada principalmente mediante la modificación

del peso del lodo, pero el efecto de la viscosidad sobre las pérdidas de presión anular y la Densidad

Equivalente de Circulación (DEC) debería ser considerado para evitar la pérdida de circulación.

Cuando las funciones están en conflicto. La ingeniería de fluidos de perforación casi siempre impone

"concesiones mutuas" en lo que se refiere al tratamiento y al mantenimiento de las propiedades

necesarias para lograr las funciones requeridas. Un lodo de alta viscosidad puede mejorar la limpieza

del pozo, pero también puede reducir la eficacia hidráulica, aumentar la retención de sólidos, reducir

la velocidad de penetración y modificar los requisitos de dilución y tratamiento químico. Los ingenieros

de fluidos de perforación experimentados están conscientes de estas concesiones mutuas y saben

cómo mejorar una función mientras minimizan el impacto de las modificaciones de las propiedades

del lodo sobre las otras funciones.