Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
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1 - INTRODUCCION A FLUIDOS DE PERFORACION
1-1 INTRODUCCION
El Fluido de Perforación, es uno de los componentes principales usados en un taladro.
Su principal función es servir de soporte al sistema de rotación en la perforación de un
pozo, retirando del fondo los fragmentos de roca cortados por la mecha.
Se bombea por dentro de la tubería de perforación y debido a la presión a que es
sometido sale por los orificios laterales de la mecha y regresa a la superficie por el
espacio anular libre, entre la tubería de perforación y las paredes del hoyo.
El fluido de perforación o lodo como comúnmente se le llama es un fluido, de
características físico – químicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo
y combinaciones de agua y aceite con diferentes contenidos de sólidos. No debe ser
tóxico (ambientalmente amigable), corrosivo ni inflamable pero sí inerte a las
contaminaciones de sales solubles o minerales, y además, estable a las temperaturas.
Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser
inmune al desarrollo de bacterias.
Las propiedades del Fluido deben ser determinadas por distintos ensayos y es
responsabilidad del especialista en lodos comparar las propiedades a la entrada y
salida del hoyo para realizar los ajustes necesarios.
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1-2 FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
El propósito fundamental del lodo es ayudar a hacer rápida y segura la perforación,
mediante el cumplimiento de ciertas funciones:
1-2.1 Suspensión de partículas cuando se detiene la circulación
Cuando se detiene la perforación, los recortes suspendidos en el fluido pueden caer al
fondo del pozo, atascando la mecha. Los fluidos de perforación están diseñados para
evitar que los sólidos decanten. Cuando el fluido se detiene, se forma un gel que
mantiene en suspensión los recortes. Cuando el fluido comienza a fluir nuevamente,
vuelve a su estado previo, es decir, se torna líquido.
1-2.2 Control de presiones subterráneas
El agua, el gas y el petróleo que se encuentran en el subsuelo están bajo gran presión.
Esta presión debe ser sobre balanceada para evitar un flujo incontrolado de esos
fluidos de formación en el interior del pozo. El control se logra manteniendo una
presión hidrostática suficiente en el anular. La presión hidrostática es directamente
proporcional a la densidad del lodo y a la altura de la columna del lodo. Se debe
alcanzar un equilibrio apropiado en el que la presión del fluido de perforación contra
las paredes del hueco sea suficiente para contrarrestar la presión que ejercen las
formaciones y el petróleo o gas, pero que no sea tan fuerte que dañe el pozo. Si el
peso del fluido de perforación es muy grande, podría causar la fractura de la roca y el
fluido de perforación se perdería en la tierra.
La presión de un líquido depende de su densidad. Se pueden agregar agentes para
aumentar el peso del fluido de perforación con el fin de aumentar su densidad, y por lo
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tanto, la presión que ejerce en las paredes del hueco. La densidad del líquido puede
ajustarse para satisfacer las condiciones del pozo.
1-2.3 Transporte de recortes de perforación
Los recortes y los derrumbes son más pesados que el lodo. Por lo tanto, al mismo
tiempo que el flujo del lodo en el anular los empuja hacia arriba, están sometidos a la
fuerza de gravedad, que tiende a hacerlos caer hacia el fondo del pozo. La velocidad
con las que esas partículas caen a través del lodo fluente depende principalmente de
la densidad y viscosidad del fluido y del tamaño, forma y densidad de las partículas.
Dado que el fluido en el espacio anular circula hacia arriba, la velocidad a que las
partículas son elevadas es la diferencia entre la velocidad anular y la velocidad de
caída de los recortes y derrumbes.
Si el pozo no se limpia en forma apropiada, el material sólido se acumulará en el
espacio anular causando un aumento en la torsión, el arrastre, y en la presión
hidrostática.
Esta acumulación de sólidos en el anular puede traer como consecuencias: falla de la
tubería, tubería aprisionada, velocidad reducida de penetración y pérdida de
circulación. Ver Fig. 1-1
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Fig. 1-1 Transporte de ripios de perforación.
1-2.4 Enfriamiento y lubricación de la mecha y la sarta de perforación
La fricción originada por el contacto de la mecha y la sarta de perforación con las
formaciones, genera calor. El lodo debe absorber ese calor y conducirlo hacia la
superficie. Cualquier lodo líquido desempeñará esa función al circular.
El fluido de perforación también ejerce un efecto lubricante para la mecha, para la
sarta y el revestimiento durante el proceso de perforación. A veces se añaden
materiales especiales al lodo para mejorar sus propiedades lubricantes. Entre los
posibles beneficios se cuenta una vida mas prolongada de la mecha, una torsión y
arrastres disminuidos, una menor presión de bombeo y menor desgaste por fricción en
la sarta y en el revestimiento.
La lubricación puede ser de especial importancia en pozos horizontales o de alcance
extendido en los que la fricción entre la tubería de perforación, la mecha y la superficie
de la roca debe mantenerse al mínimo.
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1-2.5 Cubrir la pared del hoyo con un revoque liso, delgado, flexible e impermeable
El revoque que posee estas características ayuda a minimizar los problemas de
derrumbes y atascamiento de la tubería o su adhesión a la pared del hoyo. Este tipo
de revoque protege la formación de la invasión de fluido y a su vez ayuda a las
operaciones de perforación.
1-2.6 Soportar, por flotación, parte del peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento, durante su inserción en el hoyo
El peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento en el lodo , es igual
a su peso en el aire multiplicado por el factor de flotación. A medida que aumenta el
peso del lodo disminuye el peso de la tubería. La inmersión de la tubería de
perforación en el fluido produce un efecto de flotación, lo que reduce su peso,
ejerciendo menor esfuerzo en el mecanismo de perforación.
1-2.7 Mantener en sitio y estabilizada la pared del hoyo, evitando derrumbes
Además de estabilizar la pared del hoyo para evitar derrumbes, el lodo debe ofrecer
máxima protección para no dañar ninguna formación productiva durante la perforación.
Es prioritario mantener estable la formación de roca expuesta mientras se evita la
pérdida de fluido de perforación. Al mantener la presión del fluido de perforación por
encima de la presión de fluido del poro de la formación, hay una tendencia natural a
que el fluido penetre la roca permeable en la formación. El uso de aditivos especiales
en el fluido de perforación puede evitar esto.
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1-2.8 Transmisión de energía hidráulica
Durante la circulación, el lodo es expulsado a través de las boquillas de la mecha a
gran velocidad. Esta fuerza hidráulica hace que la superficie por debajo de la mecha
este libre de recortes. Si no se remueven de allí los recortes, estos son pretriturados
por la mecha lo que reduce la velocidad de penetración. La remoción eficiente de los
recortes que se forman en la superficie de la mecha depende de las propiedades
físicas del lodo y de su velocidad al salir por las boquillas. Fig. 1-2
Fig. 1-2 Fuerza hidráulica en las boquillas de la mecha.
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En situaciones especiales la fuerza hidráulica del lodo se emplea también para hacer
girar la mecha. La mecha está conectada a un motor hidráulico en el fondo del pozo; el
conjunto está a su vez fijo al extremo inferior de la sarta. Este método se utiliza a
menudo para lograr una perforación direccional. Fig. 1-3
Fig. 1-3 Fuerza hidráulica en el motor para la perforación direccional.
1-2.9 Medio para perfilajes de cable
Si bien el lodo perturba las características originales de las formaciones, su presencia
es necesaria para realizar muchos de los perfiles de cable que se emplean para la
evaluación de la formación. La utilización de esos perfiles requiere que el lodo sea
buen conductor de la electricidad y que presente propiedades eléctricas diferentes de
las de los fluidos de la formación.
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Además de las funciones mencionadas, el fluido de perforación debe ser capaz de
minimizar los siguientes efectos colaterales:
• Daño a las formaciones subterráneas, especialmente a las que pueden ser
productivas.
• Corrosión de la sarta y del revestimiento.
• Reducción de la velocidad de penetración.
• Problemas de presiones de succión, de pistón y de presión de circulación.
• Pérdida de circulación
• Pegamiento de la sarta contra las paredes del pozo.
• Erosión de la superficie interna del pozo.
• Desgaste de las partes de las bombas.
• Contaminación con las lechadas de cemento.
• Contaminación del ambiente natural.
1-3 COMPONENTES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
La composición de los fluidos dependerá de las exigencias de cada operación de
perforación en particular. La perforación debe hacerse atravesando diferentes tipos de
formaciones, que a la vez, pueden requerir diferentes tipos de fluidos. Por
consiguiente, es lógico esperar 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 mas profunda en búsqueda de petróleo.
En algunas áreas se puede iniciar la perforación con agua y arcilla de formación,
creando así un lodo razonablemente bueno. En otras áreas pueden encontrarse
formaciones como calizas, arenas o gravas que no forman lodo. Bajo tales casos será
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necesario agregar arcillas comerciales para suspender el densificante, aumentar la
capacidad de acarreo y controlar la pérdida de agua.
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: liquida y sólida.
1-3.1 Fase liquida
Agua Dulce:
El agua es un fluido newtoniano ideal para perforar zonas de bajas presiones. Es
económica, abundante, no requiere tratamiento químico, provee el mejor líquido en el
uso de los métodos de evaluación de formaciones y resulta mejor dispersante químico
para controlar sólidos por dilución. Cuando contienen calcio y/o magnesio se le conoce
con el nombre de agua dura. Estos iones disminuyen el rendimiento de las arcillas y
alteran el comportamiento reológico del lodo. Por tal razón, es conveniente determinar
la dureza del agua antes de iniciar la preparación del lodo y proceder, en caso
necesario, a pretratarla con soda ash para precipitar estos contaminantes.
Agua Salada:
Generalmente se usan lodos parcialmente saturados de sal cuando se perfora costa
afuera debido a la abundancia de agua salada. El agua de mar contiene
aproximadamente 19000 mg/L de Cl, 400 mg/L de Ca y 1300 mg/L de Mg.
El agua que contenga cualquier concentración de sal, puede ser saturada agregándole
más sal. El agua saturada contiene alrededor de 310.000 mg/L de cloruro de sodio
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(NaCl) y pesa aproximadamente 10 lbm/gal. Se requiere aproximadamente 109 lbm/bl
de sal para saturar el agua dulce.
Es aconsejable el uso de lodo saturado de sal cuando se estén penetrando secciones
salinas o cuando se requiere mantener el ensanchamiento del hoyo al mínimo.
Aceite:
El aceite se puede usar en fase continua para:
• Mejorar la estabilidad del hoyo al mantener las arcillas reactivas inertes.
• Minimizar el atascamiento de la tubería al dar mayor lubricidad.
• Perforar zonas de altas temperaturas.
• Es reutilizable.
En la fase dispersa se usa para:
• Mejorar la lubricidad del lodo. Esto es posible siempre y cuando el aceite
permanezca suspendido en forma de pequeñas gotas.
• Disminuir el filtrado API. En este caso el aceite deberá estar completamente
emulsionado.
• Minimizar los problemas de torque y arrastre.
• Aportar estabilidad térmica a los fluidos base agua.
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1-3.2. Fase sólida
Sólidos Inertes Deseables:
Son sólidos no reactivos de alta gravedad especifica que sirven para darle peso al
lodo, tales como: sulfato de bario (Barita, baritina), óxido de hierro (Hematita, orimatita,
fer-o-bar), sulfuro de plomo (Galena), carbonato de calcio.
Sólidos Inertes Indeseables:
Son sólidos perforados como arena, caliza, sílice, dolomita. Este tipo de sólido debe
ser removido del lodo tan pronto y eficientemente como sea posible.
La arena es extremadamente abrasiva y si es recirculada a través del sistema de lodo,
causará daños a los pistones y cilindros de las bombas.
Por esta razón, es de suma importancia tratar de mantenerla a la salida de la línea de
flujo en un porcentaje no mayor de 0,5 en volumen y en el tanque de succión en
trazas.
Sólidos Reactivos:
Son sólidos arcillosos que poseen cargas eléctricas. Se pueden agregar al lodo o ser
incorporados de la formación. Entre los agregados están los comerciales (Bentonita) y
entre los incorporados las arcillas de formación tipo gumbo. Los sólidos arcillosos son
coloide que pueden ser removidos del lodo mediante la utilización de una centrífuga de
alta velocidad.
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A continuación se muestran algunos aditivos para los fluidos de perforación:
Función Aditivo Químico Aditivo Químico Fluido Base Agua Fuido Base Aceite 1. Densificante Incrementar de la densidad Barita Barita del fluido Orimatita Orimatita Sales Sales Carbonatos de calcio: Carbonatos de calcio: -Dolomita -Dolomita -Calcita -Calcita 2. Viscosificante Mejorar la habilidad de los Bentonita Arcilla organofilica fluidos para remover los Atapulgita cortes del hoyo y mantener CMC en suspensión los sólidos Goma xanthan HEC 3. Control de filtrado Reducir el volumen del filtrado Controladores mecánicos: Lignito organofilico que el fluido pierde a la forma- - Asfaltos Controlador mecánico: ción, debido al efecto de la - Lignito procesado - Asfaltos presión diferencial y a la con aminas permeabilidad de las formacio- Arcillas: nes -Bentonita Polímeros: -Almidones -CMC -Poliacrilato de sodio -Celulosicos polianiónico -Adelgazantes
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Función Aditivo Químico Aditivo Químico Fluido Base Agua Fuido Base Aceite 4. Control reológico Controlar la reología actuando Taninos Modificadores reológicos como dispersante de los sólidos Silicatos y fosfatos Geles orgánicos por neutralización de las cargas, Lignitos Polímeros sintéticos disminuyendo, además, la perdi- Lignosulfonatos Surfactantes da de filtrado. Modificadores reológicos Aceite Mineral 5. Material alcalino y control de pH Mantener un rango apropiado de Soda cáustica Cal pH para asegurar el buen funcio- Cal namiento de los otros aditivos Potasa cáustica Oxido de magnesio 6. Agentes surfactantes Modificar la tensión interfacial Emulsificantes (aceite/agua) Humectante (aeite/arcilla) entre sólido/agua, aceite/agua, Espumantes (agua/aire) Emulsificantes (aceite/agua) agua/aire y otras Lubricantes (acero/agua) Anticorrosivos (acero/agua) Dispersantes (arcilla/agua) Humectante (aeite/arcilla)
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Funcion Aditivo Químico Aditivo Químico Fluido Base Agua Fuido Base Aceite 7. Material de perdida de circu- lación Zona no productora Zona no productora Minimizar o controlar las perdi- -Fibra celulosica -Fibra celulosica das de fluido en las operaciones - Cáscara de nuez - Cáscara de nuez de perforación -Concha de coco -Concha de coco -Mica gruesa y fina -Mica gruesa y fina Zona productora Zona productora -Carbonato de calcio -Carbonato de calcio -Sales -Sales -Geles -Geles 8. Materiales lubricantes Reducir el arrastre y el torque Aceite mineral, animal o en las operaciones de perfora- vegetal ción Surfactantes Alcoholes Grafito Gilsonita Polímeros: Lubricantes mecánicos -Esferas de vidrio -Asfaltos 9. Materiales floculantes Producir la floculación de los Sales Cal hidratada sólidos en el sistema para Cal hidratada ayudar a la remoción de estos Polímeros sintéticos en la superficie Poliacrilamidas Goma guar Goma xantica Polímeros acrílicos Yeso
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Función Aditivo Químico Aditivo Químico Fluido Base Agua Fuido Base Aceite 10. Estabilizadores de lutitas Evitar el hinchamiento de las luti- Polímeros naturales o Cloruro de calcio tas sensibles al agua. La hidrata- sintéticos de alto peso Polímeros naturales o ción y el alivio de las tensiones, molecular sintéticos de alto peso contribuyen a la inestabilidad y Asfaltos molecular derrumbe del hoyo. Cloruro de potasio Asfaltos Glicoles Aceite mineral Cloruro de calcio Glicoles Cal/yeso Base aluminio Aminas 11. Protección contra la Corrosión Eliminar los agentes corrosivos y/o Sales solubles de sulfito y proteger los equipos que constitu- cromatos yen el sistema de circulación con Zinc una capa protectora contra la co- Cal rrosión 12. Inhibidores de precipitados Reducir la formación de Polímeros de bajo peso Precipitados molecular Fosfonatos 13. Precipitantes Remover componentes solubles, Cal/yeso mediante reacciones que los Carbonatos convierten en precipitados Soda ash insolubles Bicarbonato de sodio SAPP
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1-4 TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACION
Los Fluidos de Perforación líquidos por lo general son preparados:
1-4.1 Base Agua
1-4.2 Base Aceite
1-4.3 Base Sintéticos
1-4.1 Fluidos base agua
En las operaciones de perforación, se usan muchos tipos diferentes de sistemas de
fluidos de perforación base agua. Estos lodos de perforación generalmente son
convertidos en sistemas más complejos a medida que la profundidad y la temperatura
y/o presión del pozo aumentan. Ellos se pueden clasificar en una de las siguientes
categorías:
• Sistemas base agua-arcilla no densificados.
• Sistemas base agua-arcilla densificados y desfloculados.
• Sistemas base agua-arcilla desfloculados, densificados y tratados con calcio.
• Sistemas de agua salada.
• Sistemas inhibidos a base de potasio.
• Sistemas desfloculados de Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP).
• Sistemas de polímeros ATAP.
• Sistemas de polímeros encapsuladores.
• Sistemas de polímeros catiónicos.
• Sistemas base arcilla extendidos o floculados.
• Sistemas mejorados con poliglicol.
• Sistemas inhibidos a base de silicato.
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1-4.2 Fluidos base aceite
Los lodos base aceite deberían ser usados cuando las condiciones justifican su
aplicación. Los asuntos de aceptabilidad ambiental, eliminación, costo de preparación
inicial, costo de mantenimiento diario, problemas anticipados del pozo, evaluación de
la formación y daños a la formación deberían ser considerados.
Los lodos base aceite ofrecen ciertas ventajas económicas cuando se usan para:
• Lutitas problemáticas.
• Zonas de sal, anhidrita, carnalita y potasa.
• Pozos profundos y calientes.
• Perforación y extracción de núcleos en zonas productivas sensibles.
• Proyectos de perforación de alcance extendido.
• Pozos direccionales difíciles.
• Perforación de pozos de diámetro reducido.
• Control de corrosión.
• Formaciones que contienen sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono
(CO2).
• Fluidos de perforación y completación.
• Obturador de la tubería de revestimiento o fluidos de empaque.
• Fluidos de rehabilitación.
• Colocación de fluidos para soltar la tubería pegada.
Los lodos base aceite se pueden clasificar en:
• Emulsiones inversas
• Sistemas 100% aceite
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1-4.3. Lodos base sintéticos
A principios de la década de los ochenta, se hicieron esfuerzos para reducir el impacto
sobre el medio ambiente de los lodos base aceite, mediante la sustitución del aceite
diesel por productos petroleros más refinados, llamados aceites minerales, como fluido
base en los lodos base aceite de emulsión inversa. Los lodos preparados con estos
aceites más refinados eran menos tóxicos que los lodos preparados con aceite diesel,
pero muchos aún contenían suficientes compuestos aromáticos para ser inaceptables
desde el punto de vista ambiental y no se degradaban rápidamente.
En marzo de 1990, en el sector noruego del Mar del Norte, se usó un lodo preparado
con un fluido base sintético (SBM) (un éster), el cual constituía el primer producto de
sustitución de estos fluidos de perforación a base de aceite mineral que era aceptable
desde el punto de vista ambiental. Otros lodos base sintético aparecieron poco tiempo
después. Un lodo base sintético a base de éter fue usado costa afuera de Noruega,
más tarde en 1990. La primera polialfaolefina (PAO) fue usada en mayo de 1991.
Otros fluidos base sintético fueron introducidos en la industria en el siguiente orden:
alquilbenceno lineal (LAB), acetal, alfaolefinas lineales (LAO), olefinas internas (IO) y
parafinas lineales (LP).
Debido a la evolución constante del mercado, se considera que la industria ya ha
pasado a usar como mínimo la segunda generación de fluidos base sintético. El límite
que separa los SBM de primera generación de los SBM de segunda generación está
generalmente definido por el costo y la viscosidad cinemática del líquido base
sintético. Típicamente, los lodos base sintético de segunda generación son menos
costosos y menos viscosos que los de la primera generación.
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2. ANÁLISIS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN 2-1 ANÁLISIS FÍSICOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN 2-1.1 Densidad del Fluido (Peso del Lodo).
Una de las funciones principales del fluido de perforación es controlar las presiones de
formación. Esta función la ejerce el fluido de perforación haciendo uso de su densidad
o peso el cual es transformado en presión hidrostática en base a la longitud vertical de
su columna dentro del pozo, compensando de esta manera la presión ejercida por la
formación. La determinación de la densidad o peso del fluido se hace de la manera
siguiente:
Equipos a) Se puede utilizar cualquier instrumento con una precisión de ± 0,1 lbm/gal o ± 0,5
lbm/pie3, (± 0,01 g/mL), como el indicado en la Fig. 2-1
b) Termómetro: 32 – 220 °F (0 – 105 °C)
Fig. 2-1 Balanza de lodo
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Calibración
Calibre el instrumento frecuentemente, utilizando agua dulce, la cual deberá arrojar
una lectura de 8,33 libras por galón o 62,3 libras por pie cúbico (1000 kilogramos
por metro cúbico) a 70 °F (21 °C). Si no es así, ajuste el tornillo de la balanza o la
cantidad de perdigones de plomo utilizados en el extremo del brazo graduado, según
se requiera.
Procedimiento 1. La base del instrumento debe estar asentada sobre una superficie uniforme.
2. Mida la temperatura del fluido y regístrela en la planilla del Informe de Fluidos de
Perforación.
3. Llene la taza, que deberá estar limpia y seca, con el fluido a ser sometido a prueba.
Ahora tape la taza llena y gire la tapa hasta que quede bien asentada. Asegúrese
de que parte del fluido sea expulsado a través del orificio en la tapa, para así poder
liberar el aire o gas que haya quedado atrapado.
4. Manteniendo firmemente la tapa (cubriendo el orifico de la tapa) lave o limpie el
fluido que haya quedado en la parte exterior de la taza. Coloque el brazo sobre el
soporte de la base y equilíbrelo moviendo la guía deslizante a lo largo de la escala
graduada. El equilibrio se logra cuando la burbuja se encuentra bajo la línea
central.
5. Lea la densidad en el borde de la guía deslizante que mira hacia el filo de cuchilla.
Cálculos a) Registre la densidad con una precisión de 0,1 lbm/gal ó 0,5 lbm/pie3 (0,01 g/mL).
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b) Para convertir la lectura en otras unidades, use la relación siguiente:
lbm/pie3 lbm/gal
Densidad = g/mL = ----------- = ----------
62,43 8,345
Método Alternativo para la Medición de la Densidad (peso del fluido)
La densidad de un lodo que contiene aire o gas atrapado puede determinarse de
manera mas precisa utilizando una balanza de densidad del fluido presurizado, como
se describe en esta sección. Esta balanza es similar, en funcionamiento, a la balanza
convencional, pero la diferencia consiste en que la muestra de la lechada puede ser
colocada en una taza de muestra de volumen fijo, bajo presión.
El propósito de colocar la muestra bajo presión consiste en minimizar el efecto del aire
o gas atrapado sobre las mediciones de la densidad de lechada. Al presurizar la taza
de muestra, el aire o gas atrapado se reducirá a un volumen despreciable, y de esta
manera se llega a una medición para la densidad de la lechada que se acercara mas a
la que se observa bajo las condiciones de fondo de hoyo.
Equipos
a) Se puede utilizar cualquier instrumento de suficiente precisión como para
permitir la medición dentro de 0,1 libras por galón ( o 0,5 libras por pie cúbico,
0,01 gramos por centímetro cúbico, 10 kilogramos por metro cúbico).
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La balanza de lodo presurizado, (Fig. 2-2) es el instrumento que generalmente
se emplea para la determinación del peso del lodo presurizado. Esta balanza se
encuentra diseñada de manera tal que la taza de lodo y su tapa enroscable, en
un extremo del brazo, se encuentran equilibradas por un contrapeso fijo ubicado
en el otro extremo, con una guía deslizante que se mueve libremente a lo largo
de una escala graduada. Una burbuja de nivel se encuentra en el brazo, para
permitir un equilibrio preciso (ver Fig. 2-2).
b) Termómetro: 32 – 220 °F (0 – 105 °C)
Procedimiento
1. Llene la taza de muestra hasta un nivel un poco mas abajo que el borde superior de
la taza [aproximadamente ¼ de pulgada (6,4 milímetros)].
2. Coloque la tapa sobre la taza, con la válvula de retención en la posición hacia abajo
(abierta). Empuje la tapa hacia abajo en la boca de la taza, hasta que se logre el
contacto superficial entre el borde exterior de la tapa y el borde superior de la taza.
El exceso de lechada será expulsado a través de la válvula de retención. Después
de colocar la tapa sobre la taza, hale la válvula de retención hacia arriba (para
cerrar) enjuague la taza y las roscas con agua y ajuste la tapa roscada en la taza.
3. El embolo presurizado es similar en funcionamiento, a una jeringa. Llene el embolo
sumergiendo su extremo en la lechada, con el vástago del pistón completamente
hacia adentro. Ahora lleve el vástago hacia arriba para llenar el cilindro con la
lechada. Este volumen deberá ser expulsado por acción del embolo y se llenara
con muestra nueva de lechada, para asegurarse que el volumen del embolo no se
diluya con el liquido que queda de la ultima limpieza del mecanismo del embolo.
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4. Empuje la punta del embolo sobre la superficie de O-ring de la válvula. Presurice la
taza de muestra manteniendo una fuerza hacia abajo sobre la cubierta del cilindro,
para mantener la válvula de retención hacia abajo (abierta) y, al mismo tiempo,
empujando el vástago del pistón hacia adentro. Se deberá mantener una fuerza de,
aproximadamente, 50 libras (225 newton) o más sobre el vástago del pistón.
5. La válvula de retención en la tapa es accionada por presión. Cuando se aplica
presión dentro de la taza, esta válvula es empujada hacia arriba, es decir, se cierra.
Para cerrar la válvula, vaya soltando gradualmente la cubierta del cilindro, mientras
mantiene la presión sobre el vástago del pistón. Cuando se cierre la válvula de
retención, libere la presión sobre el vástago del pistón antes de desconectar el
embolo.
6. La muestra de lechada presurizada esta lista para ser pesada. Enjuague la parte
exterior de la taza y séquela. Coloque el instrumento sobre el soporte de cuchilla..
Mueva la guía deslizante hacia la derecha o izquierda, hasta que el brazo este
equilibrado, lo cual se logra una vez que la burbuja queda centrada entre las dos
marcas negras. Lea la densidad en una de las cuatro escalas calibradas en el lado
de la flecha de la guía. La densidad se puede leer directamente en unidades de
libra por galón, gravedad especifica, libras por pulgada cuadrada/100 pies y libras
por pie cúbico.
7. Para liberar la presión dentro de la taza, vuelva a conectar el ensamblaje del
embolo vacío y empuje hacia abajo sobre la cubierta del cilindro.
8. Limpie la taza y enjuáguela minuciosamente con agua. Para una mejor operación
con lechadas de base agua, la válvula deberá ser engrasada con frecuencia,
utilizando grasa a prueba de agua.
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Calibración Calibre el instrumento frecuentemente, utilizando agua dulce, la cual deberá arrojar
una lectura de 8,33 libras por galón o 62,3 libras por pie cúbico (1000 kilogramos por
metro cúbico) a 70 °F (21 °C). Si no es así, ajuste el tornillo de la balanza o la cantidad
de perdigones de plomo utilizados en el extremo del brazo graduado, según se
requiera.
Cálculo a) Registre la densidad con una precisión de 0,1 lbm/gal ó 0,5 lbm/pie3 (0,01 g/mL). b) Para convertir la lectura en otras unidades, use la relación siguiente:
lbm/pie3 lbm/gal
Densidad = g/mL = ----------- = ----------
62,43 8,345
Fig. 2-2 Balanza Presurizada de lodo
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25
2-1.2 Viscosidad de Embudo
Se mide con el viscosímetro de Marsh y se usa para detectar cambios relativos de la
condición del fluido. Ningún valor en particular de la viscosidad de embudo puede ser
adoptado como valor representativo de todos los fluidos. Sin embargo, en fluidos a
base de arcilla su valor se controla como máximo a cuatro veces la densidad del fluido
de perforación, expresada en libras por galón.
Equipos a) El viscosímetro de Marsh (ver la Fig. 2-3) tiene un diámetro de 6 pulgadas en la
parte superior y una longitud de 12 pulgadas en la parte inferior. Un tubo de orificio
liso de 2 pulgadas de largo, con un diámetro interior de 3/16 de pulgada, está
acoplado de tal manera que no hay ninguna constricción en la unión. Una malla de
tela metálica con orificios de 1/16 de pulgada, cubriendo la mitad del embudo, está
fijada a 3/4 de pulgada debajo de la parte superior del embudo.
b) Tasa graduada: un cuarto de galón
c) Cronometro
d) Termómetro: 32 – 220 °F (0 – 105 °C)
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Fig. 2-3 Viscosímetro de Marsh
Calibración Llene el embudo hasta la parte inferior de la malla (1.500 mL) con agua dulce a (70 ±
5) °F. El tiempo requerido para descargar 1 qt (946 mL) debería ser (26,0 ± 0,5) seg.
Procedimiento 1. Tape el orificio del embudo con un dedo y vierta la muestra del fluido, recientemente
agitado, a través del tamiz y hacia el embudo, que deberá estar limpio, seco y en
posición vertical. Llene hasta que el fluido alcance el fondo del tamiz (1500 mL).
2. Retire el dedo rápidamente y mida el tiempo requerido para que el fluido llene el
recipiente colector hasta la marca de un cuarto de galón (946 mL).
3. Registre el tiempo con una precisión de un segundo. Esta es la viscosidad obtenida
con el embudo Marsh. Registre la temperatura de la muestra en grados Fahrenheit
o Celsius.
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2-1.3 Viscosidad con viscosímetro rotacional
Viscosidad es la resistencia al flujo de una sustancia y se expresa como el cociente
entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte. En el área de fluidos de perforación
se mide con los viscosímetros rotacionales
Equipos a) Los viscosímetros de indicación directa son instrumentos de tipo rotativo accionados
por un motor eléctrico o una manivela. El fluido de perforación está contenido
dentro del espacio anular entre dos cilindros concéntricos. El cilindro exterior o
forro del rotor es accionado a una velocidad rotacional (rpm –revoluciones por
minuto) constante. La rotación del forro del rotor en el fluido impone un torque
sobre el cilindro interior. Un resorte de torsión limita el movimiento del cilindro
interior y su desplazamiento es indicado por un cuadrante acoplado a este. Las
constantes del instrumento han sido ajustadas de manera que se pueda obtener la
viscosidad plástica y el punto cedente usando las indicaciones derivadas de las
velocidades del forro del rotor de 600 y 300 revoluciones por minuto. Ver Fig. 2-4.
b) Cronometro
c) Tasa adecuada, como por ejemplo la suministrada con el equipo
e) Termómetro: 32 – 220 °F (0 – 105 °C)
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Fig. 2-4 Viscosímetro rotativo de 6 velocidades
Procedimiento de medición de la viscosidad plástica y el punto cedente 1. Coloque la muestra en un recipiente apropiado y sumerja el forro rotor exactamente
hasta la línea de referencia. Las medidas en el campo deben ser hechas en menos
de 5 minutos de haber tomado la muestra y con una diferencia de temperatura
menor a 6 grados centígrados (lodo base agua) o 120 ºF o 150 ºF (lodo base
aceite)
2. Con el forro rotando a 600 revoluciones por minuto, espere hasta que la lectura del
cuadrante alcance un valor estable. Registre la lectura del cuadrante para 600
revoluciones por minuto.
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29
3. Cambie ahora a 300 revoluciones por minuto y espere que la lectura del cuadrante
llegue a un valor estable. Registre esta lectura para 300 revoluciones por minuto.
4. La viscosidad plástica (VP) en centipoise es igual a la lectura para 600 revoluciones
por minuto menos la lectura para 300 revoluciones por minuto.
5. El punto cedente (PC) en lbf/100 pie2 es igual a la lectura para 300 revoluciones por
minuto menos la viscosidad plástica. Registre la temperatura de la muestra en
grados °F (°C).
6. La viscosidad aparente en centipoise es igual a la lectura a 600 rpm divida entre
dos.
Medición de la resistencia gel 1. Coloque la muestra de fluido en un recipiente apropiado como se indicó para la
medición de la viscosidad plástica y el punto cedente.
2. Agite durante 10 segundos a alta velocidad.
3. Permita que el fluido repose durante 10 segundos. De manera lenta y uniforme, gire
el volante en la dirección que produce una lectura positiva en el cuadrante. La
lectura máxima es la resistencia gel inicial, en lbf/100 pie2. Para aquellos
instrumentos que tengan una velocidad de 3 revoluciones por minuto, la lectura
máxima alcanzada después de iniciar la rotación a 3 revoluciones por minuto es la
resistencia gel inicial Registre la temperatura de la muestra en grados °F (°C).
4. Vuelva a agitar la muestra de fluido a alta velocidad, durante 10 segundos, y
después deje reposar el fluido, durante 10 minutos. Anote la medición como en el
Paso 3 anterior y registre la lectura máxima como gel de 10 minutos, en lbf/100 pie2
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30
2-1.4 Filtración
Durante las operaciones de perforación y/o reparación de pozos, cuando se circula el
fluido o se mantiene en condiciones estáticas. Por efecto del diferencial de presión a
favor de la formación y la permeabilidad de esta, se pierde fluido hacia dentro de la
formación permeable, formándose un revoque en la cara de la formación, por la
filtración de las partículas sólidas contenidas en el fluido.
La filtración ocurre bajo condiciones tanto estáticas como dinámicas, durante las
operaciones de perforación. Las mediciones de filtración y revoque de baja presión,
baja temperatura y Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP) del Instituto Americano del
Petróleo (API) realizadas por el ingeniero de lodos son pruebas estáticas. Estas
pruebas son muy eficaces para evaluar las tendencias globales de filtración del lodo, y
en cierto modo proporcionan una indicación de las características de la filtración
dinámica de flujo laminar. Pruebas más complejas y laboriosas, realizadas con
instrumentos de laboratorio, están disponibles para medir la filtración dinámica, pero
no son practicas para realizarlas como pruebas de rutina
Filtración: Prueba de Baja Temperatura / Baja Presión, (Prueba API)
Consiste en medir el fluido filtrado, en mililitros, a través de un papel de filtro whatman
50, o equivalente, de (7,1 + 0,1) plg2 de diámetro, durante 30 minutos manteniendo un
diferencial de presión de 100 psi.
Equipos a) Se emplea un filtro prensa API estándar, Fig. 2-5, el cual normalmente es una celda
cilíndrica con diámetro interior de 3 pulgadas y una altura de, por lo menos 2,5
pulgadas, presurizado hasta un diferencial de 100 psi. La presión se puede aplicar
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con un medio fluido no peligroso, bien sea gas o líquido. Para obtener resultados
correlativos, se empleará el mismo espesor de un papel de filtro apropiado, de 9
cm de diámetro, Whatman No. 50, S & S No. 576, u otro equivalente, con un área
de filtración de (7,1 + 0,1) pulgadas cuadradas.
Se recomienda que las empacaduras de los filtros prensa sean calibradas con un
medidor cónico con un diámetro máximo de 76,86 mm y diámetro mínimo de 75,86
mm.
b) Cronometro
c) Cilindro graduado: 10 mL o 25 mL
Fig. 2-5 Filtro prensa API
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32
Procedimiento 1. Asegúrese de que cada pieza de la celda esté limpia y seca, y que las empacaduras
no estén deformes o gastadas. Vierta la muestra de fluido en la celda hasta 0,4 a
0,6 pulgada ( 1 a 1,5 centímetros) del borde (para evitar la contaminación del
filtrado con CO2) y complete el ensamblaje con el papel de filtro en su lugar.
2. Coloque un cilindro graduado seco por debajo del tubo de drenaje, para que reciba
el filtrado. Cierre la válvula de alivio y ajuste el regulador de manera tal que se
aplique una presión de (100 ± 5) psi (690 ± 35 kPa) en 30 segundos o menos. El
período de prueba se inicia en el momento de la aplicación de la presión.
3. Al final de los 30 minutos, mida el volumen de filtrado Interrumpa el flujo que pasa
por el regulador de presión y abra cuidadosamente la válvula de alivio. El intervalo
de tiempo, si no es de 30 minutos, deberá registrarse.
4. Registre el volumen de filtrado en mililitros (con una precisión de 0,1 mL) como
filtrado API, y también registre la temperatura inicial del fluido en ºF o ºC. Guarde
el filtrado para ser posteriormente sometido a las correspondientes pruebas
químicas.
5. Desmonte la celda, asegurándose primero de que se haya liberado toda la
presión, y deseche el fluido, con extremo cuidado, para guardar el papel de filtro
con un mínimo de perturbación del revoque. Lave el revoque sobre el papel, con un
chorro de agua suave o fluido orgánico base, en caso de lodo base aceite. Mida
el espesor del revoque y regístrelo en 1/32 de pulgada o en milímetros.
6. Si bien es prácticamente imposible contar con descripciones estándar,
anotaciones como duro, blando, resistente, gomoso, firme, etc. pueden dar una
cierta idea de la consistencia del revoque.
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Filtración: Prueba de alta temperatura/alta presión Consiste en medir el fluido filtrado, en mililitros, a través de un papel de filtro whatman
50, o equivalente o en su defecto Dynallo X-5, o disco poroso equivalente, calculando
el área a (7,1 + 0,1) plg2 de diámetro, durante 30 minutos manteniendo un diferencial
de presión de 500 psi a una temperatura mayor que la ambiental.
Equipos a) El instrumento (ver la Fig. 2-6 y la Fig. 2-7) se compone de una envuelta exterior
calefactora con termostato, un conjunto de platillo para la celda, el conjunto
primario de presión y el receptor de contrapresión. La capacidad de la celda de
lodo es de 160 ml con una superficie de filtro de 3,5 plg.2. El recibidor de
filtrado tiene una capacidad de 15 mL, y se puede usar un tubo de vidrio para
una contrapresión de hasta 100 psi. Si se usa una contrapresión mayor, el tubo de
vidrio debe ser reemplazado por un tubo de acero inoxidable.
b) Medio filtrante:
• Papel de filtro whatman N° 50, o papel de filtro equivalente, para temperaturas
menores o igual a 400 °F (204 °C) .
• Dynallo X-5, o disco poroso equivalente, para temperaturas mayores a 400 °F
(204 °C). Se debe usar un disco nuevo para cada prueba.
c) Cronometro
d) Cilindro graduado: 10 mL o 25 mL
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e) Termómetro hasta 500 °F (260 °C)
f ) Mezclador de alta velocidad
Fig. 2-6 Filtro prensa APAT Fig. 2-7 Filtro prensa APAT Procedimiento: Temperaturas < 300 ºF (<149º C) 1. Conecte la camisa de calentamiento al voltaje apropiado. Coloque un termómetro
en el receptáculo y precaliente la camisa hasta 10 ºF (6 ºC) por encima de la
temperatura de prueba seleccionada.
2. Agite la muestra de fluido durante 10 minutos.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
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3. Coloque la muestra de fluido en la celda, procurando no llenarla más de 0,6
pulgadas (1,5 cm) desde la parte superior. Coloque el papel de filtro (whatman 50 o
equivalente) y cierre la celda.
4. Coloque la celda en la camisa de calentamiento con las válvulas superior e inferior
cerradas. Transfiera el termómetro al porta termómetro de la celda
5. Coloque las unidades de presión sobre las válvulas y asegúrelas en su lugar.
6. Aplique 100 psi (690 kPa) en ambas unidades, con las válvulas cerradas. Abra la
válvula superior y aplique presión al fluido, mientras calienta hasta la temperatura
seleccionada. El tiempo de calentamiento de la muestra en la celda para alcanzar
la temperatura no debe ser mayor de una hora.
7. Cuando la muestra llegue a dicha temperatura, aumente la presión de la unidad
superior hasta 600 psi (4137 kPa) y abra la válvula inferior para iniciar la filtración.
Si durante la prueba la diferencia de presión es mayor de 500 psi, libere la presión
sacando filtrado.
8. Recoja el filtrado durante 30 minutos, manteniendo la temperatura de prueba a
± 5 ºF ( ± 3 ºC). Mantenga la contrapresión recomendada durante la prueba.
9. Si el área de filtración es de 3,5 pulgadas cuadradas (22,6 cm2), duplique el
volumen de filtrado y registre.
10.Al final de la prueba, cierre las válvulas superior e inferior y purgue la presión de
ambos reguladores.
Cuidado. La presión dentro de la celda de lodo todavía debe ser aproximadamente 600 psi. Mantenga la celda en posición vertical, enfríela a temperatura ambiente, libere cuidadosamente la presión y luego desármela
11.Saque la celda de la camisa de calentamiento, pero primero verifique que las
válvulas superior e inferior estén bien cerradas. Con extremo cuidado, para no
dañar el papel de filtro, coloque la celda en posición vertical, abra la válvula para
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
36
purgar la presión interior y abra la celda. Deseche el lodo y saque el revoque. Lave
el revoque sobre el papel utilizando un chorro suave de agua o fluido orgánico para
el caso de lodo base aceite.
12. Mida y registre el espesor del revoque con una precisión de 1/32 de pulgada Procedimiento: Temperatura de >300ºF (>149º C) 1. Conecte la camisa de calentamiento al voltaje apropiado. Coloque un termómetro en
el receptáculo y precaliente la camisa hasta 10 ºF (6 ºC) por encima de la
temperatura de prueba seleccionada.
2. Agite la muestra de fluido durante 10 minutos.
3. Prepare la celda con el medio filtrante apropiado (papel de filtro whatman 50 o
equivalente para temperaturas de hasta 400 ºF y disco poroso dynalloy X-5 o
equivalente para temperaturas por encima de 400 ºF) cuidando de no llenar la
celda más allá de 1,5 pulgadas (3,8 cm) desde su parte superior.
4. Coloque la celda en la camisa de calentamiento con las válvulas superior e inferior
cerradas.
5. Coloque las unidades de presión sobre las válvulas y asegúrelas en su lugar.
6. Con las válvulas superior e inferior cerradas, aplique la contrapresión
recomendada, según la Tabla 2-1, para la temperatura de prueba en ambas
unidades.
7. Abra la válvula superior y aplique la presión recomendada al fluido, mientras
calienta. El tiempo de calentamiento de la muestra en la celda para alcanzar la
temperatura no debe ser mayor de una hora.
8. Cuando la muestra llegue a la temperatura de prueba seleccionada, aumente la
presión de la unidad superior en 500 psi (3450 kPa) por encima de la contrapresión
y abra la válvula inferior para iniciar la filtración. Si durante la prueba la diferencia
de presión es mayor de 500 psi, libere la presión sacando filtrado
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
37
9. Recoja el filtrado durante 30 minutos, manteniendo la temperatura de prueba a ± 5
ºF ( ± 3 ºC). Mantenga la contrapresión recomendada durante la prueba. Después
que el periodo de prueba ha finalizado cierre ambas válvulas de la celda y libere la
presión de los reguladores. Deje enfriar el filtrado por unos 5 minutos para evitar la
evaporación, luego drénelo cuidadosamente y anote el volumen total. También
anote la temperatura, presión y tiempo . Asegurese de dar suficiente tiempo de
drenaje al filtrado para que salga todo.
10. Si el área de filtración es de 3,5 pulgadas cuadradas (22,6 cm2), duplique el
volumen de filtrado y registre.
Cuidado. La presión dentro de la celda de lodo todavía debe ser aproximadamente 950 psi. Mantenga la celda en posición vertical, enfríela a temperatura ambiente, libere cuidadosamente la presión y luego desármela
Tabla 2-1 Presión de vapor y dilatación cúbica del agua entre 212 ºF Y 450 ºF con la contrapresión sugerida
Coeficiente de Dilatacion Cubica
para el Agua a la Presion deSaturacion
oF oC kPa psi kPa psi212 100 101 14,7 1,04 689 100250 121 207 30 1,06 689 100300 149 462 67 1,09 689 100350 177 931 135 1,12 1104 160400 205 1703 247 1,16 1898 275450 232 2017 422 1,21 3105 450
Temperatura de Envejecimiento
Presion de Vapor de Agua
Contrapresion Aplicada Sugerida
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11. Saque la celda de la camisa de calentamiento, pero primero verifique que las
válvula superior e inferior estén bien cerradas. Con extremo cuidado, para no dañar
el papel de filtro, coloque la celda en posición vertical, abra la válvula para purgar la
presión interior y abra la celda. Deseche el lodo y saque el revoque. Lave el
revoque sobre el papel utilizando un chorro suave de agua o fluido orgánico para el
caso de lodo base aceite.
12. Mida y registre el espesor del revoque con una precisión de 1/32 de pulgada 2-1.5 Contenido de Arena
El contenido de arena de un lodo es el porcentaje en volumen de partículas mayores
de 74 micrones y se mide con los equipos que se describen a continuación.
Equipos Esta formado por: una malla de 74 micrones de apertura con un diámetro de 2 1/2
pulgadas, un embudo de tamaño que se ajusta a la malla y un tubo medidor de vidrio,
marcado para señalar el volumen de lodo a ser añadido para leer el porcentaje de
arena directamente en la parte inferior del tubo, el cual está graduado de 0 a 20%. Ver
Fig. 2-8.
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39
Fig. 2-8 Equipo de determinación de arena
Procedimiento
1. Llene con fluido el tubo graduado de vidrio hasta la marca indicada. Agregue agua
hasta la marca siguiente. Cierre la boca del tubo y agite vigorosamente.
2. Vierta la muestra en el tamiz limpio y húmedo. Deseche el líquido que pasa a través
del tamiz. Agregue más agua al tubo, agite y repita hasta que el agua que pase sea
clara. Lave la arena retenida en el tamiz, para sacar el fluido remanente.
3. Coloque el embudo boca abajo sobre el tamiz. Ahora, voltee el ensamblaje
lentamente e introduzca la punta del embudo en la boca del tubo de vidrio y
utilizando un rociado suave de agua, lave la arena a través del tamiz y hacia el
tubo.
4. Espere hasta que la arena se sedimente y en las marcas del tubo, lea el porcentaje
de la arena en volumen.
5. Registre el contenido de arena en el fluido, en porcentaje en volumen. Anote
dónde se tomó la muestra: sobre la zaranda, la fosa de succión, etc. Anote la
presencia de materiales de pérdida de circulación (LCM).
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40
2-1.6 Contenido de Líquidos y Sólidos La retorta, Fig. 2-9, es usada para determinar el contenido de líquidos y sólidos en el
fluido de perforación. Los instrumentos de retorta recomendados son unidades con
una capacidad de 10, 20 o 50 mL, con camisas externas de calentamiento. El fluido se
coloca en un contenedor de acero y se calienta hasta que se evaporen los
componentes líquidos. Los vapores pasan a través de un condensador y se recogen
en un cilindro graduado. El volumen del líquido se mide, mientras que el contenido de
sólidos, suspendidos y disueltos, se determina por diferencia Equipos a) Retorta con las siguientes especificaciones:
• Tasa de la muestra: con un volumen de (10,00 + 0,05) mL, ( 20,0 + 0,1) mL o
( 50,0 + 0,1) mL
• Condensador de liquido: con suficiente masa para enfriar los vapores de aceite
y agua por debajo de su temperatura de vaporización antes de dejar el
condensador
• Elemento de calentamiento: con suficiente potencia para subir la temperatura
de la muestra por encima del punto de vaporización de los componentes
líquidos en menos de 15 minutos sin producir la vaporización de los sólidos.
• Controlador de temperatura: (opcional) capaz de limitar la temperatura de la
retorta a (930 + 70) °F (500 + 40 °C)
b) Recibidor liquido: cilindro graduado de (10,0 + 0,1) mL , (20,0 + 0,1) mL o (50,0 +
0,1)
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41
c) Lana de acero fina
d) Grasa de silicona de alta temperatura
e) Tubo limpiador
f) Espátula
g) Antiespumante
Fig. 2-9 Retorta.
Procedimiento 1.. Limpie y seque el ensamblaje de la retorta y el condensador.
2. Recoja y prepare la muestra de fluido
• Recoja una muestra de fluido representativa y viértala a través de un embudo
Marsh con un tamiz de malla 12. La temperatura de la muestra deberá
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42
encontrarse dentro de ± 10 ºF (6 ºC) de la temperatura a la cual se determinó la
densidad del fluido (base aceite) o a 26 ºC (base agua)
• Mezcle muy bien la muestra de fluido para asegurar su homogeneidad,
añadiéndole de 2 a 3 gotas de antiespumante por cada 300 mililitros de lodo
para evitar que quede aire atrapado y procurando que no queden sólidos en el
fondo del recipiente. Debido al aire o gas atrapado en la muestra, los resultados
para el contenido de sólidos pueden ser erróneamente elevados, a causa del
menor volumen de fluido.
3. Con una jeringa limpia, llene la taza de la retorta lentamente, para evitar que
quede aire atrapado. Golpee suavemente un lado de la taza para sacar el aire.
Coloque la tapa sobre la taza y gírela hasta que cierre bien. Asegúrese de que un
pequeño exceso de fluido salga por el orificio en la tapa. Limpie el exceso de fluido
derramado por la tapa.
4. Llene el cuerpo de la retorta con lana de acero.
5. Aplique lubricante/sellante a las roscas en el cuello de la retorta y conecte el
condensador. Coloque el ensamblaje de la retorta en la camisa de calentamiento.
cierre la tapa aislante.
6. Coloque un recipiente colector limpio y seco por debajo de la salida del
condensador.
7. Ponga en funcionamiento la retorta y espere 45 minutos. Si el fluido se desborda
hacia el recipiente colector, será necesario repetir la prueba. Llene el cuerpo de la
retorta con una cantidad mayor de lana de acero (Paso 4) y repita la prueba.
8. Deje que el recipiente colector de liquido se enfríe. Lea y registre: (a) el volumen
total de líquido; (b) el volumen de aceite; y (c) el volumen de agua en el recipiente
colector.
9. Si hay una interfaz de emulsión entre las fases de aceite y agua, dicha emulsión se
puede romper calentando la interfaz. Una vez rota la emulsión, deje que el
recipiente colector se enfríe. Lea el volumen del agua en el punto más bajo del
menisco.
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43
10. Apague la retorta. Déjela enfriar antes de limpiarla.
Cálculos Con los valores medidos del agua y aceite recogidos en el cilindro se calculan los
porcentajes en volumen de agua, aceite y sólidos de la manera siguiente:
Porcentaje de agua en volumen (VW):
100 x (volumen de agua, mL)
VW = -----------------------------------------
Volumen de la muestra, mL
Porcentaje de aceite en volumen (Vo):
100 x (volumen de aceite, mL)
VO = ------------------------------------------
Volumen de la muestra, mL
Porcentaje de sólido en la retorta, en volumen
VS = 100 – (VW + VO)
El porcentaje en volumen para los sólidos de la retorta, antes indicado, es
simplemente la diferencia del agua más el aceite y el volumen total de la muestra. Esta
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44
diferencia representa los sólidos suspendidos (material densificante y de baja
gravedad) y materiales disueltos (como la sal).
2-1.7 Estabilidad Eléctrica.
La estabilidad eléctrica (EE) de un fluido de perforación base aceite es una propiedad
relacionada con la estabilidad de la emulsión y la capacidad humectante del aceite. La
EE se determina aplicando un aumento de voltaje de corriente alterna de manera
creciente entre las dos placas paralelas del electrodo sumergido en el fluido, Al
incrementar la aplicación del voltaje al electrodo la corriente resultante permanece baja
hasta que sube abruptamente al trasmitirse la corriente a través del fluido, ese voltaje
se conoce como estabilidad eléctrica del fluido. Equipos a) Medidor de Estabilidad Eléctrica, Fig. 2-10
b) Electrodos
C) Resistores de calibración o diodos Zener
d) Termómetro: 32 a 200 °F
e) Malla de 12 mesh o de embudo marsh
f) Copa para viscosímetro termostaticamente controlada
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45
Fig. 2-10 Medidor de estabilidad eléctrica
Calibración
1. Realice una prueba de incremento de voltaje con la sonda de electrodo
desconectada, siguiendo las instrucciones del manual de operaciones del medidor
de EE. Si dicho medidor está funcionando apropiadamente, la lectura de la EE
deberá llegar al voltaje máximo permitido por el instrumento.
2. Con la sonda de electrodo conectada al medidor de EE, repita la prueba de
incremento de voltaje, esta vez en el aire. La lectura de la EE deberá llegar al
voltaje máximo permitido. Si esto no sucede, vuelva a limpiar la sonda o cámbiela.
3. Repita la prueba de incremento de voltaje con la sonda de electrodo en agua
corriente. La lectura de la EE no debería exceder los 3 voltios. Si se llega a un valor
superior, vuelva a limpiar la sonda o cámbiela.
4. Verifique la precisión del medidor de EE, utilizando resistores estándar y/o diodos
Zener. Las lecturas deberían encontrarse dentro de ± 2,5% de los valores
esperados. Si alguna de la lecturas de la EE no se encuentra dentro de dicho
intervalo, será necesario enviar el instrumento a su proveedor, para ajuste o
reparación
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
46
Procedimiento de mediciones
1 Tamice la muestra a través del tamiz de malla 12 (embudo Marsh) y colóquela en la
taza de calentamiento del viscosímetro. Caliente la muestra hasta (120 ± 5)°F (50
± 2 °C).
2. La sonda de electrodo se puede limpiar utilizando el aceite base del sistema del
fluido. Después de lavar la sonda, séquela muy bien.
3. Agite manualmente la muestra a 120°F (50°C), utilizando para ello la sonda de
electrodo, durante unos 10 segundos, para asegurar que la composición y la
temperatura del fluido sean uniformes. Coloque la sonda de electrodo de manera
tal que no toque el fondo o los lados del recipiente, y asegúrese de que las
superficies del electrodo estén completamente cubiertas por la muestra.
4. Inicie el incremento de voltaje. Siga el procedimiento descrito en el manual de
operación del medidor EE. No mueva la sonda de electrodo durante la rampa.
5. Al finalizar la prueba, tome nota del valor de EE que se indica en el dispositivo de
lectura.
6. Repita la prueba. Los dos valores de la EE no deberían diferir en más de 5%. Si la
diferencia es mayor que ese porcentaje, revise el medidor o la sonda de electrodo
para determinar que estén funcionando bien.
7. En el informe de fluidos, registre el promedio de las dos mediciones de la EE.
2-2 QUÍMICA BASICA 2-2.1 Conceptos Básicos Los ingenieros de lodo requieren del dominio de conocimientos químicos para el
control y seguimiento del fluido de perforación, importante para la perforación exitosa
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
47
de los pozos. En vista de esto a continuación se describen algunos conceptos usados
en química.
Química, es la ciencia ligada a la composición de la materia y los cambios en
composición que esta materia sufre
Materia, es todo lo que ocupa espacio y tiene masa
Masa, es una medida de la cantidad de materia o la cantidad de material
contenido en algo. Es la base de todas las medidas físicas
Cuerpo, es un material con tamaño y forma definido
Peso, es la fuerza de gravedad que actúa sobre la masa
Volumen, es una medida de la cantidad de espacio ocupado por la materia
Densidad, es la masa de una unidad de volumen
Estados físicos de la materia, cualquier materia o sustancia puede
encontrarse en uno de tres estados físicos: sólido, líquido o gas.
• Los sólidos, tienen volumen y forma definida , no fluyen cuando se les aplica
una fuerza y no se adaptan fácilmente a la forma del recipiente que los
contiene
• Los líquidos, tienen volumen propio, pero se adaptan fácilmente a la forma
del recipiente que los contiene, fluyen cuando se les aplica una fuerza, y en la
mayoría de los casos tienen densidad menor que la de los sólidos
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48
• Los gases, fluyen cuando se les aplica una fuerza, se adaptan fácilmente a la
forma del recipiente que los contiene y ocupan todo el espacio de este y tienen
densidad menor que la de los líquidos.
2-2.2 Propiedades de la Materia Los materiales pueden identificarse o distinguirse unos de otros estudiando sus
propiedades bajo dos aspectos fundamentales: 1 Físico y 2 Químico.
• Las propiedades físicas son aquellas que pueden ser determinadas sin
causar cambios en la identidad de la materia, e incluyen: color, olor, solubilidad,
densidad, durabilidad, punto de ebullición, punto de fusión, cristalización y
formas amorfas.
• Las propiedades químicas son aquellas que nos indican el cambio y
comportamiento de los materiales, en donde la identidad se altera. Nos interesa
saber si se queman, si reaccionan con otros, con el aire, con el agua, con los
ácidos y con las bases
Los materiales pueden agruparse en una de dos clases: homogéneos y
heterogéneos
• Un sistema material es homogéneo cuando en todos sus puntos tiene la
misma composición física y química, ejemplos el agua de un lago, un anillo de
plata, el azúcar.
• Un sistema heterogéneo es el que esta compuesto de materias diferentes
que tienen diferentes composiciones químicas, ejemplo : la arena que se
encuentra en un río, el granito, el concreto
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49
2-2.3 Sustancia, Átomo, Molécula, Ion y otras definiciones
Sustancia, es la clase de materia de que están hechos los cuerpos, es toda especie
química de constitución, definida, fija o invariable. Toda sustancia se caracteriza por
tener las mismas propiedades especificas y se presentan en estado amorfo y
cristalino. Varias sustancias se pueden combinar para dar lugar a otra sustancia con
propiedades diferentes a las que tenían sus componentes.
Las sustancias puras pueden ser separadas en elementos y compuestos
• Los elementos, no pueden ser separados (descompuestos) o subdivididos en
sustancias más simples mediante el uso de métodos químicos corrientes,
constituyen los componentes básicos de todas las sustancias y tienen
propiedades exclusivas. Los elementos son designados con abreviaturas
llamadas símbolos químicos.
• Los compuestos, pueden ser reducidos en dos o más sustancias simples
(elementos o grupos de elementos). Una sustancia pura es un compuesto si
puede ser subdividida en por lo menos dos elementos.
Átomo, es la unidad más pequeña en que un elemento puede ser dividido,
manteniendo las propiedades químicas que les son exclusivas. Son los componentes
básicos de toda materia. Son las unidades más pequeñas de un elemento que
pueden combinarse con los átomos de otro elemento.
Los átomos de diferentes elementos tienen distintas propiedades; estos no son
creados ni destruidos cuando intervienen en reacciones químicas.
Los átomos están constituidos de protones, partículas cargadas positivamente, de
masa 1,6724 x 10-24 gramos, neutrones, partículas sin carga, de masa 1,6757 x10-24
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50
gramos, ambas concentradas en el núcleo y de electrones, con carga negativa, de
masa 9,11 x 10-28 gramos, girando alrededor del núcleo como una nube difusa
(Fig. 2-11)
El número de protones (p+) en el núcleo de un átomo, es usado para definirlo y se
denomina “numero atómico” (z). La suma del numero de protones y neutrones (n) en
el núcleo de un átomo se llama el “número de masa atómica”(a).
Cualquier elemento puede tener varias estructuras atómicas llamadas isótopos, cada
una con un número diferente de neutrones en su núcleo, pero con propiedades
químicas idénticas. Cada uno de esos isótopos tiene diferente peso atómico. Los
isótopos se escriben con el número atómico (z) como subíndice delante del símbolo
químico y el número de masa atómica (a) como supraindice (azX).
La escala de masa atómica es una escala de masa relativa basada en la masa del
isótopo de carbono 126C, el cual tiene una masa de exactamente 12,0 unidades de
masa atómica (aum). Esta escala se usa para simplificar la expresión de valores de
masa tan péquenos para cada isótopo de cada elemento.
El peso atómico, de un elemento es igual al promedio ponderado de la masa de los
isótopos del elemento en la escala de pesos atómicos.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
51
Fig. 2-11 Estructura atómica
Molécula, es el resultado de la unión de iguales o diferentes átomos, mediante
enlaces por transferencia de electrones (enlaces iónicos) o por compartición de
electrones (enlaces covalentes), para formar un compuesto, el cual tiene diferentes
propiedades físicas y químicas respecto a los elementos que lo componen. Es la
unidad más pequeña en que se puede dividir un compuesto, manteniendo las
propiedades exclusivas del compuesto. Esta molécula se puede representar con una
formula química, usando los símbolos químicos de los elementos que la forman y
subíndices para indicar su proporción.
Ion, resulta de la perdida o ganancia de electrones de un átomo o molécula, siendo
positivo (cation) cuando los pierde y negativo (anion) si los gana.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
52
La valencia, de un elemento o ion es el número de electrones que el elemento o ion
puede adquirir, perder o compartir para convertirse en un compuesto estable de carga
neutra. Se ha tomado como referencia el átomo de hidrogeno teniendo un enlace
positivo, o una valencia de 1+. La valencia determina los elementos o iones que se
combinaran y la proporción en que se combinaran. Por ejemplo un átomo de cloro (Cl)
se combina con un átomo de hidrogeno para formar ácido clorhídrico (HCl); por lo
tanto el cloro debe tener una valencia de 1-.
Mol, es una unidad de medida cuantitativa que contiene el numero exacto de átomos,
moléculas o unidades de formula que tiene una masa en gramos igual al peso
atómico, molecular o de formula. Un mol de un elemento contiene el mismo numero de
unidades químicas (átomos, moléculas o unidades que la cantidad exacta de 12
gramos de carbono, o el número de Avogadro, 6,023 x 1023
Peso atómico, es el numero que indica las veces que un átomo de ese elemento es
mas pesado que la doceava parte del peso de un átomo de 126C
Peso molecular, es el peso expresado en gramos de un mol de cualquier sustancia
Peso equivalente o equivalente gramo,
• En reacciones de neutralización, es el peso del mismo que contiene un átomo
gramo de hidrogeno reemplazable, es decir, 1,0078 g. y el de una base, es el
peso de la misma que contiene 17,008 g de grupo oxhidrilo ionizable, pues
17,008 g de oxhidrilo equivalen a 1,0078 g de hidrogeno.
• En reacciones de precipitación, es el peso de la sustancia que contiene o
reacciona con un átomo gramo de un cation monovalente (equivalente a 1,0078
g de hidrogeno) o con medio átomo gramo de un cation bivalente, etcétera.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
53
Para un cation, el equivalente gramo es igual al ion gramo dividido por la
valencia. Para una sustancia que reacciona con un cation, el equivalente gramo
es el peso de la misma, que reacciona con un equivalente gramo del cation.
• En reacciones de oxido-reducción, el equivalente gramo de un oxidante o de
un reductor se obtiene dividiendo el peso molecular o atómico por el número
que expresa el cambio de valencia experimentado por el elemento que se oxida
o se reduce
2-2.4 Soluciones y unidades de concentración
Solución, es un sistema físicamente homogéneo formado por dos o más especies
químicas que no reaccionan entre si y que pueden encontrarse en cualquier estado de
agregación en proporciones variables. Es decir, unas moléculas se encuentran
interpuestas entre otras; las primeras son las del cuerpo disuelto o soluto, y las
segundas, las del disolvente. Cuando preparamos una solución mezclando dos
líquidos, al disolverse el uno en el otro debemos considerar como solvente al que se
encuentra en la mayor proporción.
Concentración, es la cantidad de cuerpo disuelto que hay en una cantidad
determinada de solvente o de solución
Expresión de las concentraciones en unidades físicas
• % peso/peso indica los gramos de soluto por cada 100 gramos de solución
• % peso/volumen indica los gramos de soluto por cada 100 mililitros de
solución
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• % volumen/volumen indica los mililitros de soluto por cada 100 mililitros de
solución.
• ppm peso/peso indica el numero de gramos de soluto por cada millón de
gramos de solución, normalmente mg/kg.
• ppm peso/volumen indica el numero de gramos de soluto por cada millón de
mililitros de solución, normalmente mg/L
• ppm volumen/volumen indica el numero de mililitros de soluto por cada millón
de mililitros de solución, normalmente mL/m3
Expresión de concentraciones en unidades químicas
• Molaridad (M): moles de soluto contenidos en un litro de solución
• Normalidad (N): equivalentes-gramo de soluto contenidos en un litro de
solución
• Molalidad (m): moles de soluto por mil gramos de solvente
• Fracción molar: número de moles de un componente dividido por el número de
moles de todos los componentes existentes en la solución
2-2.5 Ley de Acción de Masas
Gulberg y Waage, en 1867, demostraron que la velocidad de una reacción química a
temperatura constante es proporcional al producto de las masas activas o
concentraciones de las sustancias reaccionantes, expresadas en moles por litro, y
denominaron a esta relación ley de acción de masas.
Esta ley es solo aplicable a los equilibrios homogéneos y reversibles. Así, si
consideramos la reacción reversible
A + B C + D
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
55
en el equilibrio (que siempre se considera dinámico y no estático), las velocidad de la
reacción directa e inversa son iguales, deduciéndose fácilmente que
[C]x[D]
K = ---------
[A]x[B]
en la cual las masas activas quedan expresadas por las letras en paréntesis rectos, y
K recibe el nombre de constante de equilibrio ( o también nombres especiales, según
el tipo de reacción, como constante de disociación, constante de hidrólisis, etc); K
varia algo con la temperatura y presión, pero estas variaciones tienen relativamente
poca importancia en las aplicaciones analíticas de la ley de acción de masas. La
expresión puede generalizarse. Para una reacción reversible representada por:
p1A1 + p2A2 + p3A3 q1B1 + q2B2 + q3B3
en la cual p1, p2, p3 y q1, q2 y q3 son los números de moléculas de las sustancias de la
reacción, correspondientes a la ecuación que representa dicha reacción
[B1]q1 x [B2]q2 x [B3]q3
K = ----------------------------
[A1]p1 x [A2]p2 x [A3]p3
Es decir que: Cuando en una reacción reversible se alcanza el equilibrio, a cada
temperatura, es constante el cociente obtenido entre el producto de las
concentraciones moleculares de los productos de reacción (las sustancias de la
derecha de la ecuación) y el producto de las concentraciones moleculares de las
sustancias reaccionantes (las sustancias de la izquierda de la ecuación), estando cada
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
56
concentración elevada a una potencia igual al numero de moléculas con que la
sustancia figura en la ecuación.
2-2.6 Electrolitos
Son substancias cuyas soluciones en agua conducen la electricidad y contienen iones
positivos y negativos. Como la capacidad que una solución tiene para conducir la
electricidad depende de la presencia de iones, se puede concluir que las soluciones
que son excelentes conductores contienen altas concentraciones de iones (totalmente
ionizadas), mientras que las soluciones que son mal conductores contienen bajas
concentraciones de iones (no totalmente ionizadas).
Los electrolitos que están totalmente ionizados se llaman electrolitos fuertes,
mientras que los que no están totalmente ionizados se llaman electrolitos débiles. Con
muy pocas excepciones, las sales son electrolitos fuertes. La mayoría de los
hidróxidos (excepto Mg2+) son electrolitos fuertes, y en consecuencia, están
clasificados como bases fuertes. Los ácidos como HCl, H2SO4 y HNO3 son electrolitos
fuertes, y por lo tanto, están clasificados como ácidos fuertes; la mayoría de los demás
ácidos son moderadamente débiles y están clasificados como ácidos débiles. El agua
pura es un electrolito débil y no es tan conductora como las soluciones de sales.
2-2.7 Autoionización del agua y pH
El agua es un electrolito débil que existe en la naturaleza como moléculas de H2O,
puede ionizarse para formar iones hidronio [H3O+] y oxidrilo [OH-], aproximadamente
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
57
se ioniza solo una molécula de agua en 556 millones de acuerdo a la ecuación
siguiente:
2H2O H3O+(aq) + OH-(aq)
Como el agua reacciona consigo misma para ionizarse, el proceso se llama
autoionización. La expresión de equilibrio para el proceso de auto ionización es la
siguiente:
Kw = [H+] [OH–]
A la constante de equilibrio se le atribuye el símbolo Kw, donde el subíndice (w) se
refiere al agua. A 25ºC, Kw, = 1,0 x 10-14, Kw, depende de la temperatura (aumenta Kw,)
y de la concentración iónica de la solución (salinidad). Kw,, el producto de [H+] y [OH-],
permanece constante, siempre que la temperatura sea constante. En una solución
neutra, la concentración de hidrógeno [H+] es igual a la concentración de hidróxido
[OH–]; por lo tanto, cada uno tendría una concentración de 1,0 x 10-7, y la solución
tendría un pH 7,0.
Si [H+] aumenta, [OH–] disminuye y la solución se vuelve más ácida. Asimismo, si
[OH–] aumenta, [H+] debe disminuir y la solución se vuelve más básica.
Los iones H+ (aq) y OH– (aq) siempre están presentes en las soluciones acuosas que
están en equilibrio con el solvente. Los iones H+ (aq) y OH– (aq) pueden reaccionar
con otros iones, afectando a las concentraciones de otros iones en la solución. Por
este motivo, se hacen referencias a las concentraciones de H+ (aq) y OH– (aq).
Para facilitar esta referencia, los términos pH y pOH se definen como:
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
58
pH = - log [H+] y pOH = - log [OH–]
Una relación práctica entre el pH y el pOH puede ser determinada tomando el
logaritmo negativo (indicado por una p) de Kw,, resultando en:
p Kw, = - log Kw, = - log [H+] - log [OH–]
Usando las definiciones anteriores de pH y pOH, podemos determinar que:
p Kw, = pH + pOH
como a 25ºC Kw, = l,0 x 10–14, entonces
pKw = - log Kw, = 14, y pH + pOH = 14
Esta relación de ácidos y bases con valores para pH y [H+] más pOH y [OH–], está
ilustrada en la Fig. 2-12 Nótese que los valores bajos de pH corresponden a los
ácidos y los valores bajos de pOH corresponden a las soluciones básicas. Un cambio
de una unidad de pH o pOH corresponde a un cambio diez veces más grande de la
concentración molar. Una solución que tiene un pH 2 no es el doble de ácida que una
solución que tiene un pH 4; es 100 veces más ácida que una solución con un pH 4.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
59
Fig. 2-12 Escala de pH, pOH, ácidos y bases 2-2.8 Ácidos, bases, sales, hidrólisis y soluciones “buffer” Ácidos. se pueden definir, como sustancias que cuando esta disueltas en agua se
disocian, dando iones hidrógenos como únicos iones positivos:
Ácido clorhídrico.................. HCl H+ + Cl-
Ácido nítrico………………….HNO3 H+ + NO3-
En realidad los iones hidrógenos, H+ (o protones), no existen en solución acuosa al
estado libre, pues se combinan con una molécula de agua formando el ion hidrónio,
pH [H+] [OH-] pOH
0 1 Acidos .10-14 141 .10-1 .10-13 132 .10-2 .10-12 123 .10-3 .10-11 114 .10-4 .10-10 105 .10-5 .10-9 96 .10-6 .10-8 87 .10-7 Neutro .10-7 78 .10-8 .10-6 69 .10-9 .10-5 5
10 .10-10 .10-4 411 .10-11 .10-3 312 .10-12 .10-2 213 .10-13 .10-1 114 .10-14 Bases 1 0
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60
H3O+. El ion hidrónio es un protón hidratado. Es usual distinguir entre ácidos que
están total o casi totalmente disociados en solución y los que están muy poco
disociados. Los primeros se llaman ácidos fuertes (ejemplos: ácidos clorhídrico,
yódico, nítrico) y los segundos, ácidos débiles (ejemplo: ácido acético)
Bases. se pueden definir, como sustancias que cuando están disueltas en agua se
disocia dando iones hidróxidos, OH- como únicos iones negativos o como sustancias
capaces de combinarse con los iones hidrogeno. Así los hidróxidos de sodio, potasio y
otros metales están casi totalmente disociados en solución acuosa:
Hidróxido de sodio …………..NaOH Na+ + OH-
Hidróxido de bario …………..Ba(OH)2 Ba++ + 2 OH-
estas son bases fuertes. En cambio una solución de hidróxido de amonio es una base
débil. En solución acuosa, tan solo se produce una pequeña concentración de iones
oxidrilo:
NH4OH NH4+ + OH- o NH3 + H2O NH4
+ + OH-
Sales, son simplemente combinaciones del anión (ion negativo) de un ácido y el
catión (ion positivo) de una base.
Acidos y Bases Debiles, son electrolitos débiles poco disociados , tales como el
ácido acético y el hidróxido de amonio, los cuales experimentan una disociación
reversible cuando se disuelven en agua.
En una solución diluida de ácido acético el equilibrio es
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61
CH3COOH H+ + CH3COO-
Aplicando la ley de acción de masa, se tiene:
[H3O+][CH3COO-]
Ka = -------------------------
[CH3COOH]
Ka es la constante de ionización o constante de disociación, para una cierta
temperatura y la fracción de mol en que esta disociado el acido, se denomina grado
de disociación α. La relación entre el grado de disociación, α, y la constante de
disociación, Ka, es la siguiente:
α = fracción ionizada por molécula
1 - α = fracción sin ionizar
C = Concentración de la solución
Fracción ionizada = [H3O+] = [CH3COO-] = Cα
Fracción sin ionizar = [CH3COOH] = C(1 - α)
[Cα][ Cα] [C α]2
Ka = ----------------- = ----------
C(1 -α) C(1 -α)
En una solución diluida de hidróxido de amonio el equilibrio es
NH4OH NH4 + + OH-
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62
Aplicando la ley de acción de masa, se tiene:
[NH4+][OH-]
Kb = -----------------
[NH4OH]
Kb es la constante de ionización o constante de disociación, para una cierta
temperatura y la fracción de mol en que esta disociada la base, se denomina grado
de disociación α. La relación entre el grado de disociación, α, y la constante de
disociación, Kb, es la siguiente:
α = fracción ionizada por molécula
1 - α = fracción sin ionizar
C = Concentración de la solución
Fracción ionizada = [NH4+] = [OH-] = Cα
Fracción sin ionizar = [NH4OH] = C(1 - α)
[Cα][ Cα] [C α]2
Kb = --------------- = ----------
C(1 -α) C(1 -α)
Hidrólisis. La hidrólisis de una sal es la reacción de uno o ambos de sus iones con el agua, con
formación de un ácido o una base o ambos.
a)Si la sal procede de un ácido fuerte y una base fuerte, como el KCl, en este caso la
solución es neutra. Porque el anión Cl- es una base débil y el catión K+ es un ácido
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
63
débil, por lo que la reacción de estos iones con el agua es despreciable y la disolución
es neutra
Cl- + H2O HCl + OH-
K+ + H2O KOH + H+
Es decir, en la disolución hay tantos oxidrilos como hidrónios, por lo cual es neutra
b)Si la sal procede de un ácido fuerte y una base débil, como CuSO4, la solución tiene
carácter ácido. Porque en este caso el anión SO4= es una base débil, por lo que el
SO4= no reacciona prácticamente con el agua; pero el catión Cu++ si lo hace con
bastante extensión y, por lo tanto, la disolución es ácida, por ser la [H+] mayor que la
[OH-]
SO4= + H2O HSO4
- + OH-
Cu++ + H2O Cu(OH)+ + H+
c)Si la sal procede de un ácido débil y una base fuerte, como Na2CO3 , la solución
tiene carácter básico. Porque en este caso el anión CO3= es una base fuerte, mientras
que el catión Na+ es un ácido muy débil, por lo que el anión reacciona de manera
apreciable con el agua y forma iones OH- y el catión prácticamente no reacciona y, por
consiguiente , la disolución es alcalina:
CO3= + H2O HCO3
- + OH-
Na+ + H2O NaOH + H+
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64
d)Si la sal procede de ácido débil y base débil, como CH3COONH4 , la solución es
neutra, es decir ni ácida ni alcalina. Porque la fuerza del anión, CH3COO- , como base,
y la del catión, NH4+, como ácido, son casi idénticas y, por tanto reaccionan con el
agua en la misma extensión y apreciablemente (por ser ambos algo fuertes); pero la
disolución continua siendo neutra, por ser iguales las concentraciones de los iones H+
y OH- e igual cada uno a 10-7, con lo cual se mantiene constante el producto iónico del
agua
CH3COO- + H2O CH3 COOH + OH-
NH4+ + H2O NH4OH + H+
Soluciones “buffer” Ciertas soluciones, llamadas soluciones amortiguadoras, resisten a grandes cambios
de pH cuando se añade una base o un ácido a una solución. Muchos líquidos y
productos químicos de tratamiento del lodo usados en el campo petrolífero son
soluciones amortiguadoras. Las soluciones amortiguadoras se componen
generalmente de un ácido débil con su sal, o una base débil con su sal.
La acción amortiguadora de una solución que se compone de un ácido débil más una
sal del mismo ácido ocurre porque:
• La base añadida reacciona con el ácido débil para formar una mayor cantidad
del ion común, y
• El ácido añadido reacciona con el ion común para producir el ácido débil.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
65
Un ejemplo de un ácido débil es el ácido carbónico (H2CO3) y el de una base débil es
el hidróxido de amonio (NH4OH).
Si se añade una pequeña cantidad de ácido fuerte, tal como HCl, al agua pura o a una
solución diluida de ácido en agua, la concentración de iones hidrógeno del agua o de
la solución aumentará considerablemente. Sin embargo, si se añade la misma
pequeña cantidad de ácido a una solución amortiguadora que contiene un ácido débil
y la sal soluble de este ácido, el aumento de la concentración de iones hidrógeno es
tan leve que será considerado insignificante a efectos prácticos.
Los aniones de la sal del ácido débil aceptaran los iones H+ a medida que se añadan,
y reaccionaran con éstos para formar una cantidad adicional del ácido débil. El
resultado neto es que la concentración de iones hidrógeno cambiara muy poco; y el pH
tampoco cambiara mucho.
Este fenómeno puede producirse muy fácilmente cuando el ingeniero de lodos está
valorando (con un ácido) los puntos finales de alcalinidad. En los fluidos que contienen
muchos carbonatos, bicarbonatos e hidróxidos, tan pronto como los carbonatos se
convierten en bicarbonatos, una solución amortiguadora empieza a desarrollarse,
resistiendo a los cambios de pH.
La trietanolamina, la cal y el óxido de magnesio son productos químicos usados para
amortiguar los sistemas de lodo sensibles al pH. El amortiguamiento puede ser muy
ventajoso para mantener propiedades estables de los fluidos y resistir a los efectos
perjudiciales de varios contaminantes.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
66
2-2.9 Producto de Solubilidad
Experimentalmente se comprueba que para electrolitos escasamente solubles (es
decir aquellos cuya solubilidad es menor que 0,01 moles por litro) el producto de las
concentraciones molares de los iones es constante, para cada temperatura.
Este producto K se denomina producto de solubilidad
Para un electrolito binario
AB A- + B+
KAB = [A-] x [B+]
En general, para un electrolito AmBn que se ioniza en mAn- y nBm+ iones:
AmBn mAn- + nBm+
tendrán un producto de solubilidad definido por:
KAB = [An-]m x [Bm+]n
2-2.10 Volumetría
Volumetría o análisis químico cuantitativo por medición de volúmenes, consiste
esencialmente en determinar el volumen de una solución de concentración conocida
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
67
(solución valorada) , que se requiere para la reacción cuantitativa, con un volumen
dado de solución de la sustancia en análisis
La solución de concentración conocida en equivalentes gramo por litro sé denomina
solución valorada. La cantidad de sustancia que se determina sé calcula conociendo el
volumen de la solución valorada empleada y aplicando las leyes de la equivalencia
química
V1 x N1 = V2 x N2 = numero de equivalentes (eq)
Las reacciones empleadas en volumétrica se dividen en tres clases principales:
a) Reacciones de neutralización, acidimetría y alcalimetría
b) Reacciones de precipitación y de formación de complejos
c) Reacciones de oxidación-reducción
2-3. ANALISIS QUIMICOS Y FISICOS QUIMICOS 2-3.1 Capacidad de Azul de Metileno (Intercambio Catiónico).
Es una indicación de la cantidad de arcillas reactivas (bentonita y/o sólidos de
perforación) presentes. La capacidad de azul de metileno da un estimado de la
capacidad de intercambio cationico (CEC) de los sólidos del fluido de perforación.
Se agrega solución de azul de metileno a una muestra de fluido de perforación (la
cual ha sido tratada con peroxido de hidrógeno y acidificada) hasta que se satura,
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
68
formándose una mancha azul alrededor de una gota de sólidos suspendidos
colocados en un papel de filtro.
El fluido de perforación frecuentemente contiene sustancias, además de las arcillas
reactivas, que adsorben azul de metileno. Un pretratamiento con peroxido de
hidrógeno se usa para eliminar los efectos de materiales orgánicos tales como
lignosulfonatos, lignitos, poliacrilatos, polímetros celulósicos, etc.
Equipos y reactivos
1. Solución de azul de metileno: que contenga 3,20 g de azul de metileno grado
reactivo (C16H18N3SCl) por litro.
2. Peróxido de hidrógeno: solución al 3% v/v
3. Jeringa: 2,5 o 3 mililitros
4. Bureta: 10 mililitros
5. Ácido sulfúrico diluido: aproximadamente 5N
6. Matraz Erlenmeyer: 250 mL
7. Plancha de calentamiento
8. Varilla de agitación
10. Papel de filtro whatman Nº 1 de 11 centímetros de diámetro, u otro equivalente
Procedimiento
1. Agregue 2 mL de fluido (o un volumen apropiado de fluido para requerir entre 2 y
10 mL de reactivo) a 10 mL de agua en el matraz Erlenmeyer. Agregue 15 mL de
peróxido de hidrógeno al 3% v/v y 0,5 mL de ácido sulfúrico 5N. Hierva
suavemente durante 10 minutos, sin dejar evaporar completamente la muestra.
Diluya hasta unos 50 mL, utilizando agua destilada.
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69
2. Agregue al matraz la solución de azul de metileno en incrementos de 0,5 mL.
Después de cada adición de 0,5 mL, agite el contenido del matraz durante unos 30
segundos. Mientras los sólidos están aún suspendidos, saque una gota del líquido
y colóquela sobre el papel de filtro. El punto final se alcanza cuando aparece un
anillo azul alrededor de los sólidos coloreados.
3. Cuando se detecta la coloración azul que se va propagando, agite el matraz durante
otros 2 minutos y coloque otra gota sobre el papel de filtro.
4. Si aún es evidente el anillo azul, esto significa que se alcanzó el punto final. Si no
aparece el anillo, continúe como se indicó en 3 hasta que 1 gota tomada después
de agitar 2 minutos muestre el anillo azul. Ver Fig. 2-13.
Fig. 2-13 Ensayos por gotas, titulación con azul de metileno
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70
5. Registre el intercambio catiónico del fluido como la capacidad de azul de metileno,
calculada de la manera siguiente:
mL de azul de metileno
Capacidad de azul de metileno = ---------------------------------
mL de fluido
Bentonita equivalente = 5 x capacidad de azul de metileno
2-3.2 Concentración Iónica de Hidrógeno (pH).
El valor de pH descrito anteriormente se puede determinar por los siguientes
métodos:
• Método Cintas de pH, las cintas de pH pueden ser de intervalo ancho, para
permitir una estimación del pH con una precisión de 0,5, o más de intervalo
estrecho, para una estimación del pH con una precisión de 0,2. Ver Fig. 2-14.
• Método pHmetro, donde se emplea un electrodo de vidrio. Este medidor de pH
consiste en un sistema de electrodo de vidrio, un amplificador electrónico y un
medidor calibrado en unidades de pH. Ver Fig. 2-15
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
71
Fig. 2-14 Cintas para medir pH Fig. 2-15 pHmetro portátil Procedimiento Cintas de pH 1. Coloque una cinta de papel indicador de 1 pulgada (25 mm) en la superficie del
fluido y espere hasta que el líquido haya mojado la superficie del papel y el color se
haya estabilizado (generalmente, no más de 30 segundos).
2. Compare el color en la parte del papel que ha estado en contacto con el fluido con
los patrones de color que vienen con la cinta y estime el pH del fluido.
3. Registe el pH del fluido con una precisión de 0,5 o 0,2, dependiendo de la escala de
la tabla de colores para el papel utilizado.
Procedimiento pHmetro 1. Realice los ajustes necesarios para normalizar el medidor con soluciones
amortiguadoras apropiadas, según las instrucciones que vienen con el instrumento.
2. Introduzca los electrodos en el fluido que se encuentra en un pequeño recipiente de
vidrio. Agite el fluido alrededor de los electrodos dándole vueltas al recipiente.
3. Mida el pH del fluido según las instrucciones que vienen con el instrumento. Una
vez que la lectura del medidor se mantenga constante, registre el pH con una
precisión de 0,1.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
72
Nota: Para una medición precisa del pH, el fluido de prueba, la solución amortiguadora y el electrodo de referencia deberán estar todos a la misma temperatura.
2-3.3 Alcalinidad (Pf, Mf, Pm y Contenido de Cal).
La alcalinidad se puede considerar como el poder neutralizante de ácidos de una
sustancia. En los análisis de los fluidos de perforación las medidas de alcalinidad
pueden ser hechas tanto al lodo completo (indicado con el subíndice m) como al
filtrado (indicado con el subíndice f). La información obtenida del análisis de
alcalinidad también sirve para calcular las concentraciones de iones oxidrilos (OH-)
bicarbonatos (HCO3-) y carbonatos (CO3
=) en el fluido de perforación.
Equipos y reactivos
1. Solución ácida valorada 0,02N (N/50): ácido sulfúrico o nítrico.
2. Solución indicadora de fenolftaleína: 1 g/100 mL de alcohol al 50%.
3. Solución indicadora de anaranjado de metilo: 0,1 g por cada 100 mL de agua.
4. Recipiente de titulación: 100 a 150 mL, preferiblemente blanco
5. Pipetas graduadas: 1 mL y 10 mL.
6. Pipeta volumetrica : 1 mL
7. Jeringa de 1 mL
8. Varilla de agitación
9. Medidor de pH de electrodo de vidrio (opcional)
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
73
Procedimiento Alcalinidad del filtrado Mediante este procedimiento determinamos:
Pf, definido como los mililitros, de ácido 0,02 N, requeridos para titular 1 mililitro de
filtrado del fluido de perforación al cambio de la fenoltaleina o pH 8,3
Mf, definido como los mililitros, de ácido 0,02 N, requeridos para titular 1 mililitro de
filtrado del fluido de perforación, desde el inicio de la titulación de alcalinidad hasta el
cambio del anaranjado de metilo o pH 4,3
1. Coloque 1 mL o más de filtrado en el recipiente de titulación. Agregue 2 o 3 gotas
de solución indicadora de fenolftaleína. Si el color del indicador cambia a rosado,
agregue ácido 0,02N (N/50) gota a gota, con la pipeta, mientras continúa
agitando, hasta que el color rosado apenas desaparezca. Si el color de la muestra
es tal que se enmascara el cambio de color del indicador, el punto final se toma
cuando el pH cae a 8,3, según lo que se mide con el electrodo de vidrio.
2. Registre Pf como el número de mL de ácido 0,02N (N/50) requeridos por mL
de filtrado.
3 A la muestra que ha sido titulada hasta el punto final Pf, agregue 2 o 3 gotas de
indicador de anaranjado de metilo. Agregue ácido, gota a gota, utilizando la pipeta,
mientras continúa agitando, hasta que el color del indicador cambie de amarillo a
rosado. Si el color de la muestra es tal que el cambio de color del indicador no
es evidente, el punto final se toma cuando el pH cae a 4,3, según lo que se mide
con el electrodo de vidrio.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
74
4. Registre Mf como los mL totales de ácido 0,02N (N/50) por mL de filtrado requeridos
para alcanzar el punto final con el anaranjado de metilo (incluyendo los requeridos
para el punto final Pf).
Alcalinidad del lodo
Mediante este procedimiento determinamos:
Pm, definido como los mililitros, de ácido 0,02 N, requeridos para titular 1 mililitro de
fluido de perforación al cambio de la fenoltaleina o pH 8,3
1. Lleve 1 mL de lodo al recipiente de titulación. Diluya la muestra de fluido con 25 a
50 mL de agua destilada. Agregue 4 o 5 gotas de indicador de fenolftaleína y,
mientras agita, titule rápidamente con ácido 0,02N (N/50), hasta que desaparezca
el color rosado. Si se enmascara el color de la muestra, el punto final se toma
cuando el pH caiga hasta 8,3, según lo que se mide con el electrodo de vidrio Si se
sospecha de contaminación con cemento, se debe hacer la titilación lo mas rápido
posible y el punto final es la primera desaparición del color rosado
2. Registre Pm como el número de mL de ácido 0,02 N (N/50) requeridos por mL de
fluido.
Estimado del contenido de Cal
1. Determine la alcalinidad de fenolftaleína del filtrado y el fluido, Pf y Pm.
2. Determine la fracción de volumen del agua en el fluido (Fw), dividiendo entre 100 el
% en volumen de agua obtenido con el ensayo de la retorta
3. Registre el contenido de cal del fluido:
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75
Cálculos
Cal, lbm/bl = 0.26 ( Pm – Fw Pf )
Cal, kg/m3 = 0.742 ( Pm – Fw Pf )
donde:
Fw = fracción de agua
Pm = alcalinidad a la fenoltaleina del fluido de perforación
Pf = alcalinidad a la fenoltaleina del filtrado
Las concentraciones de bicarbonato, carbonatos e hidróxido en solución en el fluido de
perforación puede estimarse usando la Tabla 2-2
Tabla 2-2 Cálculo de las concentraciones de hidróxido, carbonato y bicarbonato
CONCENTRACIONES DE DIFERENTES IONES (mg/L)Hidroxido Carbonato Bicarbonato
Pf = 0 0 0 1220 Mf
2Pf < Mf 0 1200Pf 1200(Mf - 2Pf)2Pf = Mf 0 1200Pf 02Pf > Mf 340(2Pf - Mf) 1200(Mf - Pf) 0Pf = Mf 340Mf 0 0
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76
Método alternativo (P1/P2) para determinación de la alcalinidad
Este método de titulación por retroceso fue desarrollado para superar los posibles
errores que se pudiesen cometer en la estimación del valor Mf en lodos que contienen
aditivos que pudiesen ser valorados como bicarbonatos en ese paso del análisis.
Equipos y reactivos
1. Solución ácida valorada 0,02N (N/50): ácido clorhídrico
2. Solución de hidróxido de sodio, 0,1 N (N/10).
3. Solución de cloruro de bario, 10% p/v
4. Indicador de fenolftaleína: 1 g/100 mL de alcohol al 50 % v/v
5. Agua desionizada.
6. Papel pH o medidor de pH con electrodo de vidrio.
7. Recipiente de valoración, 100 a 150 mL, preferiblemente blanco.
8. Pipetas: 1 mL, 2 mL y 10 mL.
9. Bureta automática: 25 mL
10. Cilindros graduados: 25 mL y 5 ó 10 mL.
11. Varilla de agitación.
Procedimiento P1
1. Determine la alcalinidad a la fenoltaleina del filtrado (Pf)
2. Mida 1 mL de filtrado dentro del recipiente de valoración y añada 24 mL de agua
desionizada.
3. Añada 2 mL de hidróxido de sodio 0,1 N y agite bien. Mida el pH con el papel pH o
el medidor de pH. Si el pH es 11,4 o mayor, pase a la siguiente etapa. Si el pH es
menor de 11,4, añada 2 mL más de hidróxido de sodio 0,1 N.
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4. Utilizando el cilindro graduado, mida 2 mL de cloruro de bario y añadalo al
recipiente de valoración. Añada 2 a 4 gotas de fenolftaleína, agitando
5. Valore inmediatamente la mezcla con ácido clorhídrico, hasta que el color rosado
empiece a desaparecer (o hasta obtener el pH 8,3 con el medidor de pH). El color
puede reaparecer después de poco tiempo; suspender la valoración.
6. Indique la alcalinidad, P1, como el volumen (mL) de ácido clorhídrico 0,02 N
requerido para valorar el punto final de fenolftaleína.
Procedimiento: P2 (en blanco)
1. Omita el filtrado, pero por lo demás repita el mismo procedimiento que fue ejecutado
para P1, utilizando exactamente las mismas cantidades de agua y reactivos. Valore
utilizando los mismos procedimientos que para P1.
2. Indique la alcalinidad, P2, como el volumen (mL) de ácido clorhídrico 0,02 N
requerido para valorar hasta el punto final de fenolftaleína.
Cálculos
Dentro de las limitaciones, las diferentes alcalinidades iónicas pueden ser calculadas
de la siguiente manera:
Cuando P1 > P2
OH– (mg/L) = 340 x (P1 – P2)
CO3=
(mg/L) = 1.200 x [Pf – (P1 – P2)]
Cuando P1 < P2
HCO3- (mg/L) = 1.220 x (P2 – P1)
CO3=
(mg/L) = 1.200 x Pf
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78
2-3.4 Prueba del Tren de Gas de Garrett (GGT) para Carbonatos. Este procedimiento utiliza el Tren de Gas de Garrett, analizando los carbonatos
solubles en una muestra de filtrado de un fluido de perforación base agua. El tubo
Dräger de CO2 responde al gas CO2 que pasa por él, volviéndose morado. La longitud
de la mancha depende principalmente de la cantidad de CO2 presente, pero también
es sensible al caudal y al volumen total de gas que pasa a través del tubo. Por lo tanto,
para obtener resultados más precisos, el gas que sale del tren de gas debe primero
ser capturado en una bolsa 1-L para permitir que el CO2 se mezcle uniformemente
con el gas portador. Los tubos Dräger de CO2 son muy sensibles al uso incorrecto. El
filtrado no debe contener sólidos. Por lo tanto se debe desechar el primer chorro de
filtrado, porque éste puede contener partículas de CaCO3 que pueden causar errores
por sobreestimación. Se hace pasar el contenido de la bolsa desde la bolsa a través
del tubo Dräger mediante 10 carreras de la bomba de mano Dräger. Esta técnica
producirá la aspiración de un volumen exacto de 1 litro de gas a través del tubo.
Equipos 1. Agua desionizada.
2. Antiespumante de alcohol octílico.
3. Ácido sulfúrico, aproximadamente 5 N, de calidad para reactivos.
4. Aparato del Tren de Gas de Garrett.
5. Tubo de análisis de CO2 Dräger, marcado “CO2 100/a” de 100 a 3.000 ppm. Factor
= 2,5 (verificar si el factor ha cambiado).
6. Bolsa de gas 1-L Dräger, nº 762425.
7. Bomba manual de vacío del “Detector de Múltiples Gases” Dräger.
8. Llave de paso de cristal, 8 mm, calibre de dos vías.
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79
9. Jeringas hipodérmicas: una de 10 mL con una aguja de calibre 21 (para el ácido),
una de 10 mL, una de 5 mL y una de 2,5 mL.
10. Cartuchos de gas N2O. También se puede usar gas de nitrógeno o helio en
botellas. Estos cartuchos no deben ser usados en ninguna otra prueba.
Procedimiento 1. Verifique que el tren esté limpio, seco y sobre una superficie nivelada.
2. Con el regulador aflojado, instale, como gas de arrastre; un cartucho de N2O o una
fuente de nitrógeno de alta pureza. No debe usar el aire comprimido ni un
cartucho de CO2.
3. Añada 20 mL de agua desionizada a la Cámara 1.
4. Añada 5 gotas de antiespumante a la Cámara 1.
5. Instale la parte superior sobre el tren de gas y apriete a mano uniformemente para
sellar todas las juntas tóricas.
6. Conecte el tubo flexible del regulador sobre el tubo de dispersión de la Cámara 1.
7. Pase gas de arrastre por 1 minuto para purgar el sistema y revisar si hay fugas
8. Vacíe completamente la bolsa de gas y simultáneamente revise el sistema por
fugas. Para hacer eso, conecte la bolsa de gas y la bomba Dräger usando la llave
de paso de dos vías (Utilice un tubo Dräger usado para hacer la conexión e inicie
con la bolsa completamente vacía) Presione completamente la bomba Dräger y
libérela. Cuando la bolsa esta completamente vacía y libre de fugas, la bomba
Dräger permanecerá desinflada por algunos minutos. Si se detecta fuga, es decir,
la bomba se infla revise la bomba y todas las conexiones. Para revisar la bomba
use un tubo Dräger nuevo, sin romper, colocándolo en la punta de la bomba, la
cual deberá permanecer desinflada después de haberla presionado, indicando que
no hay entrada de aire y por lo tanto esta en buenas condiciones
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
80
9. Inyecte una muestra de filtrado medida con precisión, según lo especificado en la
Tabla 2-3, dentro de la Cámara 1, usando la jeringa (ver la Fig. 2-16). Haga
circular el gas portador a través del tren durante 1 minuto, para purgar el aire del
sistema. Interrumpa el flujo de gas.
Fig. 2-16 Tren de Gas de Garrett (GGT) para Carbonatos
10. Instale un extremo de un tubo flexible dentro de la llave de cierre que está
conectada directamente dentro de la bolsa de gas. La bolsa de gas debe estar
completamente desinflada. Acople el otro extremo del tubo con el tubo de descarga
de la Cámara 3.
11. Inyecte lentamente 10 mL de ácido sulfúrico dentro de la Cámara 1 a través del
diafragma de caucho, utilizando la jeringa hipodérmica y la aguja. Agite con
cuidado el tren de gas para mezclar el ácido con la muestra en la Cámara 1.
12. Abra la llave de paso del lado de la bolsa de gas. Reanude lentamente el flujo de
gas de arrastre y deje que la bolsa se llene. Evite que se reviente la bolsa una vez
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
81
que esté llena, interrumpa el flujo de gas de arrastre y cierre la llave de paso. Pase
inmediatamente a la Etapa 13.
13. Retire el tubo de la descarga de la Cámara 3 e instale de nuevo en el lado
corriente arriba del tubo Dräger de CO2, después de desconectar las extremidades
del tubo Dräger (obsérvese que la flecha indica la dirección de flujo del gas).
Conecte la bomba manual Dräger al otro extremo del tubo Dräger.
14. Abra la llave de paso en la bolsa. Ejerciendo una presión con la mano, aprete
completamente la bomba manual y suéltela para que el gas salga de la bolsa y
pase a través del tubo Dräger. Opere la bomba manual dando 10 carreras, lo cual
debería esencialmente vaciar la bolsa de gas. Si se requiere mas de diez carreras
significa que hubo fugas, por lo tanto se debe repetir el análisis
15. La presencia de una mancha morada en el tubo Dräger significa que CO2 estaba
presente dentro de la bolsa de gas. Registe la longitud de la mancha en unidades
marcadas sobre el tubo Dräger.
Tabla 2-3 . Identificación del tubo drager, volumen de muestra y factor del tubo ha usarse para varios rangos de carbonato
Rango de Volumen Identificacion Factor de carbonato de muestra del tubo usado
(mg/L) (mL) tubo drager en el calculo25 - 750 10,0 CO2 100/a 2,5
50 - 1500 5,0 CO2 100/a 2,5100 a 1500 2,5 CO2 100/a 2,5250 a 7500 1,0 CO2 100/a 2,5
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
82
Cálculos
Usando el volumen de muestra medido, la longitud de la mancha morada del tubo
Dräger y el factor de tubo de 2,5 (ver la Tabla 2-3), calcule la cantidad de carbonatos
solubles en la muestra de filtrado usando la siguiente ecuación:
long. mancha del tubo x 2,5
Carbonatos (mg/L) = --------------------------------------
mL de muestra de filtrado
OBSERVACIÓN: El aparato del tren de gas DEBE ser limpiado después de cada uso
o el ácido utilizado causará daños graves al equipo. Para limpiar el tren de gas, retire
el tubo flexible y la parte superior. Lave las cámaras con agua caliente y un detergente
suave, utilizando un cepillo. Utilice un producto de limpieza para tubos para limpiar los
conductos entre las cámaras. Lave, enjuague y seque los tubos de dispersión
soplando aire o gas N2O. Enjuague la unidad con agua desionizada y deje que se
seque al aire. El óxido nitroso no se debe usar para ninguna otra prueba, o como
fuente de gas. Este gas puede producir una explosión si no se usa correctamente en
otras aplicaciones.
(NUNCA se debe usar como fuente de gas para la celda o filtración de Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP) – sólo el Tren de Gas de Garrett para carbonatos.)
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
83
2-3.5 Determinación del Contenido de Ión Cloruro (Cl-).
Mediante esta prueba se determina el contenido de cloruro en el fluido de perforación,
esto es muy importante en las áreas donde la sal puede contaminar el fluido de
perforación. Esta sal puede provenir del agua de preparación, sacos, capas
discontinuas, estratos o corrientes de agua salada.
Equipos y reactivos
1. Solución de nitrato de plata: que contenga 4,791 g/L (equivalente a 0,001 g de ión
cloruro por mililitro), la cual se deberá mantener, preferiblemente, en una botella
color ámbar.
2. Solución indicadora de cromato de potasio: 5 g/100 mL de agua.
3. Solución de ácido: ácido sulfúrico o nítrico 0,02N
4. Solución indicadora de fenolftaleína: 1 g/100 mL de alcohol al 50%.
5. Carbonato de calcio: precipitado, de grado químicamente puro.
6. Agua destilada
7. Pipetas graduadas: 1 mL y 10 mL
8. Recipiente de titulación: 100 a 150 mL, preferiblemente blanco.
9. Varilla de agitación
Procedimiento
1. Mida 1 mL o más de filtrado en el recipiente de titulación. Agregue 2 o 3 gotas de
solución de fenolftaleína. Si el color del indicador cambia a rosado, agregue el
ácido gota a gota, con la pipeta, mientras sigue agitando, hasta que el color
desaparezca. Si la coloración del filtrado es intensa, agregue 2 mL de ácido
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
84
sulfúrico o nítrico 0,02 normal (N/50) y agite. Ahora añada 1 g de carbonato de
calcio y agite.
2. Agregue 25 a 50 mL de agua destilada y 5 a 10 gotas de solución de cromato de
potasio. Agite de manera continua mientras agrega la solución patrón de nitrato de
plata gota a gota, con la pipeta, hasta que el color cambie de amarillo a rojo
naranja y se mantenga así durante 30 segundos. Registre el número de mL de
nitrato de plata requeridos para alcanzar el punto final. Si se emplean más de 10
mL de solución de nitrato de plata, repita la prueba con una muestra más pequeña
del filtrado.
Cálculos mL de nitrato de plata x 1000
Cloruro (mg/L) = ---------------------------------------
mL de filtrado
Nota: Si la concentración del ión cloruro en el filtrado excede 10.000 mg/L, se puede
utilizar una solución de nitrato de plata equivalente a 0,01 g de ión cloruro/mL.
En ese caso, el factor 1.000 en la ecuación anterior se substituye por 10.000.
2-3.6 Determinación de la dureza como calcio.
Determinación cualitativa de dureza total
La presencia de calcio y magnesio se puede determinar cualitativamente usando:
un tubo de ensayo y un gotero con solución saturada de oxalato de amonio, mediante
el procedimiento siguiente:
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
85
Coloque 1 mL de filtrado dentro del tubo de ensayo y añada unas gotas de oxalato de
amonio saturado. La formación de un precipitado blanco indica la presencia de calcio.
Determinación cuantitativa de la dureza total
La determinación cuantitativa de la dureza total se hace titulando los iones calcio y
magnesio con una solución de ácido etilendiamintetracetico a pH 10, usando camalgita
como indicador el cual tiene un cambio de rojo a azul.
Equipos y Reactivos 1. Solución estandarizada de EDTA 0,02 normal
2. Amortiguador de dureza: 67,5 gramos de cloruro de amonio y 570 mililitros de
hidróxido de amonio diluidos hasta un litro con agua destilada.
3. Indicador de dureza: 1 gramo por litro de camalgita o equivalente, acido 1-(1-
hidroxi-4-metil-2-fenilazo)-2-naftol-4-sulfónico en agua destilada.
4. Agua destilada
5. Pipetas serológicas: 10 mL y 5 mL.
6. Cápsula para titulación
7. Pipetas volumétricas:1 mL, 2 mL y 5 mL
8. Plancha de calentamiento (se requiere si el filtrado presenta un color oscuro)
9. Ácido acético glacial
10. Solución de hipoclorito de sodio: al 5,25 % p/v en agua desionizada
11.Agente de enmascaramiento: mezcla 1:1:2 en volumen de trietanolamina:
tetraetilenpentamina: agua
12. Papel pH
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
86
El agua desionizada y la solución de hipoclorito de sodio deben ser analizada para
dureza, usando 50 mL de agua desionizada con 10 mL de hipoclorito, siguiendo el
procedimiento que se menciona abajo y de encontrarse se debe corregir el valor de la
dureza encontrado
Procedimiento
1. Con la pipeta, lleve 1 mL de filtrado del fluido a una cápsula de titulación. Si el
filtrado es transparente o con una coloración muy ligera, omita los pasos 2 al 5.
2. Agregue 10 mL de hipoclorito y mezcle.
3. Agregue 1 mL de ácido acético y mezcle.
4. Hierva durante 5 minutos. Mantenga el volumen agregando agua desionizada. Se
necesita hervir para remover exceso de cloro. La ausencia de cloro puede ser
verificada introduciendo la cinta de papel pH en la muestra. Si el papel es
decolorado se necesita continuar hirviendo la muestra
Nota: trabaje en una área adecuadamente ventilada
5. Enfríe y lave los lados del vaso de precipitados con agua desionizada.
6. Diluya hasta 50 mL con agua desionizada
7. Agregue unos 2 mililitros de amortiguador de dureza y entre 2 y 6 gotas de
indicador de dureza.
8. Titule con la solución de EDTA 0,02 N, agitando el contenido de la cápsula de
titulación hasta que el color del indicador cambie de vino tinto a azul.
Nota: La existencia de hierro soluble puede interferir en la determinación del punto final. Esto se puede evitar añadiendo 1 mL de agente de enmascaramiento por cada titulación
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87
Cálculos mL de EDTA x 400
Dureza total como calcio (mg/L) = --------------------------
mL de filtrado
Determinación del Calcio sólo en el filtrado de fluido
La determinación cuantitativa de el calcio solo se hace titulando los iones calcio, con
una solución de EDTA, después de precipitar los iones magnesio a pH 12-13, usando
calver II como indicador el cual tiene un cambio de violeta a púrpura.
Equipos y Reactivos para calcio 1. Solución estandarizada de EDTA 0,02 normal
2. Solución de NaOH: 1 normal
3. Indicador de calcio: calver II o azul de hidroxinaftol
4. Ácido acético glacial
5. Cápsula de titulación o vaso de precipitados
6. Pipetas volumétricas: 1 mL, 2 mL y 5 mL
7. Pipetas graduadas; 1 mL, y 5 mL
8. Plancha calentadora
9. Agente de enmascaramiento: mezcla 1:1:2 en volumen de trietanolamina:
tetraetilenpentamina: agua
10 Paper pH
11 Cilindro graduado: 50 mL
12. Solución de hipoclorito de sodio: al 5,25 % p/v en agua desionizada
13. Agua desionizada
14. Cuchara
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88
El agua desionizada y la solución de hipoclorito de sodio deben ser analizada para
dureza calcica, usando 50 mL de agua desionizada con 10 mL de hipoclorito,
siguiendo el procedimiento que se menciona abajo y de encontrarse se debe corregir
el valor de la dureza encontrado
Procedimiento 1. Con la pipeta, lleve 1 a 2 mL de filtrado del fluido a una cápsula de
titulación o a un vaso de precipitados. Si el filtrado no tiene color o presenta una
ligera coloración, omita los pasos 2 al 5.
2. Agregue 10 mL de hipoclorito y mezcle
3. Agregue 1 mL de ácido acético y mezcle
4 Hierva durante 5 minutos. Mantenga el volumen agregando agua desionizada.
5. Enfríe y lave los lados del vaso de precipitados con agua desionizada.
6. Diluya con 25 a 50 mL de agua desionizada
7. Agregue 3 mL de NaOH 1N o suficiente para obtener un pH de 12-13.
8. Agregue 1 cucharada de indicador de calcio (azul de hidroxinaftol-no utilice el
indicador de dureza total o amortiguador). Si hay Ca++ presente, el color de la
solución cambiará a rosado
9. Agregue 1 mL de agente de enmascaramiento de trietanolamina y mezcle.
10. Titule la muestra con solución de EDTA 0,02 N hasta lograr un color purpura, el
cual es el punto final.
Cálculos mL de EDTA x 400
Dureza como calcio (mg/L) = -----------------------------
mL de filtrado
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Determinación del Magnesio El contenido de magnesio en el filtrado se puede calcular multiplicando por 0,6075 el
valor de calcio obtenido para la dureza total, expresada como mg/L de calcio menos el
contenido de calcio, obtenido en la determinación de calcio, también expresado como
mg/L .
El factor 0,6075 se obtiene de la división del peso atómico del magnesio entre el peso
atómico del calcio.
2-3.7 Sulfato El ion sulfato se encuentra en muchas aguas naturales. La anhidrita (sulfato de calcio)
se consigue al perforar en algunas áreas y su incorporación en el fluido de perforación
puede traer problemas de alta viscosidad y control de filtrado; razón por la cual es
necesario detectarlo. Cualitativamente detectamos el sulfato como se indica a
continuación:
Equipos y reactivos 1. Tubo de ensayo.
2. Gotero con solución de cloruro de bario de 10% p/v (VENENO. No pipetar con la boca.). 3. Gotero con ácido nítrico fuerte.
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Procedimiento 1. Coloque aproximadamente 3 mL de filtrado dentro de un tubo de ensayo.
2. Añada unas cuantas gotas de solución de cloruro de bario. La formación de un
precipitado blanco indica la presencia de sulfatos y/o carbonatos. Añada unas
cuantas gotas de ácido nítrico concentrado. Si el precipitado se disuelve, se trata
de carbonato; si no, se trata de sulfato.
3. Registre la cantidad de precipitado que queda después del tratamiento con ácido
como cantidad ligera, mediana o pesada.
Sulfato de calcio
Cuando se esta usando un sistema de fluido dispersante/yeso es necesario conocer
cuanto yeso hay disponible en el sistema
Equipos y reactivos
1. Solución estandarizada de EDTA 0,02 normal
2. Solución de NaOH 1normal
3. Indicador de calcio: calver II o azul de hidroxinaftol
4. Ácido acético glacial.
5. Agente de Enmascaramiento: mezcla de 1:1:2 en volumen de trietanolamina:
tetraetilenopentamina: agua.
6. Solución de hipoclorito de sodio: al 5,25 % p/v en agua desionizada
7. Agua desionizada
8. Recipiente de valoración, 150 mL.
9. Balón aforado de 250 mL
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91
10. Pipetas volumétricas: 1 mL, 5 mL y 10 mL.
11. Pipetas graduadas: 1 mL, 5 mL y 10 mL.
12. Plancha calentadora.
13. Papel pH
14. Cilindros graduados: 10 y 50 mL
15. Retorta
Procedimiento 1. Añada 5 mL de lodo en el balón aforado de 250 mL y enrase con agua desionizada.
2. Filtre con el filtro prensa, desechando la primera porción turbia de filtrado y
guardando solamente el filtrado claro.
3. Tome 10 mL de filtrado y titúlelo con EDTA siguiendo el procedimiento usado en la
determinación de calcio (ver 2-3.6). Registre el número de mL de solución de
EDTA usados como Vt.
4. Limpie el recipiente de valoración y añada aproximadamente 20 mL de agua.
5. Añada 1 mL de filtrado del lodo obtenido en la determinación de perdida de filtrado
API y titúlelo con EDTA siguiendo el procedimiento usado en la determinación de
calcio (ver 2-3.6) . Registre el número de mL de solución de EDTA usados como
Vf
6. Determine la fracción de volumen del agua en el fluido (FW), dividiendo entre 100 el
% en volumen de agua obtenido con el ensayo de la retorta (ver 2-1.6)
Cálculos CaSO4 total (lbm/bl) = 2,38 x Vt
CaSO4 disponible (lbm/bl) = 2,38 x Vt – 0,48 x Fw x Vf
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donde:
Vt = Número de mL de solución de EDTA 0,02 N utilizados para valorar
10 mL de filtrado claro en la Etapa 3.
Vf = Número de mL de solución de Versenato Estándar utilizados para valorar
1 mL de filtrado de lodo en la Etapa 5.
FW = Fracción de agua dulce del lodo
2-3.8 Potasio (K+). Cuando es necesario determinar la concentración iónica de potasio, cualquiera de los
siguientes procedimientos puede ser utilizado eficazmente.
Concentración de potasio menor de 5.000 mg/L (método de STPB)
El ión potasio se titula por retroceso agregando un volumen conocido de solución
estándar de tetrafenilborato de sodio y titulando el exceso con una sal de amonio
cuaternaria (QAS).
Equipos y reactivos 1. Solución estándar de tetrafenilborato de sodio (STPB) (342,22 g/mol) 8,754 g en
800 mL de agua desionizada. Agregue 10 a 12 g de hidróxido de aluminio, agite
por 10 minutos y filtre. Añada 2 mL de hidróxido de sodio al 20 % p/p al filtrado y
diluya a 1 L con agua desionizada .
2. Solución de sal amónica cuaternaria (QAS), bromuro amónico de
hexadeciltrimetilo (364,45 g/mol) 1,165 g/500 mL de agua desionizada.
3. Solución de hidróxido de sodio (NaOH) (20%); 20 g/80 mL de agua desionizada.
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4. Indicador de azul de bromofenol. 0,04 g/3 mL de NaOH 0,1 N diluido a 100 mL con
agua desionizada.
5. Pipetas graduadas; 2 mL con subdivisiones de 0,01 mL, 5 mL y 10 mL
6. Cilindros graduados: 25 mL y 100 mL.
7. Embudo: 100 mL.
8. Papel de filtro.
9. Vasos de precipitado: 250 mL
10. Agua destilada o desionizada
Procedimiento
1. Coloque la cantidad apropiada de filtrado dentro de un cilindro graduado de 100 mL,
utilizando la Tabla 2-4 para determinar el tamaño de la muestra. Utilice una pipeta
para medir la cantidad de filtrado y/o muestra diluida.
Tabla 2-4 Tamaño de la muestra de Potasio
2. Añada 4 mL de NaOH con una pipeta de 5 mL, 25 mL de solución de STPB medida
con un cilindro graduado de 25 mL, y suficiente agua desionizada para aumentar el
nivel de la solución hasta la marca de 100 mL.
3. Mezcle y deje reposar durante 10 minutos.
4. Filtre dentro de un cilindro graduado limpio de 100 mL. Si el filtrado está turbio, la
solución debe ser filtrada de nuevo.
Rango de concentracion Filtrado KCL (Lbm/bl) K+ (mg/L) (mL)
0,2 - 1,3 250 - 2.000 .10,01,3 - 2,7 2.000 - 4.000 .5,02,7 - 6,7 4.000 - 10.000 .2,0
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5. Transfiera 25 mL de filtrado claro (medido con un cilindro de 25 mL) dentro de un
vaso de precipitado de 250 mL.
6. Añada 15 gotas de indicador de azul de bromofenol.
7. Valore con la solución de QAS hasta que el color cambie de morado-azul a azul
claro.
8. Registre el volumen (mL) de solución de QAS utilizado.
Nota: Es importante verificar mensualmente la concentración de la solución de QAS contra la concentración de STPB. Para determinar la relación de concentración, diluya 2 mL de la solución de STPB con 50 mL de agua desionizada. Agréguele 2 mL de NaOH al 20 % y 10 a 20 gotas de indicador azul de bromofenol. Titule con la solución de QAS hasta que el color cambia de morado-azul a azul claro Relación QAS/STPB = mL de QAS ÷ 2
Si la relación es diferente de 4,0 ± 0,05, ésta debe usarse como factor de corrección
en el cálculo de mg/l K+.
Factor de corrección (CF) = 8/QAS(mL)
Cálculos
(25 – mL de QAS) x 1.000
K+ (mg/L) = ------------------------------------
mL de filtrado
Si se requiere aplicar el factor de corrección:
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( mL de QAS x 4)
25000 – ----------------------------------- x 1000
( relación QAS/STPB )
K+ (mg/L) = -------------------------------------------------------------------
mL de filtrado
Concentración de potasio mayor de 5.000 mg/L (método NaClO4)
El potasio es precipitado en un tubo de centrífuga como perclorato de potasio. Luego
se mide el volumen del precipitado y se compara con una curva de calibración
estándar.
Equipos y reactivos 1. Solución de perclorato de sodio: 150,0 g de NaClO4 por 100 mL de agua destilada.
OBSERVACIÓN: El perclorato de sodio es explosivo en estado seco si se calienta a altas temperaturas o si entra en contacto con agentes reductores orgánicos. El perclorato no es peligroso si se mantiene mojado con agua. Se descompondrá inofensivamente si se dispersa en un cubo de agua y es luego eliminado de manera apropiada.
2. Solución estándar de cloruro de potasio, 14,0 g de KCl llevados a 100 mL con agua
destilada.
3. Tubos centrífugos clínicos de 10 mL, de tipo Kolmer solamente; Corning 8360.
4. Centrífuga, cabeza de rotor de oscilación horizontal (manual o eléctrica), capaz de
producir aproximadamente 1.800 RPM.
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96
5. Curva de calibración estándar para cloruro de potasio.
Preparación 1. Calibración de la centrífuga.
a. Si se usa la centrífuga eléctrica, calibre a 1.800 RPM usando el reostato.
b. Si se usa la centrífuga manual, una velocidad relativamente constante de 1.800
RPM puede ser obtenida de la siguiente manera:
• Determine el número de revoluciones del rotor por cada vuelta de la
manivela; i.e. gire muy lentamente la manivela y cuente el número de
revoluciones de la cabeza del rotor durante una vuelta de la manivela.
• Determine el número de vueltas de la manivela requeridas para obtener
1.800 revoluciones de la cabeza del rotor.
• Para mantener una velocidad constante durante 1 minuto, tome el número
requerido de vueltas de la manivela y divídalo por 12. Esto indicará las vueltas
de la manivela requeridas por cada periodo de 5 segundos.
• Ahora, observe la segunda aguja de su reloj. Empiece a accionar la manivela
rápidamente y cuente el número de vueltas de la manivela en 5 segundos. Si el
número es mayor de 10, reduzca un poco la velocidad y cuente las vueltas
durante otro periodo de 5 segundos. Siga ajustando la velocidad hasta que
obtenga el número de vueltas requerido y que logre mantener ese ritmo
con total naturalidad.
2. Preparación de la curva de calibración para cloruro de potasio (ver la Fig. 2-17)
• Prepare soluciones patrones cubriendo la gama de 1 a 8% KCl, añadiendo
0,5, 1, 1,5 y 2,5 mL de la solucion estandar de cloruro de potasio (para cada
3,5 lbm/bl) al tubo centrífugo y diluya hasta 7 mL con agua destilada.
• Añada 3 mL de solución de perclorato de sodio a cada tubo.
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97
• Centrifugue durante 1 minuto a 1.800 RPM y lea inmediatamente el volumen de
precipitado.
• Enjuague los tubos y deseche el líquido de una manera apropiada.
• Trace el volumen (mL) de precipitado en relación con el contenido de cloruro
de potasio (lbm/bl) en el gráfico rectangular.
Procedimiento 1. Mida la cantidad apropiada de filtrado, ver la Tabla 2-5, dentro del tubo centrífugo y
diluya hasta 7 mL con agua desionizada.. Añada 3 mL de solución de perclorato de
sodio al tubo (si el potasio está presente, la precipitación ocurre inmediatamente).
¡NO AGITE! Centrifugue a una velocidad constante de aproximadamente 1.800
RPM, durante 1 minuto, y lea inmediatamente el volumen de precipitado. Enjuague
el precipitado del tubo dentro de un cubo de agua.
Tabla 2-5 Tamaño de la muestra de Potasio
OBSERVACIÓN: Para asegurarse que todo el potasio ha sido eliminado, añada 2 a 3 gotas de perclorato de sodio al tubo centrífugo después de centrifugar. La formación de un precipitado significa que no se midió la cantidad total de iones potasio; en este caso, se debe repetir el ensayo con otra muestra según la Tabla 2-5.
Rango de concentracion Filtrado KCL (Lbm/bl) K+ (mg/L) (mL)
3,5 - 18 5.250 - 27.000 .7,018 - 35 27.000 - 52.500 .3,535 - 70 52.500 - 105.000 .2,0
> 70 > 105.000 .1,0
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2. Determine la concentración de cloruro de potasio comparando el volumen de
precipitado medido con la curva normal (ver la Fig. 2-17).
3. Registre la concentración de potasio como lbm/bl de KCl o kg/m3.
Fig. 2-17 Precipitado de NaClO4 Vs KCl
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99
Cálculos La concentración de potasio también se puede registrar como % en peso de KCl.
lbm/bl
KCl (% en peso) = -----------
3,5
lbm/bl x 2,853 = kg/m3 K+ (mg/L) = 1,500 x KCl (lbm/bl)
Si la concentración de KCl excede 21 lbm/bl, se puede mejorar la precisión
2-3.9 Sulfuro de hidrógeno (H2S)
La concentración de sulfuro solubles en un fluido de perforación se puede determinar
mediante la acidificación de una muestra de lodo, dentro de un tren de Garret, para
convertir los sulfuro y bisulfuros en sulfuro de hidrogeno, el cual es desplazado del
liquido por una corriente de gas inerte que lo hace pasar a través de una ampolla
drager sensible al H2S, cuantificándose la cantidad de sulfuros en la longitud
coloreada de la ampolla.
Una forma cualitativa de detectar la presencia o no del sulfuros en el lodo es usando
discos de papel de acetato de plomo en lugar de las ampollas drager, en la salida del
tren de Garret,
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
100
Equipos 1. Tren de Garret y accesorios.
2. Tubos Dräger de análisis de H2S:
a) H2S 100/a de baja gama (marcado de 100 a 2.000) .
b) H2S de 0,2%/A de alta gama (marcado de 0,2 a 7%)
3. Gas de arrastre, inerte al H2S, ácidos y reactivos de las ampollas drager. Se prefiere
nitrógeno pero se acepta CO2
4. Discos de papel de acetato de plomo (opcionales).
5. Ácido sulfúrico, aproximadamente 5 N
6. Antiespumante de octanol.
7. Jeringas hipodérmicas: 2,5 mL, 5 mL y 10 mL
8. Aguja hipodérmica de 38 mm , calibre 21
Procedimiento 1. El tren de gas, Fig. 2-16, debe estar limpio, seco y sobre una superficie nivelada,
visto que los conductos deben estar limpios y la humedad puede causar la flotación
irregular de la bola del medidor de caudal.
2. Añada 20 mL de agua desionizada a la Cámara 1.
3. Añada 5 gotas de antiespumante a la Cámara 1.
4. Utilizando la Tabla 6, seleccione el volumen de muestra y el tubo Dräger correctos
para la gama de sulfuro esperada. Rompa la punta de cada extremo del tubo.
5. Instale el tubo con la flecha dirigida hacia abajo en el receptáculo perforado en la
esquina del tren. Además, instale el tubo medidor de caudal limpio y seco, con la
palabra “TOP” hacia arriba, y la bola dentro del receptáculo perforado en el costado
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
101
del tren. Verifique que las juntas tóricas proporcionen un sello hermético alrededor
de ambos tubos una vez que hayan sido introducidos.
Tabla 2-6 Identificación del tubo drager, volumen de muestra y factor del tubo ha usarse para varios rangos de sulfuro
6. Coloque una cantidad medida de filtrado dentro de la Cámara 1. Las Cámaras 2 y 3
permanecen vacías y sirven de trampas de espuma.
7. Coloque las juntas tóricas en las ranuras de la cámara e instale la parte superior del
tren de gas. Apriete uniformemente a mano todos los tornillos para sellar el tren.
8. Acople la tubería flexible al tubo de dispersión y al tubo Dräger. No es necesario
que la tubería esté sujetada a los tubos con abrazaderas, lo cual permitirá aliviar la
presión en caso de sobrepresión.
9. Ajuste el tubo de dispersión hasta aproximadamente 0,5 cm encima del fondo.
10. Haga circular el gas de arrastre lentamente durante 30 segundos, para purgar el
aire del sistema y revisar las fugas, e interrumpa la circulación. Inicie lentamente
la circulación del gas para evitar que la bola sea expulsada del tubo medidor de
Rango de Volumen Identificacion Factor de Sulfuro de muestra del tubo usado(mg/L) (mL) tubo drager en el calculo1,2 - 24 10,0 H2S 100/a 0,1331,5 - 48 5,0 H2S 100/a 0,1334,8 - 96 2,5 H2S 100/a 0,133
60 -1.020 10,0 H2S 0,2 %/A 1330120 -2.040 5,0 H2S 0,2 %/A 1330240 - 4.080 2,5 H2S 0,2 %/A 1330
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
102
caudal. Usted también puede tapar el tubo suavemente con un dedo para evitar
que se pierda la bola.
11. Inyecte lentamente 10 mL de ácido sulfúrico dentro de la Cámara 1 a través del
diafragma de caucho, utilizando la jeringa hipodérmica y la aguja.
12..Reinicie inmediatamente la circulación del gas de arrastre. Ajuste el caudal de
manera que la bola del tubo medidor de caudal esté entre las líneas rojas (200 a
400 cm3/min). Un cartucho de CO2 debería proporcionar una circulación de 15 a 20
minutos con este caudal.
13 Siga circulando por un tiempo total de 15 minutos. Registre la longitud oscurecida
máxima antes de que el “frente” precedente empiece a manchar. Usando los tubos
de alta gama y los sulfitos en el filtrado, se puede observar un color anaranjado. La
región naranja debe ser ignorada cuando se registra la longitud oscurecida.
14 Para tener una mejor exactitud el tubo Dräger debe estar oscurecido mas de la
mitad de su longitud, razón por la cual se debe usar el volumen de muestra
apropiado
15. El tren de gas DEBE ser limpiado para evitar daños permanentes causados por el
ácido utilizado. Para limpiar, retire la tubería flexible y la parte superior del tren
16. Retire el medidor de caudal y el tubo Dräger y obture los agujeros con tapones
para mantenerlos secos.
17. Lave las cámaras con un detergente suave y un cepillo blando. Utilice un
producto de limpieza para tubos para limpiar los conductos entre las cámaras.
Enjuague la unidad con agua desionizada y deje que se seque al aire.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
103
Cálculos Utilizando el volumen de la muestra, la longitud oscurecida máxima del tubo Dräger y
los factores, calcular la concentración de sulfuro en la muestra:
Longitud oscurecida x factor de tubo
Sulfuro (mg/L) = --------------------------------------------------------
mL de muestra
2-3.10 Determinación del Punto de Anilina.
El punto de anilina es la temperatura (o F) a la cual una mezcla, en cantidades iguales,
de aceite y anilina fresca (pura), son miscibles y tienen un aspecto claro dentro de un
tubo. En la Fig. 2-18 se muestra el equipo usado para la determinación del punto de
anilina.
Cuando el aceite Diesel era muy usado como aditivo en los lodos, se prefería un
número próximo a 150 o F. Un número más bajo podía indicar un riesgo de ataque de
los compuestos de caucho/elastómero en contacto con el fluido de perforación. La
anilina es un producto químico orgánico aromático, y los aceites de naturaleza similar
tendrían un punto de anilina bajo (indeseable).
Equipos y reactivos 1. Reactivo de anilina, pura.
2. Tubo de ensayo de vidrio Pyrex.
3. Alambre en espiral a través del tapón para agitar.
4. Termómetro, 0 a 220 ºF.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
104
5. Fuente de calor.
Fig. 2-18 Aparato para determinar punto de anilina Procedimiento 1. Dentro del tubo de ensayo limpio y seco, añada volúmenes iguales de aceite y
anilina.
2. Coloque el tapón con el agitador y el termómetro dentro del cuello del tubo.
3 Agitando, caliente la mezcla hasta que pase de una fase turbia a una fase miscible /
clara.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
105
3. Retire la fuente de calor y continué hasta que la mezcla se vuelva ligeramente
turbia. Lea la temperatura en ese momento y regístrela como punto de anilina.
CUIDADO: La anilina es un producto químico venenoso y se sugiere tomar precauciones extremas al manejarlo. Evite el contacto entre el producto químico y el cuerpo, las manos, etc., y la ropa. En caso de contacto grave, enjuáguese con agua durante aproximadamente 15 minutos, mientras se llama a un médico para obtener instrucciones. 2-3.11 Actividad de la fase acuosa por electrohigrometro
Este procedimiento describe la medida de la humedad relativa en un espacio de aire
cerrado sobre un lodo base aceite, usando un higrómetro, y la humedad relativa a la
actividad del agua emulsionada.
La actividad es una medida del potencial químico o habilidad de reacción de los
compuestos químicos, en este caso agua. La estabilidad del hoyo en arcillas sensibles
al agua puede ser correlacionada con los cambios en la actividad del agua
emulsificada en fluidos base aceite.
La abundancia de partículas cargadas, superficies e iones en las arcillas reduce la
actividad del agua y aumenta la tendencia de las arcillas para absorber agua. El agua
migrara a través de una membrana semipermeable de una región de baja salinidad
(alta actividad) a una de alta salinidad (baja actividad). La capa de aceite que rodea las
gotas de agua en un fluido base aceite constituyen la membrana semipermeable a
través de la cual pudiese pasar el agua por osmosis.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
106
La transferencia de agua desde un fluido base aceite se puede prevenir disolviéndole
sal en el agua emulsionada. La sal baja la actividad en la fase acuosa, reduciendo asi
la tendencia del agua a ser absorbida por las arcillas. La transferencia del agua a las
arcillas se elimina cuando la actividad del agua se reduce a un valor menor o igual que
la de las arcillas expuestas. Las condiciones del hoyo y textura de los ripios sirven de
guía para un ajuste apropiado de la actividad
El cloruro de calcio es la sal mas eficiente, comúnmente usada para reducir la
actividad del agua en los fluidos base aceite. La Tabla 2-7 muestra la actividad de
soluciones de cloruro de calcio en función de la concentración del cloruro de calcio.
Las salmueras que tienen determinada actividad la conservaran aun emulsionadas en
el aceite. La actividad de la fase acuosa de un fluido base aceite cambia por
evaporación o agregado de agua, o por incorporación mediante la disolución de otras
sales solubles.
Tabla 2- 7. Actividad en función de la concentración de CaCl2
CaCl2 anhidro Actividad(% peso) del agua
9,33 0,9514,95 0,9019,03 0,8522,25 0,8024,95 0,7527,40 0,7029,64 0,6531,73 0,6033,71 0,5535,64 0,5037,61 0,4539,62 0,4041,83 0,3544,36 0,30
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Equipos y reactivos
a) Medidor portátil de humedad relativa, electrohigrometro, Fig. 2-19, con las
siguientes especificaciones:
• Sensor de humedad relativa adecuado para colocarlo en el espacio vacío,
sobre la superficie de la muestra
• El instrumento debería indicar dentro del 10 % de la actividad verdadera dentro
de los primeros 80 minutos, cuando se mide la actividad
• La respuesta lineal del instrumento debería ser tal que el coeficiente de
correlación entre las publicaciones estándar de las actividades de las
salmueras y las humedades relativas, que se miden con el instrumento, sea
mayor de 0,95
b) Termómetro 32-220 ºF (0-105 ºC)
c) Soluciones saturadas de las sales siguientes:
Sal aw Gramos de sal por 100 mL de agua
Cloruro de calcio 0,295 100
Nitrato de calcio 0,505 200
Cloruro de sodio 0,753 200
Nitrato de potasio 0,938 200
Cada solución de sal debería ser preparada agregando los gramos de sal a 100
mL de agua destilada o deionizada, agitar por 80 minutos, a temperatura entre 150
y 200 ºF (66-93 ºC), luego enfriar a temperatura entre 75 – 80 ºF (24-72 ºC).
Después del equilibrio debería aparecer una fase sólida. Si no se ven cristales,
agregue algo de la misma sal sólida para inducir la precipitación. Frecuentemente
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
108
se requiere hacer esto con la sal de cloruro de calcio. Se recomiendan sales de
grado reactivo. Sin embargo, si es necesario, se puede usar cloruro de sodio o
cloruro de calcio de grado industrial.
d) Envases boca ancha, de aproximadamente 150 mL, Fig. 2-20, el cual dará un área
superficial de aproximadamente 38 cm2. El envase debería tener una tapa de
elastómero flexible para sellar alrededor del sensor y evitar la entrada de aire.
e) Una cobertura aislante para mantener la temperatura constante de los envases
boca ancha o un baño de agua termostatado.
f) Papel milimetrado
Fig. 2-19 Electro higrómetro
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109
Fig. 2-20 Envase para medir humedad relativa
Procedimiento de calibración del higrómetro
1. Prepare cada salmuera de humedad relativa estándar. Un total de 40 mL es
suficiente. Mantenga los envases con las muestras bien selladas para evitar
contaminación, evaporación o derrames.
2. Deseque el sensor en un envase con cloruro de calcio anhidro (También puede usar
sulfato de calcio, drierite o silica gel)
3. Coloque el sensor en el espacio aéreo sobre la sal desecante. Espere entre 10 y 15
minutos. La lectura de humedad relativa (HR) del instrumento indicara que el
sensor esta seco porque será 24 % o menos.
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110
Nota: Mantenga un a distancia de ½ pulgada entre el sensor y la superficie de la sal desecante y mantenga la misma distancia para las soluciones salinas y las muestras de fluido.
4. Transfiera el sensor a la muestra estándar de mas baja actividad, y déjelo por 30
minutos para que alcance el equilibrio, anote la temperatura y la HR
5. Transfiera el sensor a las otras muestras estándar en orden creciente de actividad,
30 minutos para que alcance el equilibrio, anote la temperatura y la HR
6. Grafique la HR Vs aw en el papel milimetrado
Procedimiento para medir la actividad del lodo base aceite
1. Deseque el sensor como se indica arriba en los pasos 2 y 3
2. Coloque la muestra del fluido, 40 mL, en el envase
3. Inserte el sensor en el espacio aéreo, ½ pulgada por encima de la superficie del
lodo. La muestra debe estar a la misma temperatura que se hizo la curva de
calibración
4. Encienda el higrómetro, espere 30 minutos y mida la HR
Cálculos
Usando el valor de HR y el grafico construido en el paso 6 del punto anterior determine
la aw del fluido y anótela
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2-3.12 Alcalinidad (VSA) La alcalinidad de un lodo base aceite se determina rompiendo la emulsión y valorando
rápidamente la mezcla hasta el primer cambio de color o el punto final. El volumen
(mL) de ácido sulfúrico 0,1 N usado en la valoración por mL de lodo constituye la
alcalinidad del lodo o VSA
Equipos y reactivos 1. Equipo de valoración (agitador magnético o agitador Hamilton Beach).
2. Pipeta de 5 mL.
3. Frasco de conservas de 16 oz., vaso de precipitado de 500 mL o equivalente.
4. Propilen glicol normal propil eter (PNP)
5. Indicador de Fenolftaleína.
6. Solución de ácido sulfúrico, 0,1N H2SO4.
Procedimiento 1. Coloque 100 mL de PNP dentro del frasco de vidrio. Llene una jeringa de 5 mL con
lodo entero hasta exceder la marca de 3 mL.
2. Disipe 2 mL de lodo base aceite dentro del solvente y añada 200 ml de agua
destilada.
3 Añada 15 gotas de fenolftaleína
4 Agite rápidamente con un agitador magnético, un agitador Hamilton Beach o
cualquier agitador equivalente.
5 Al agitar, valore lentamente con H2SO4 0,1N hasta que el color rosa desaparezca.
Siga agitando, y si el color rosa no reaparece dentro de un minuto, deje de agitar.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
112
Puede que sea necesario dejar de agitar y esperar que la mezcla se separe en dos
fases para que el color pueda ser observado con más claridad en la fase acuosa.
6. Deje reposar la muestra durante 5 minutos. Si el color rosa no reaparece, el punto
final ha sido alcanzado. Si el color rosa reaparece, valore otra vez con ácido
sulfúrico. Si el color rosa reaparece por tercera vez, valore de nuevo. No se debe
valorar después de la tercera vez.
Cálculos.
VSA = mL de H2SO4 0,1N por mL de lodo.
Exceso de cal (lbm/bl) = VSA x 1,295.
2-3.13 Cloruros en el Lodo Entero (ClOM )
Con este método se determina el volumen de nitrato de plata estándar requerido para
titular los cloruros y otros haluros que se encuentran en un lodo base aceite. Se
analiza la misma muestra usada en la determinación de alcalinidad
Reactivos 1. Indicador de cromato de potasio.
2. Solución de AgNO3 0,282 N.
Procedimiento 1. Siga los pasos necesarios para determinar la alcalinidad de la muestra.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
113
Nota: Asegúrese que la muestra que se titule tenga un pH por debajo de 7, agregándole de 10 a 20 gotas extras de ácido sulfúrico 0.1 N
2. Añada 10 a 15 gotas de indicador de cromato de potasio
3. Agite rápidamente con un agitador magnético, un agitador Hamilton Beach o
cualquier agitador equivalente y titule lentamente con la solución 0,282 N de nitrato de
potasio hasta que el color rosado salmón permanezca constante por al menos 1
minuto
Cálculos
ClOM (mg/L) = mL de AgNO3 0,282N x 10.000/ mL de lodo
2-3.14 Contenido de calcio en el lodo entero. (CaOM)
El contenido da calcio de un lodo base aceite se determina rompiendo la emulsión y
valorando con EDTA, mediante la utilización del indicador Calver II
Equipos y reactivos
1. Equipo de valoración (agitador magnético o agitador Hamilton Beach).
2. Pipeta de 5 mL.
3 . Envase con tapa o vaso de precipitado de 500 mL o equivalente.
4. Mezcla de xileno-alcohol isopropílico (IPA) (50:50) o Propasol Propílico.
5. Indicador Calver II.
6. Solución de NaOH 1 N.
7. Solución de EDTA 0.1 M.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
114
8. Agua Destilada.
Procedimiento
1. Agregue 100 mL de la mezcla de xileno-alcohol isopropílico a un vaso de
precipitado de 500 mL o equivalente
2. Llene una jeringa de 5 mL con lodo entero hasta exceder la marca de 3 mL.
3. Disipe 2 mL de lodo base aceite dentro del solvente, tápelo y agítelo manualmente,
por un minuto
4. Agregue 200 mL de agua destilada y 3 mL de NaOH 1N
5. Agregue de 0,1 a 0,25 gramos del indicador calver II en polvo
6. Tape nuevamente el frasco y agite vigorosamente por 2 minutos. Deje reposar
el envase por unos minutos hasta que se separen las dos fases. Si la capa acuosa
se torna roja indica la presencia de calcio
7. Agite con un agitador magnético, un agitador Hamilton Beach o cualquier agitador
equivalente
8 Valore lentamente con EDTA 0,1 M agitando suavemente la fase acuosa sin
remezclar ambas fases hasta el cambio de color rojizo a azul verdoso
9. Use el volumen gastado de EDTA para calcular el contenido de calcio
Cálculos
4000 x mL de EDTA 0,1
CaOM (mg/L) = -----------------------------------
2 mL
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
115
2-3.15 Cálculos de cal, salinidad y sólidos en lodos base aceite
En este procedimiento se usan ecuaciones para calcular:
• Contenido de cal, Ca(OH) 2, en el lodo entero
• CaCl2 y/o NaCl en el lodo entero
• CaCl2 y/o NaCl en la fase acuosa
• Sólidos de baja densidad (NaCl y/o sólidos perforados)
• Sólidos de alta densidad
usando la información generada por los análisis para determinar:
• Densidad, ρL
• Alcalinidad del lodo entero, VSA
• Calcio en el lodo entero, CaOM
• Cloruro del lodo entero, ClOM
• Volumen de aceite, VO, agua, VW, y sólidos, VS , usando la retorta
y los datos conocidos y/o asumidos de:
• Densidad del material densificante ρHDS
• Densidad de los sólidos perforados ρLDS
• Densidad del aceite base ρO
Contenido de cal en el lodo entero:
CalOM, lbm/bl, = 1,295 (VSA)
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
116
donde:
CalOM = Ca(OH)2, lbm / bl
VSA = mL H2SO4 0,1 N / mL de lodo
Contenido de calcio total en el lodo entero:
CaOM, mg/L, = 4.000 (VEDTA)
donde:
CaOM = mg Ca++ / L de lodo
VEDTA = mL de EDTA 0,2 N / mL de lodo
Contenido de cloruro en el lodo entero:
ClOM, mg/L, = 10.000 (VSN)
donde:
ClOM = mg Cl- / L de lodo
VSN = mL de AgNO3 0,282 N / mL de lodo
Contenido de cloruro de calcio y cloruro de sodio
Un lodo base aceite probablemente contendrá NaCl, CaCl2 o ambos, los cuales
pueden ser estimados usando los valores de CaOM y ClOM como se indica:
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
117
El cloruro de calcio, basado en el análisis de calcio, será:
CaCl2OM = 2,774 CaOM
donde:
CaCl2OM = mg CaCl2 / L de lodo
Las libras por barril de cloruro de calcio serán:
CaCl2OM, lbm/bl, = 0,000971 (CaOM)
El cloruro asociado con el CaCl2, basado en el análisis de CaOM, será:
ClCaCl2 = 1,77 CaOM
donde:
ClCaCl2 = mg Cl / L de lodo del CaCl2
Veamos cual es la relación de los valores de cloruro para deducir el tipo de sal en el
lodo
Si ClCaCl2 > ClOM se asume que hay solamente cloruro de calcio, el cual lo
calculamos mediante el análisis de cloruro con la expresión:
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
118
CaCl2OM = 1,57 ClOM
donde:
CaCl2OM = mg CaCl2 / L de lodo
Las libras por barril de cloruro de calcio serán:
CaCl2OM, lbm/bl, = 0,00035 CaCl2OM
Si ClCaCl2 < ClOM se asume que están presentes tanto el cloruro de calcio como
el cloruro de sodio
El calculo del cloruro de calcio fue calculado anteriormente basado en el análisis de
calcio y el cloruro de sodio lo calculamos como se indica a continuación:
La cantidad de cloruro asociada con el NaCl es:
ClNaCl = ClOM - ClCaCl2
donde:
ClNaCl = mg / L de lodo
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
119
El contenido de NaCl es:
NaClOM = 1,65 ClNaCl
donde:
NaClOM = mg NaCl / L de lodo
Las libras por barril de cloruro de sodio serán:
NaCl, lbm/bl, = 0,00035 NaClOM
Calculo de contenido de sal en la fase acuosa
Los cálculos hechos anteriormente incluyen solamente el contenido de sal en el lodo
entero. Para determinar la concentración de sal en la fase acuosa del lodo, se deben
combinar los datos de titulación con los resultados de análisis de la retorta
Cantidad de NaCl y CaCl2 en la fase acuosa de un lodo base aceite
100 (CaCl2OM)
WC = ------------------------------------------
CaCl2OM + NaClOM + 10000(Vw)
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
120
donde:
WC = % peso del CaCl2 en la salmuera
Vw = % volumen del agua, según la retorta
100 (NaClOM)
WN = -------------------------------------------
CaCl2OM + NaClOM + 10000(Vw)
donde:
WN = % peso del NaCl en la salmuera
Compare el valor calculado de porcentaje de cloruro de sodio, WN, con el de la Fig. 2-
21 para determinar si esta fuera de los limites de la solubilidad mutual para las
salmueras NaCl/CaCl2 a 25 oC. Si hay NaCl insoluble en el lodo base aceite las
salinidades en la fase acuosa calculada con las ecuaciones anteriores es incorrecta,
porque todo el NaCl no esta en solución.
Para determinar la correcta concentración de NaClOM esta debe ser sistemáticamente
bajada mediante el método de “Fracción” usando las ecuaciones anteriores hasta que
los valores calculados de WN y WC caigan dentro del rango mostrado en la Fig. 2-21,
procediendo de la manera siguiente:
Calcule la “Fracción” indicada, la cual será menor que 1 si hay NaCl insoluble en el
lodo debe.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
121
% peso NaCl (Fig. 2-21)
“Fracción” = --------------------------------
WN (Cálculos)
Multiplique el valor de NaClOM usado en las ecuaciones anteriores para obtener un
nuevo valor
Nuevo NaClOM = “Fraccion” NaClOM
y uselo para recalcular los valores de WC y WN
Lea el nuevo valor de NaClOM de la Fig. 2-21, usando los nuevos valores de WC y WN
Repita este procedimiento hasta tener un valor de la “Fracción” > 0,95
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
122
Max WN = 26,432 – 1,0472(WC) + 7,98191 x 10-3(WC)2 + 5,2238 x 10-5(WC)3
Fig. 2-21 Concentraciones maximas de NaCl en salmueras de CaCl2
La densidad de la salmuera es:
ρB = 0,99707 + 0,006504(WN) + 0,007923(WC) + 0,00008334(WN)(WC)
+ 0,00004395(WN)2 + 0,00004964(WC)2
donde:
ρB = densidad de la salmuera, g/mL
La concentración de CaCl2 en mg/L es:
CaCl2, mg/L = 10.000(WC)( ρB)
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
123
La concentración de NaCl en mg/L es:
NaCl, mg/L = 10.000(WN)( ρB)
Calculo de sólidos
Determine el contenido de sólidos corregido como se indica:
a. El porcentaje en volumen de la salmuera es:
100(VW)
VB = ----------------------------------
(ρB ) [100 – (WN + WC)]
donde:
VB = % volumen de la salmuera
b. El volumen corregido de los sólidos es:
VS = 100 – (VO + VB)
donde:
VS = % volumen corregido de los sólidos
VO = % volumen de aceite
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
124
Cálculos de la relación aceite/agua
La relación aceite/agua se calcula de la manera siguiente:
100(VO)
OR = --------------
(VO + VW)
donde:
OR = % de aceite en la relación
100(VW)
WR = --------------
(VO + VW)
donde:
WR = % de agua en la relación
OWR = OR/WR
Cálculos de la relación aceite/salmuera
La relación aceite/salmuera se calcula de la manera siguiente:
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
125
100(VO)
OR = --------------
(VO + VB)
donde:
OR = % de aceite en la relación
100(VB)
BR = --------------
(VO + VB)
donde:
BR = % de salmuera en la relación
OBR = OR/BR
Concentración de sólidos y densidades
Los sólidos totales en un lodo base aceite consisten en sólidos de baja densidad, tales
como sólidos perforados, y sólidos de alta densidad, tales como barita o hematina.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
126
La densidad promedio de los sólidos suspendidos es:
[100 (ρL )] – [(VO)( ρO)] – [(VS)( ρS)(8.345)]
ρS = --------------------------------------------------------
8,345(VS)
donde:
ρS = densidad promedio de los sólidos, g/mL
ρO = densidad del aceite, lbm/gal
ρL = densidad del lodo, lbm/gal
Porcentaje en volumen y concentración de sólidos de baja y alta densidad
El porcentaje en volumen de los sólidos de alta densidad es:
ρS - ρLDS
VHDS = ------------------- (VS)
ρHDS - ρLDS
donde:
VHDS = % volumen de sólidos de alta densidad
ρHDS = densidad de los sólidos de alta densidad, g/mL
ρLDS = densidad de los sólidos de baja densidad, g/mL
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
127
El porcentaje en volumen de los sólidos de baja densidad es:
VLDS = VS - VHDS
donde:
VLDS = % volumen de los sólidos de baja densidad
La concentración de los sólidos de alta densidad es:
MHDS = 3,5 (ρHDS)(VHDS)
donde:
MHDS = sólidos de alta densidad, lbm/bl
La concentración de los sólidos de baja densidad es:
MLDS = 3,5 (ρLDS)(VLDS)
donde:
MLDS = sólidos de baja densidad, lbm/bl
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128
3 - CONTAMINACION 3-1 INTRODUCCION Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas) que tiene un
efecto perjudicial sobre las características físicas o químicas de un fluido de
perforación. Lo que en un tipo de fluido de perforación constituye un contaminante, en
otro no será necesariamente un contaminante.
Los sólidos reactivos de baja densidad son contaminantes comunes en todos los
fluidos de perforación. Estos sólidos se componen de sólidos perforados que se han
incorporado dentro del sistema o que resultan del tratamiento excesivo con arcillas
comerciales. Desde el punto de vista económico, los sólidos perforados y los
problemas relacionados con su control tienen un mayor impacto sobre el costo del lodo
que los otros tipos de contaminación. Sin embargo, hablaremos de los contaminantes
químicos comunes de los lodos base agua:
• Anhidrita (CaSO4) o yeso (CaSO4•2H2O).
• Cemento (silicato complejo de Ca(OH) 2).
• Sal (sal de roca, agua de preparación, agua salada, magnesio, calcio y cloruro
de sodio, y agua irreductible).
• Gases ácidos, incluyendo el dióxido de carbono (CO2) y el sulfuro de hidrógeno
(H2S).
Con excepción de los gases ácidos, estos contaminantes químicos están directamente
relacionados a las reacciones de intercambio de iones con las arcillas. Por lo tanto, la
concentración de sólidos de tipo arcilloso en un lodo base agua está directamente
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
129
relacionada con la severidad con la cual el contaminante químico afecta las
propiedades del lodo.
Cuando la bentonita sódica está expuesta a los ambientes químicos que contienen
altas concentraciones de otros iones metálicos, puede ocurrir una reacción de
intercambio de iones, floculandose inicialmente y luego posiblemente convirtiendose
en una arcilla de rendimiento más bajo.
3-2 CONTAMINACIÓN POR ANHIDRITA O YESO
La anhidrita y el yeso son sulfatos de calcio y tienen composiciones químicas
prácticamente idénticas. El yeso (CaSO4•2H2O), con su agua fijada, es más soluble
que la anhidrita (CaSO4).
Si se encuentra solamente una pequeña cantidad de un contaminante, éste puede ser
tolerado mediante la precipitación del ion calcio. Si se encuentran grandes cantidades,
el sistema de lodo debería ser convertido en un sistema a base de calcio. Los
sistemas a base de cal y de yeso pueden tolerar la contaminación de anhidrita o yeso
sin afectar negativamente las propiedades del lodo.
Como se muestra a continuación, al solubilizarse en agua, el sulfato de calcio se ioniza
en iones calcio y sulfato.
CaSO4 Ca++ + SO4=
La solubilidad de CaSO4 es controlada por el pH, la salinidad y la temperatura. El
aumento del pH y de la temperatura reducen la solubilidad del yeso, mientras que el
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
130
aumento de los cloruros del lodo aumenta la solubilidad. La solubilidad del sulfato de
calcio es reversible y alcanzará algún grado de equilibrio con el ambiente químico.
Los efectos causados por este contaminante se manifiestan como:
• Aumento de la viscosidad y de los esfuerzos de gel.
• Aumento del filtrado.
• Aumento de la cantidad de calcio soluble.
• Posible disminución de Pf y pH.
Para eliminar y o tratar la contaminación se procede de la manera siguiente
1. Precipitar o secuestrar el calcio soluble con fosfatos o carbonato de sodio (ver la
Tabla 3-1).
Na2CO3 + CaSO4 Na2SO4 + CaCO3 ↓ (pH >11,3)
2. Reducir la viscosidad con tratamientos de lignosulfonatos y soda cáustica.
3. Reducir el filtrado con tratamientos de bentonita, celulosa polianiónica , etc
4. Dejar que el yeso o la anhidrita permanezca en el sistema para obtener un nivel de
calcio soluble mayor de 600 mg/L. Controlar la viscosidad con el tratamiento de
lignosulfonato, el pH con soda cáustica, y el filtrado con bentonita y celulosa
polianiónica.
Si la contaminación por calcio es tan grande que es prácticamente imposible mantener
las propiedades de flujo y el control de filtrado deseables, es necesario añadir sulfato
de calcio para convertir el sistema en un sistema de lodo a base de calcio, mediante el
tratamiento con soda cáustica, lignosulfonato y yeso adicional
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
131
3-3 CONTAMINACIÓN POR CEMENTO
En cada pozo que se perfora existe la posibilidad de perforar a través de cemento. Las
únicas circunstancias bajo las cuales el cemento no es un contaminante son cuando
se usa agua clara, salmueras, lodos a base de calcio o lodos base aceite, o cuando el
cemento está totalmente curado. El sistema de lodo más usado es el sistema de
bentonita de bajo pH. En este caso, el cemento puede tener efectos muy perjudiciales
sobre las propiedades del lodo. La severidad del contaminante depende de factores
tales como el tratamiento químico anterior, el tipo y la concentración de sólidos, la
cantidad de cemento perforada, y la medida en que el cemento se curó en el pozo.
El cemento es un silicato de cal complejo, Ca(OH)2 que al solubilizarse en agua o en
la fase acuosa de un fluido de perforación, produce una abundancia de iones oxidrilos
(OH-).
Ca(OH)2 Ca++ + 20H– (pH <11,7)
La reacción anterior es reversible y representa un equilibrio entre la concentración de
cemento y el pH del lodo. La solubilidad de la cal disminuye a medida que el pH del
lodo aumenta. Cuando el pH excede 11,7, la cal se precipita de la solución.
Por lo tanto, la cal se vuelve prácticamente insoluble a un pH mayor de 11,7 y
proporciona un excedente o una reserva de cal no reaccionada, debido a la presencia
de cemento no disuelto.
Los efectos causados por este contaminante se manifiestan como:
• Aumento de la viscosidad y de los esfuerzos de gel.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
132
• Aumento de pH, Pm y Pf (especialmente Pm).
• Mayor filtrado.
• Mayor excedente de cal y calcio soluble (después).
Para eliminar y o tratar la contaminación se procede de la manera siguiente
1. Según el tipo de sistema usado, se puede usar SAPP o lignito y bicarbonato de
sodio para reducir el pH y precipitar el calcio soluble (ver la Tabla 3-1).
NaHCO3 + Ca(OH) 2 → NaOH + H2O + CaCO3 ↓
Entonces, las partículas de arcilla estarán libres para reaccionar con el diluyente o
desfloculante utilizado.
2. Si el cemento es perforado con un sistema de polímeros, los polímeros serán
hidrolizados por el alto pH y precipitados por el ion calcio (Ca++). Por lo tanto, es
necesario reducir el pH y separar el calcio (Ca++) por precipitación lo antes posible.
En este caso, el ácido cítrico (H3C6H5O7) es el aditivo que se debe usar. Éste
precipita el cemento como citrato de calcio y reduce el pH.
2(H3C6H5O7 •H2O) + 3Ca(OH) 2 → Ca3(C6H5O7) 2↓ + 8H2O
3. Grandes tratamientos de agua y lignosulfonato para controlar las propiedades de
flujo. Se añade bentonita para obtener el filtrado deseado, una vez que las
propiedades de flujo están bajo control.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
133
3-4 CONTAMINACIÓN POR CARBONATOS
La contaminación química causada por los carbonatos solubles es uno de los
conceptos menos comprendidos y más complicados de la química relacionada con
fluidos de perforación. La contaminación de carbonatos/bicarbonatos resulta
generalmente en la alta viscosidad de la línea de flujo, un alto punto cedente y
esfuerzos de gel progresivos, y podría causar la solidificación del lodo. Estos
aumentos de la viscosidad son producidos cuando los carbonatos y/o bicarbonatos
floculan los sólidos de tipo arcilloso en el lodo.
Las fuentes de carbonatos y bicarbonatos son las siguientes:
1. El dióxido de carbono (CO2) del aire se incorpora en el lodo a través de las tolvas
mezcladoras de lodo en los tanques de lodo, y mediante las descargas de los
equipos utilizados para mezclar el lodo y eliminar los sólidos. Al disolverse, el CO2
se transforma en ácido carbónico (H2CO3) y es convertido en bicarbonatos (HCO3-)
y/o carbonatos (CO3=) según el pH del lodo.
2. Los excedentes de carbonato de sodio o bicarbonato de sodio que resultan del
tratamiento de la contaminación de cemento o yeso.
3. El gas CO2 proveniente de la formación y agua de formación.
4. Bicarbonatos y/o carbonatos de los productos secundarios de la degradación
térmica del lignosulfonato y del lignito a temperaturas mayores de 325°F.
5. Algunas baritas impuras contienen iones carbonato/bicarbonato.
Los efectos causados por este contaminante se manifiestan como:
• Altos esfuerzos de gel.
• Aumento de Pf con un pH constante.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
134
• Mayor diferencia entre Pf y Mf.
• Aumento de los niveles de carbonatos o bicarbonatos.
Para eliminar y o tratar la contaminación se procede de la manera siguiente;
1. Aumentar el pH hasta un valor comprendido entre 10,3 y 11,3.
2. Añadir cal y/o yeso, dos fuentes solubles de Ca++, para eliminar los carbonatos
como CaCO3 (ver la Tabla 3-1).
Tratamiento con cal::
CO3= + Ca(OH)2 → CaCO3 ↓ + 2OH-
Tratamiento con yeso:
CO3= + CaSO4 → CaCO3 ↓ + SO4
=
3-5 CONTAMINACIÓN POR SALES Los tres tipos de sales de roca naturales encontradas durante las operaciones de
perforación son la halita (NaCl), la silvita (KCl) y la carnalita (KMgCl3•6H2O) Estas
sales están clasificadas por orden de solubilidad creciente. Otras dos sales comunes
son el cloruro de magnesio (MgCl2) y el cloruro de calcio (CaCl2). Estas dos sales no
existen naturalmente en la forma cristalina, debido a su extrema solubilidad. Sin
embargo, ambas pueden existir individualmente, juntas o con otras sales disueltas en
agua irreductible.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
135
3-5.1 La halita (NaCl) Es la sal perforada con más frecuencia y constituye el principal componente de la
mayoría de los flujos de agua salada. Su efecto inicial sobre el lodo de perforación es
la floculación de las arcillas causada por la acción de masas del ion sodio. Las arcillas
se deshidratan cuando hay suficiente sodio y tiempo.
Cuando esto ocurre, el tamaño de la partícula disminuye debido a la reducción de
agua adsorbida. El agua liberada se reincorpora a la fase continua del lodo, lo cual
puede resultar en una ligera reducción de la viscosidad plástica. Pero las partículas de
arcilla deshidratada floculan, causando un alto punto cedente, altos esfuerzos de gel y
un filtrado alto.
El tratamiento del lodo incluye añadir suficiente desfloculante para mantener las
propiedades de flujo y la dilución con agua dulce deseables a fin de obtener una
reología adecuada. Se requiere una cantidad adicional de soda cáustica para
aumentar el pH. La halita pura tiene un pH de 7. Por lo tanto, cuanto más halita se
perfore, más soda cáustica será requerida para mantener el pH a más de 9,5
3-5.2 Silvita (KCl) La contaminación de silvita produce la misma reacción de las propiedades del lodo y
requiere el mismo tratamiento del lodo que la contaminación de halita. Si el lodo no
contiene cloruros, excepto los que se obtienen al perforar la sal de silvita, el valor de la
valoración del cloruro constituiría una medida precisa de la concentración de iones
potasio. Sin embargo, esto casi nunca ocurre.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
136
3-5.3 Carnalita (KMgCl3•6H2O) La sal compleja “carnalita” es relativamente rara. Sin embargo, esta sal existe en cierta
medida en algunas partes de los Estados Unidos, Sudamérica, Europa y el Medio
Oriente. El caso más notable es el de Europa del Norte, donde la carnalita subyace el
área de perforación del Mar del Norte. Se trata de la sal de Zechstein, la cual se
compone de halita, silvita y carnalita interestratificadas. Los problemas del lodo
asociados con la carnalita son graves y tienen dos aspectos:
1. Cuando está solubilizada, dos cationes fuertes (calcio y magnesio) actúan sobre las
arcillas para causar la floculación y la deshidratación. Si éste fuera el único
problema, el tratamiento del lodo no sería demasiado complicado.
2. En la presencia de iones hidroxilo (OH-), el magnesio de la carnalita disuelta se
precipita como hidróxido de magnesio (Mg(OH)2). Este precipitado (Mg(OH)2) es
una sustancia gelatinosa espesa que actúa como viscosificador. Al pH
relativamente bajo de 9,9, hay suficientes iones hidroxilo presentes para que el
precipitado tenga un profundo efecto sobre la viscosidad del lodo. El magnesio sólo
puede ser precipitado por la soda cáustica.
Esta reacción empieza a producirse con solamente 0,03 lbm/bl de soda cáustica.
Por lo tanto, si es posible, la soda cáustica no debería usarse. Si el magnesio es
precipitado por la soda cáustica, la viscosidad aumentará.
En general los efectos causados por una contaminación por sal se pueden resumir en:
• Aumento de la viscosidad.
• Aumento del filtrado.
• Aumento de la cantidad de cloruro soluble y calcio.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
137
• Reducción del pH y Pf.
Para eliminar y o tratar la contaminación se procede de la manera siguiente:
1. Diluir la concentración de NaCl con agua, si la formación de sal debe ser entubada
poco después de terminar la perforación. Tratar el fluido con lignosulfonatos para
controlar la viscosidad; soda cáustica y cal según una proporción de 1:2 para
controlar el pH y Pf; celulosa poianionica de baja viscosidad y bentonita para
controlar el filtrado.
2. Si no se entuba la sal y la formación queda expuesta por un largo periodo, saturar el
sistema con cloruro de sodio (sal) para impedir el ensanchamiento adicional del
pozo. Controlar la viscosidad con tratamientos de lignosulfonatos, además de soda
cáustica y cal.
3. Pequeños tratamientos de celulosa polianiónica son eficaces para controlar la
viscosidad si los sólidos están controlados dentro del rango apropiado. Controlar el
filtrado mediante adiciones de almidón y/o celulosa polianiónica, y adiciones de
bentonita prehidratada. Si se usa almidón para controlar el filtrado, mantener una
concentración de NaCl de 190.000 mg/L para evitar la fermentación del almidón, o
usar un biocida.
3-6 CONTAMINACIÓN POR SULFURO DE HIDROGENO
El contaminante más severo y más corrosivo es el gas de sulfuro de hidrógeno (H2S).
Este gas es destructivo para los materiales tubulares y tóxico para los seres humanos.
Cuando se identifica la presencia de H2S, el personal debe usar inmediatamente los
equipos apropiados de protección personal y poner en práctica las medidas de
seguridad de los trabajadores.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
138
El gas de sulfuro de hidrógeno se origina en:
• Depósitos térmicos.
• Gas de la formación.
• Degradación biológica.
• Descomposición de materiales que contienen azufre.
El gas de sulfuro de hidrógeno puede ser identificado por:
• Reducción del pH del lodo.
• Decoloración del lodo (hacia un color oscuro) debido a la formación de FeS a
partir de la barita.
• Olor a huevo podrido.
• Aumento de la viscosidad y del filtrado debido a la reducción del pH.
• Formación de incrustaciones negras (FeS) sobre las tuberías de perforación de
acero.
Para eliminar y o tratar la contaminación se procede de la manera siguiente:
1. Aumentar el pH hasta un nivel comprendido entre 11 y 11,5 con soda cáustica.
2. Amortiguar con cal.
3. Añadir óxido de zinc (ver la Tabla 3-1).
S= + Zn++ → Zn S↓
Un tratamiento de 1 lbm/bl de óxido de zinc elimina aproximadamente 1.000 mg/L
de sulfuros.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
139
OBSERVACIÓN: Consultar los reglamentos ambientales y los requisitos de toxicidad acuática locales antes de usar cualquier compuesto de zinc.
No se debe usar más de 2 lbm/bl de óxido de zinc en el tratamiento preliminar del lodo
para eliminar H2S. Se recomienda añadir de 1 a 2 lbm/bl de SPERSENE durante el
tratamiento preliminar.
Tabla 3-1 Tratamiento Químico en Unidades E. U. A
Concentracion de tratamiento (lbm/bl)
Dioxido de carbono Carbonato Yeso para bajar pH mg/L x Fw x 0,001004Cal para aumentar pH mg/L x Fw x 0,000432
Bicarbonato Cal para aumentar pH mg/L x Fw x 0,000425Yeso o anhidrita Calcio Carbonato de sodio mg/L x Fw x 0,000926
SAPP mg/L x Fw x 0,000969Bicarbonato de sodio mg/L x Fw x 0,00735
Cal o cemento Calcio e hidroxido Bicarbonato de sodio lbm/bl excedente de cal x 1,134SAPP lbm/bl excedente de cal x 1,498
Acido citrico lbm/bl excedente de cal x 1,891Agua dura o salada Soda caustica mg/L x Fw x 0,001152
Sulfuro de hidrogeno Oxido de Zinc* mg/L x Fw x 0,00089mas suficiente soda
caustica para mantenerel pH > 10,5
*Tambien pueden usarse otros compuestos de Zinc tales como quelato de Zinc o carbonato de Zinc. Se debe mantener un excedente en el sistema OBSERVACIONES1. FW es el % fraccionario de agua de la retorta2. Excedente de cal = 0,26(Pm-(Pf x FW)
Contaminante Ion Contaminante Tratamiento
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
140
4- CALCULOS DE INGENIERIA 4-1 CAPACIDAD, VOLUMEN Y DESPLAZAMIENTO
4-1.1 Capacidad
La capacidad de un tanque de fluido, pozo, espacio anular, espacio interior de una
tubería o cualquier otro “recipiente” es el volumen que dicho recipiente podría contener
si estuviera lleno (i.e., el máximo volumen posible).
La capacidad de los pozos y tanques del campo petrolífero se mide generalmente en
bl, gal o m3. La capacidad también puede estar indicada en incrementos de altura,
tales como bl/pie, bl/plg., gal/pie, gal/plg. o m3/m. (Esto sólo puede ser realizado para
los recipientes que tienen un área de la sección transversal que permanece constante
con la altura.)
4-1.2 Volumen
El volumen se refiere a la cantidad de fluido que está realmente dentro de un tanque,
pozo o espacio anular, o dentro de una tubería o cualquier otro recipiente. Si se
conoce la capacidad vertical (bl/pie o m3/m) y la profundidad del nivel de fluido (pie o
m), entonces la profundidad del fluido multiplicada por la capacidad vertical es el
volumen real (bl o m3) de fluido dentro del recipiente.
4-1.3 Desplazamiento
Desplazamiento es el volumen de fluido expulsado del pozo al introducir la columna
de perforación o la tubería de revestimiento dentro del pozo. Igualmente, se trata del
volumen de fluido requerido para llenar el pozo cuando se saca la tubería del pozo.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
141
Normalmente, el desplazamiento representa solamente el volumen de la tubería. El
lodo dentro de la tubería constituye una capacidad, ya que la tubería se llena del fluido
al ser introducida en el pozo o durante la circulación.
Para situaciones especiales como cuando la mecha está taponada o durante la
“flotación” de la tubería de revestimiento dentro del pozo, se debe añadir la capacidad
al desplazamiento de la tubería.
Para los cálculos de capacidad, volumen y desplazamiento se debe tener en cuenta
que, para la mayoría de los recipientes, generalmente volumen es igual a base por
altura y usar las conversiones adecuadas para tener las unidades esperadas
Para agilizar los cálculos existen tablas donde se encuentras las capacidades de
hoyos y tuberías, así como el volumen de desplazamiento. Ver Tablas 4-1 a 4-6
Tabla 4-1 Capacidad del hoyo abierto
Diametro Capacidad Capacidad(pulgada) (bl/pie) (m3/m)
3 1/2 0,0119 0,00623 7/8 0,0146 0,00764 1/4 0,0175 0,00924 1/2 0,0197 0,01034 3/4 0,0219 0,01145 1/4 0,0268 0,01405 5/8 0,0307 0,01605 3/4 0,0321 0,01685 7/8 0,0335 0,01756 0,0350 0,01826 1/8 0,0364 0,0196 1/4 0,0379 0,01986 1/2 0,0410 0,02146 3/4 0,0443 0,02317 3/8 0,0528 0,02767 5/8 0,0565 0,02957 7/8 0,0602 0,03148 3/8 0,0681 0,0355
Diametro Capacidad Capacidad(pulgada) (bl/pie) (m3/m)
8 1/2 0,0702 0,03668 5/8 0,0723 0,03778 3/4 0,0744 0,03889 1/2 0,0877 0,04579 5/8 0,0900 0,04699 7/8 0,0947 0,049410 5/8 0,1097 0,057211 0,1175 0,061312 1/4 0,1458 0,076014 3/4 0,2113 0,110215 0,2168 0,114016 0,2487 0,129717 1/2 0,2975 0,155218 0,3147 0,164220 0,3886 0,202722 0,4702 0,2452
24 0,5595 0,2919
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
142
Tabla 4-2 Capacidades y desplazamientos de tubería de revestimiento
Diametro externo Peso Diametro interno Capacidad Desplazamiento(Plg) (mm) (lb/pie) (kg/m) (Plg) (mm) (bl/pie) (m3/m) (bl/pie) (m3/m)4 1/2 114 13,5 20,12 3,92 100 0,0149 0,0078 0,0047 0,00254 1/2 114 15,1 22,5 3,826 97 0,0142 0,0074 0,0055 0,00294 3/4 121 16 23,84 4,082 104 0,0162 0,0084 0,0057 0,0035 127 15 22,35 4,408 112 0,0189 0,0099 0,0054 0,00285 127 18 26,82 4,276 109 0,0178 0,0093 0,0065 0,00345 1/2 140 20 29,8 4,778 121 0,0222 0,0116 0,0072 0,00385 1/2 140 23 34,27 4,67 119 0,0212 0,0111 0,0082 0,00435 3/4 146 22,5 33,53 4,99 127 0,0242 0,0126 0,0079 0,00416 152 26 38,74 5,14 131 0,0257 0,0134 0,0093 0,00496 5/8 168 32 47,68 5,675 144 0,0313 0,0163 0,0114 0,00597 178 26 38,74 6,276 159 0,0383 0,02 0,0093 0,00497 178 38 56,62 5,92 150 0,034 0,0177 0,0136 0,00717 5/8 194 26,4 39,34 6,969 177 0,0472 0,0246 0,0093 0,00497 5/8 194 33,7 50,21 6,765 172 0,0445 0,0232 0,012 0,00637 5/8 194 39 58,11 6,625 168 0,0426 0,0222 0,0138 0,00728 5/8 219 38 56,62 7,775 197 0,0587 0,0306 0,0135 0,0079 5/8 244 40 59,6 8,835 224 0,0758 0,0395 0,0142 0,00749 5/8 244 47 70,03 8,861 220 0,0732 0,0382 0,0168 0,00889 5/8 244 53,5 79,72 8,535 217 0,0708 0,0369 0,0192 0,0110 3/4 273 40,5 60,35 10,05 255 0,0981 0,0512 0,0141 0,007410 3/4 273 45 67,8 9,95 253 0,0962 0,0542 0,0161 0,008410 3/4 273 51 75,99 9,85 250 0,0942 0,0492 0,018 0,009411 3/4 298 60 89,4 10,772 274 0,1127 0,0588 0,0214 0,001213 3/8 340 54,5 81,21 12,615 320 0,1546 0,0806 0,0192 0,0113 3/8 340 68 101,32 12,415 315 0,1497 0,0781 0,0241 0,012616 406 65 96,85 15,25 387 0,2259 0,1178 0,0228 0,011916 406 75 11,75 15,124 384 0,222 0,1159 0,0265 0,013818 5/8 473 87,5 130,38 17,755 451 0,3062 0,1597 0,0307 0,01620 508 94 140,06 19,124 486 0,3553 0,1853 0,0333 0,0174
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
143
Tabla 4-3 Capacidades y desplazamientos de tubería de perforación
Tabla 4-4 Capacidades y desplazamientos de tubería de perforación extrapesada
Diametro externo Peso Diametro interno Capacidad Desplazamiento(Plg) (mm) (lb/pie) (kg/m) (Plg) (mm) (bl/pie) (m3/m) (bl/pie) (m3/m)3 1/2 89 25,3 37,7 2,063 52 0,0042 0,0022 0,0092 0,00483 1/2 89 23,2 34,57 2,25 57 0,005 0,0026 0,0084 0,0044
4 102 27,2 40,53 2,563 65 0,0064 0,0033 0,0108 0,00564 1/2 114 41 61,09 2,75 70 0,0074 0,0039 0,0149 0,00785 127 49,3 73,46 3 76 0,0088 0,0046 0,018 0,00945 1/2 140 57 84,93 3,375 86 0,0112 0,0058 0,021 0,0116 5/8 168 79,8 105,49 4,5 114 0,0197 0,0103 0,026 0,0136
Diametro externo Peso Diametro interno Capacidad Desplazamiento(Plg) (mm) (lb/pie) (kg/m) (Plg) (mm) (bl/pie) (m3/m) (bl/pie) (m3/m)2 3/8 60 4,857 7,23 1,995 51 0,0039 0,002 0,0016 0,00082 7/8 73 6,85 10,21 2,441 62 0,0058 0,003 0,002 0,00122 7/8 73 10,4 15,5 2,15 55 0,0045 0,0023 0,0035 0,00183 1/2 89 13,3 19,82 2,764 70 0,0074 0,0039 0,0045 0,00233 1/2 89 15,5 23,1 2,602 66 0,0066 0,0034 0,0053 0,00284 102 14 20,86 3,34 85 0,0108 0,0057 0,0047 0,00254 1/2 114 16,6 24,73 3,826 97 0,0142 0,0074 0,0055 0,00294 1/2 114 20 29,8 3,64 92 0,0129 0,0067 0,0068 0,00355 127 19,5 29,06 4,276 109 0,0178 0,0093 0,0065 0,00345 127 20,5 30,55 4,214 107 0,0173 0,009 0,007 0,00375 1/2 140 21,9 32,63 4,778 121 0,0222 0,0116 0,0072 0,00385 1/2 140 24,7 36,8 4,67 119 0,0212 0,0111 0,0082 0,0043
5 9/16 141 22,2 33,08 4,859 123 0,0229 0,012 0,0071 0,00375 9/16 141 25,25 37,62 4,733 120 0,0218 0,0114 0,0083 0,00436 7/8 168 31,9 47,53 5,761 146 0,0322 0,0168 0,0104 0,00547 5/8 194 29,25 43,58 6,969 177 0,0472 0,0246 0,0093 0,0049
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
144
Tabla 4-5 Capacidades y desplazamientos de los porta mecha
Tabla 4-6 Capacidad de la tubería API estándar
4-2 CAUDAL DE BOMBA
Las bombas usadas, en los taladros de perforación/reparación de pozos petroleros,
para hacer circular los fluidos, durante las actividades de perforación y/o reparación
Diametro externo Peso Diametro interno Capacidad Desplazamiento(Plg) (mm) (lb/pie) (kg/m) (Plg) (mm) (bl/pie) (m3/m) (bl/pie) (m3/m)3 1/2 89 26,64 39,69 1,5 38 0,00219 0,0011 0,0097 0,00514 1/8 105 34,68 51,67 2 51 0,00389 0,002 0,0126 0,00664 3/4 121 46,7 69,58 2,25 57 0,00492 0,0026 0,017 0,00896 152 82,5 122,93 2,25 57 0,00492 0,0026 0,0301 0,01576 1/4 159 90,6 134,99 2,25 57 0,00492 0,0026 0,033 0,01726 1/2 165 91,56 136,42 2,813 71 0,00768 0,004 0,0334 0,01746 3/4 171 108 160,92 2,25 57 0,00492 0,0026 0,0393 0,02057 3/4 197 138,48 206,34 2,813 71 0,00768 0,004 0,0507 0,02648 203 150,48 224,22 2,813 71 0,00768 0,004 0,0545 0,02849 1/2 241 217,02 323,36 3 76 0,00874 0,0046 0,0789 0,041210 254 242,98 362,04 3 76 0,00874 0,0046 0,0884 0,046111 1/4 286 314,2 468,16 3 76 0,00874 0,0046 0,1142 0,0596
Tamaño Tamaño DI Peso CapacidadNominal DE (Plg) (lb/pie) (bl/pie)
1 1/2 1 5/16 1,61 2,75 0,00252 2 3/8 1,995 4,6 0,0039
2 1/2 2 7/8 2,441 6,4 0,00393 3 1/2 2,992 10,2 0,0087
3 1/2 4 3,476 11 0,01174 4 1/2 3,958 12,6 0,0152
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
145
de pozos, son de desplazamiento positivo, con émbolos que hacen un movimiento de
vaivén dentro de los cilindros (liners). Un ciclo de vaivén completo constituye una
carrera o embolada (stk - según el inglés “stroke”) y es igual a la rotación del cigüeñal;
por lo tanto, 1 stk/min = RPM.
El caudal de la bomba de lodo puede ser calculado y tiene las unidades bl/stk o
gal/stk.
La velocidad de circulación efectiva, también llamada caudal de la bomba, está
indicada por las unidades bl/min o gal/min. La velocidad de circulación efectiva es
determinada multiplicando el caudal de la bomba (bl/stk) por la velocidad de la bomba
(stk/min) y una eficiencia volumétrica. Esta eficiencia está frecuentemente indicada por
un porcentaje y puede variar de 85 a 100%.
Dependiendo del numero de cilindros las bombas pueden ser:
4-2.1 Duplex (dos cilindros)
4-2.1 Triplex (tres cilindros)
4-2.1 Bombas Duplex Los émbolos de una bomba dúplex funcionan en ambas direcciones, de manera que
el cilindro trasero hace que el vástago de la bomba se mueva a través de su volumen
desplazado y ocupe parte del mismo. El volumen de desplazamiento del vástago debe
ser restado del volumen contenido en uno de los cilindros, Las bombas dúplex tienen
generalmente carreras entre de 10 a 18 pulgadas y funcionan a una velocidad
comprendida en el rango de 40 a 80 stk/min.
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
146
La ecuación general para calcular el caudal de una bomba duplex es la siguiente:
π
V Caudal de la bomba = 2 x -------- x DI2Liner + (DI2Liner - DI2Vástago ) x L x Rend
4
donde:
V Caudal de la bomba = Caudal de la bomba por carrera
DILiner = Diámetro interno del liner
DIVástago = Diámetro interno del vástago
L = Longitud de la carrera de la bomba
Rend = Rendimiento de la bomba (decimal)
4-2.2 Bombas Triplex:
Los émbolos de una bomba triplex de lodo sólo funcionan durante la carrera de ida y
tienen generalmente pequeñas carreras (en el rango de 6 a 12 plg.), y operan a
velocidades que varían de 60 a 120 stk/min.
La ecuación general para calcular el caudal de una bomba triplex es la siguiente:
π x DI2Liner x L x Rend
V Caudal de la bomba = 3 x ---------------------------------
4
donde:
V Caudal de la bomba = Caudal de la bomba por carrera
DILiner = Diámetro interno del liner
L = Longitud de la carrera de la bomba
Rend = Rendimiento de la bomba (decimal)
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
147
4-3 BALANCE DE MATERIALES.
Para hacer una balance de materiales en fluidos de perforación debemos tener en
cuenta que, en condiciones ideales, los volúmenes y las masas son aditivas y recordar
que densidad es igual a masa dividida entre volumen. Es decir, cuando se mezclan
diferentes componentes tenemos:
I) VTotal = V1 + V2 + V3 + V4….
II) mTotal = m1 + m2 + m3 + m4….
II) VTotal ρTotal = V1ρ1 + V2ρ2 + V3 ρ3 + V4ρ4….
donde:
V = volumen
m = masa
ρ = densidad
Aplicando las ecuaciones mostradas arriba con datos disponibles de volumen,
densidad o masa, con procedimientos matemáticos específicos podemos determinar
las incógnitas requeridas para describir cualquier sistema en estudio.
Para ello podríamos usar el procedimiento siguiente:
Hacer un esquema
Señalar los componentes y productos, mostrando los valores conocidos o por conocer
de volúmenes y densidades.
Plantear y resolver las ecuaciones que relacionan los datos e incógnitas
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
148
4-3.1 Preparación de lodo densificado
Estimar las cantidades de materiales para preparar 500 barriles de lodo de 15 lbm/gal,
con 20 lbm/bl de bentonita, usando barita como densificante
Esquema:
Datos conocidos e incógnitas
El volumen ocupado por la bentonita se determina usando los datos de su
concentración y su densidad
20 lbm/bl x 500 bl
Volumen (bl) = ------------------------------ = 11 bl
21,7 lbm/gal x 42 gal/bl
Masa de bentonita = 20 lbm/bl x 500 bl x saco/100 lbm = 100 saco
8,33 lbm/galV = ? Agua Lodo
densificado21,7 lbm/gal Bentonita 20 lbm/bl 15 lbm/gal
35,0 lbm/gal Barita V = ?
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
149
Las incógnitas se determinan aplicando las ecuaciones
a) Vw + VBen + VB = Vlodo
b) Vw ρw + VBenρBen + VBρB = VlodoρLodo
Sustituyendo los valores conocidos en a) tenemos:
Vw + 11 + VB = 500
Vw = 489 - VB
reemplazando los valores de densidades, Vw y VBen en b) obtenemos
(489 - VB)x 8,33 + 11 x 21,7 + VB x 35 = 500 x 15
VB x (35 – 8,33) = 7500 - 238,7 – 4080,7
VB = 3180,6/26,67 = 119,2 bl Vw = 489 – 119,2 = 369,8 bl
Masa de barita = 119,2 bl x 42 gal/bl x 35 lbm/gal x saco/100 lbm = 1752 sacos
Componentes Densidad Volumen (lbm/gal) (bl)
Agua 8,33 ?Bentonita 21,7 11Barita 35 ?
ProductoLodo 15 500
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150
Entonces el material necesario para preparar los 500 barriles de lodo de 15 lbm/gal
con 20 lbm/bl de bentonita se muestra en la tabla siguiente:
Agua 369,8 blBentonita 100 sacoBarita 1752 saco
4-3.2. Preparación de lodo de agua salada
Calcular las cantidades de materiales necesarios para preparar 800 barriles de lodo de
13 lbm/gal con 15 lbm/bl de atapulgita y 15200 mg/L de cloruros, usando barita como
agente densificante
Esquema
Agua salada? lbm/gal Agua Sal
? blLodo13 lbm/gal
21,7 lbm/gal Atapulgita 800 bl15 lbm/bl
35,0 lbm/gal Barita? bl
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151
Datos conocidos e incógnitas
El volumen ocupado por la atapulgita se determina usando los datos de su
concentración y su densidad
15 lbm/bl x 800 bl
Volumen (bl) = ------------------------------- = 13,2 bl
21,7 lbm/gal x 42 gal/bl
Masa de atapulgita = 15 lbm/bl x 800 bl x saco/100 lbm = 120 saco
Componentes Densidad Volumen
(lbm/gal) (bl)Agua Salada ? ?Atapulgita 21,7 13,2Barita 35 369,7
ProductoLodo 13 800
La densidad del agua salada se determina usando la relación:
ρsw (g/mL) = 1 + 0,00000109 x mg/L(Cl-)
ρsw = 1 + 0,00000109 x 152000 = 1,1657 g/mL
ρsw = 1,1657 x 8,345 lbm/gal = 9,73 lbm/gal
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152
Las incógnitas se determinan aplicando las ecuaciones
a) Vsw + VAtap + VB = Vlodo
b) Vsw ρsw + VAtapρAtap + VBρB = VlodoρLodo
Sustituyendo los valores conocidos en a) tenemos:
Vsw + 13,2 + VB = 800
Vsw = 786,8 - VB
reemplazando los valores de densidades, Vw y VAtap en b) obtenemos
(786,8 - VB)x 9,7 + 13,2 x 21,7 + VB x 35 = 800 x 13
VB x (35 – 9,7) = 10400 – 286,4 – 7632,0
VB = 2481,6/25,3 = 98,1 bl Vsw = 786,8 – 98,1 = 688,7 bl
Masa de barita = 98,1 bl x 42 gal/bl x 35 lbm/gal x saco/100 lbm = 1442 sacos
Para determinar el volumen de agua dulce y la cantidad de sal necesaria para
preparar el agua salada se usa la tabla de salmuera de cloruro de sodio, en la cual
encontramos que para una densidad de 9,73 lbm/gal se requieren 0,908 bl de agua y
89,6 lbm de cloruro de sodio por barril de salmuera.
Por lo tanto el volumen de agua sera 0,908 x 688,7 bl = 625,3 bl y
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153
la cantidad de sal 87,6 lbm/blx 688,7 bl = 61707 lbm
61707 lbm x saco/100 lbm = 617 sacos
Entonces el material necesario para preparar los 800 barriles de lodo de agua salada
de 13 lbm/gal con 15 lbm/bl de atapulgita se muestra en la tabla siguiente:
Agua 6275 blSal 617 sacoAtapulgita 120 sacoBarita 1442 saco
4-3.3. Mezcla del lodo
Cuanto lodo de13 lbm/gal y de 15 lbm/gal, respectivamente, y se necesita para obtener
900 barriles de lodo de 14,5 lbm/gal.
Esquema
13 lbm/gal Lodo 1? bl
Lodo14,5 lbm /gal900 bl
15 lbm/gal Lodo 2? bl
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154
Datos conocidos e incógnitas
Componentes Densidad Volumen (lbm/gal) (bl)
Lodo 1 13 ?Lodo2 15 ?ProductoLodo mezclado 14,5 900
Las incógnitas se determinan aplicando las ecuaciones
a) Vlodo1 + Vlodo2 = VFinal
b) Vlodo1 ρlodo1 + Vlodo2ρlodo2 = VFinalρFinal
Sustituyendo los valores conocidos en a) tenemos:
Vlodo1 + Vlodo2 = 900
Vlodo1 = 900 - Vlodo2
reemplazando los valores de densidad y Vlodo1 en b) obtenemos
(900 - Vlodo2)x 13 + Vlodo 2 x 15 = 900 x 14,5
Vlodo 2 x (15 – 13) = 13050 – 11700
Vlodo 2 = 1350/2 = 675 bl Vlodo 1 = 900 – 675 = 225 bl
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155
Para preparar 900 barriles de lodo de 14,5 lbm/gal mezclando lodos de 13 lbm/gal con
lodo de 15 lbm/gal se requieren las cantidades siguientes
Lodo de 13 lbm/gal 225 blLodo de 15 lbm/gal 675 bl
4-3.4. Aumento del peso del lodo
Determine la cantidad de barita necesaria para aumentar el peso de 1200 barriles de
lodo de 13 lbm/gal a 15 lbm/gal e indique cual será el volumen final del sistema
Esquema
13 lbm/gal Lodo Inicial1200 bl
Lodo final15 lbm/gal
35 lbm/gal Barita ? bl? bl
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156
Datos conocidos e incógnitas
Componentes Densidad Volumen
(lbm/gal) (bl)Lodo inicial 13 1200Barita 35 ?ProductoLodo final 15 ?
Las incógnitas se determinan aplicando las ecuaciones
a) Vlodo inicial + VB = VFinal
b) Vlodo inicial ρlodo inicial + VBρB = VFinalρFinal
Sustituyendo los valores conocidos en a) tenemos:
1200 + VB = VFinal
reemplazando los valores de densidad y VFinal en b) obtenemos
1200 x 13 + VB x 35 = (1200 + VB ) x 15
VB x (35 - 15) = 1200 x (15 -13)
VB = 2400/20 = 120 bl Vlodo final = 1200 + 120 = 1320 bl
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157
Masa de barita = 120 bl x 42 gal/bl x 35 lbm/gal x saco/100 lbm = 1764 sacos
Para densificar 1200 barriles de lodo de 13 lbm/gal a 15 lbm/gal se requieren 1764
sacos de barita obteniéndose un volumen final de 1320 barriles
4-3.5. Dilución/reducción del peso del lodo Reducir el peso de 750 barriles de lodo de 17 lbm/gal a 11 lbm/gal, usando agua y
permitiendo que el volumen final aumente
Esquema
17 lbm/gal Lodo Inicial750 bl
Lodo final11 lbm/gal
8,33 lbm/gal Agua ? bl? bl
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158
Datos conocidos e incógnitas
Componentes Densidad Volumen (lbm/gal) (bl)
Lodo inicial 17 750Agua 8,33 ?ProductoLodo final 11 ?
Las incógnitas se determinan aplicando las ecuaciones
a) Vlodo inicial + Vw = VFinal
b) Vlodo inicial ρlodo inicial + Vwρw = VFinalρFinal
Sustituyendo los valores conocidos en a) tenemos:
750 + Vw = VFinal
reemplazando los valores de densidad y VFinal en b) obtenemos
750 x 17 + Vw x 8,33 = (750 + Vw ) x 11
Vw x (11 – 8,33) = 750 x (17 -11)
Vw = 4500/2,67 = 1685 bl Vlodo final = (750 + 1685) bl = 2435 bl
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159
Para reducir el peso del lodo de 17 lbm/gal a 11 lbm/gal se requieren 1695 barriles de
agua obteniéndose un volumen final de 2435 barriles
4-3.6. Reducir el contenido de sólidos perforados (usando una lechada de Barita/Agua)
Calcular la cantidad de barita y agua necesaria para reducir el contenido de sólidos de
500 barriles de lodo de 8 a 6 % y mantener el peso de lodo de 13 lbm/gal
Esquema
13 lbm/gal Lodo Inicial500 bl 8% solidos Lodo final
13 lbm/gal6% solidos
13 lbm/gal Agua/Barita ? bl? bl 0% solidos
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160
Datos conocidos e incógnitas
Componentes Solidos perforados Volumen
(% vol) (bl)Lodo inicial 8 500Agua/Barita 0 ?ProductoLodo final 6 ?
Las incógnitas se determinan aplicando las ecuaciones
a) Vlodo inicial + Vw/B = VFinal
b) Vlodo inicial %Slodo inicial + Vw/B%S w/B = VFinal%SFinal
pero usando % de sólidos perforados en lugar de las densidades
Sustituyendo los valores conocidos en a) tenemos:
500 + Vw/B = VFinal
reemplazando los valores de % de sólidos VFinal en b) obtenemos
500 x 8 + Vw/B x 0 = (500 + Vw/B ) x 6
Vw/B x (6 – 0) = 500 x (8 - 6)
Vw/B = 1000/6 = 166,7 bl Vlodo final = (500 + 166,7)bl = 666,7 bl
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161
Para el cálculo de la cantidad de barita y agua necesarios para preparar los 166,67
barriles de la mezcla agua/barita de 13 lbm/gal se aplica un nuevo balance de masas
como se ha hecho en los ejemplos anteriores
Esquema
8,33 lbm/gal Agua? bl
Agua/Barita13 lbm/gal
35 lbm/gal Barita 166,7 bl? bl
Datos conocidos e incógnitas
Componentes Densidad Volumen (lbm/gal) (bl)
Agua 8,33 ?Barita 35 ?ProductoAgua/Barita 13 166,7
Las incógnitas se determinan aplicando las ecuaciones
a) Vw + VB = VAgua/Barita
b) Vw ρw + VBρB = Vw/Bρw/B
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162
Sustituyendo los valores conocidos en a) tenemos:
Vw + VB = 166,7
Vw = 166,7 - VB
reemplazando el valor de Vw en b) obtenemos
(166,7 - VB)x 8,33 + VB x 35 = 166,7 x 13
VB x (35 - 8,33) = 166,7 x (13 - 8,33)
VB = 776/26,67 = 29,2 bl Vw = 166,7 - 29,2 = 137,5 bl
Masa de barita = 29,1 bl x 42 gal/bl x 35 lbm/gal x saco/100 lbm = 428 sacos
Por lo tanto para reducir el contenido de sólidos de 500 barriles de lodo de 8 a 6 % y
mantener el peso de lodo de 13 lbm/gal se requiere el siguiente material:
429 sacos de barita
137,5 barriles de agua dulce
y se aumenta el volumen del lodo a 666,7 barriles
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163
4-3.7. Análisis de sólidos Lodo no Densificado
Un lodo no densificado esta constituido solamente por sólidos de baja gravedad
especifica, de densidad aproximada de 21,7 lbm/gal y agua de densidad igual a 8,33
lbm/gal.
Determinar el porcentaje de sólidos de baja gravedad especifica que contiene un lodo
no densificado de 9,2 lbm/gal
Esquema
8,33 lbm/gal Agua? %l Lodo no
densificado9,2 lbm/gal
27,1 lbm/gal Solidos 100%? %l Baja gravedad
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164
Datos conocidos e incógnitas
Componentes Densidad Volumen (lbm/gal) (bl)
Agua 8,33 ?Solidos baja gravedad 27,1 ?ProductoLodo no densificado 9,2 100
Las incógnitas se determinan aplicando las ecuaciones
a) Vw + VLGS = Vlodo
b) Vwρw + VLGS ρLGS = Vlodo ρlodo
Sustituyendo los valores conocidos en a) tenemos:
Vw + VLGS = 100
Vw = 100 - VLGS
reemplazando los valores de densidad y Vw en b) obtenemos
(100 - VLGS)x 8,33 + VLGS x 21,7 = 100 x 9,2
VLGS x (21,7 - 8,33) = 100 x (9,2 - 8,33)
VLGS = 87/13,37 = 6,5
Por lo tanto el volumen de sólidos de baja gravedad es de 6,5 %
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165
Lodo Densificado
Un lodo densificado puede contener todos o la mayoría de los componentes de un
lodo de perforación tales como: barita, sal, aceite, sólidos de baja gravedad especifica
y agua. Para determinar los componentes de este tipo de lodo se hace uso del análisis
de la retorta y del balance de materiales.
El análisis de la retorta de un lodo de16 lbm/gal con 50.000 mg/L de cloruros, indico
los siguientes resultados: 63 % de agua, 5 % de aceite y 32 de sólidos
Calcular la distribución de sus componentes
Esquema
7 lbm/gal, 5 % Aceite ? % v/v, % p/p Sal (NaCl)
Agua salada 50.000 mg/L [Cl-] lodo ? lbm/gal, %v/v 8,33 lbm/gal Agua densificado
63 % v/v 16 lbm/gal
21,7 lbm/gal Solidos de baja 100% ? % v/v gravedad esp. 35,0 lbm/gal ? % v/v Barita
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166
Datos conocidos e incógnitas
Componentes Densidad Volumen
(lbm/gal) (%)Solidos de alta gravedad 35 ?Solidos de baja gravedad 27,1 ?Aceite 7 5Sal ? ?Agua 8,33 63ProductoLodo 16 100
Las incógnitas se determinan aplicando las ecuaciones
a) VLGS + VHGS + Vo + Vsw = Vlodo
b) VLGS ρLGS + VHGS ρHGS + Vsw ρsw + Voρo = Vlodo ρlodo
c) Vsw = VSal + Vw
Debemos determinar la gravedad especifica del agua salada (asumiendo que es de
cloruro de sodio) existente en el lodo y representada por el agua que se evapora en la
retorta mas la sal que queda como sólido, usando la relación
SGsw = 1 + 0,00000109 x mg/L (Cl-) = 1+ 0,00000109 x 50.000 = 1,0545 g/mL
ρsw = 1,0545 x 8,345 = 8,80 lbm/gal
El porcentaje en peso de cloruro de sodio del agua salada es calculado por la
siguiente expresión:
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
167
mg/L(Cl-) x 1,65 50.000 x 1,65
% NaClPeso = ---------------------------- % NaClPeso = -------------------- = 7,82 %
SGsw x 10.000 1,0545 x 10.000
El porcentaje en volumen de sal en el lodo (Vsal) puede ser calculado a partir de la
gravedad específica y el porcentaje en peso del agua salada usando la siguiente
expresión:
100
VSal = Vw [---------------------------------------- - 1] SGsw (100 - % NaClPeso )
100
VSal = 63 % [ ------------------------------- - 1] = 1,81 %
1,0545 x (100 – 7,82)
Esta concentración de sal suele ser indicada en libras por barril, usando la siguiente
conversión:
mg/L x 1,65 0,35
NaCl(lbm/bl) = (VSal + Vw ) x ------------------ x -------
1.000 100
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
168
50.000 x 1,65 0,35
NaCl(lbm/bl) = (63 + 1,81 ) x ------------------- x ------- = 18,71 lbm/bl
1.000 100
Con los valores obtenidos para VSal y ρsw y reemplazando con los valores
conocidos en las ecuaciones de balance de materiales tenemos:
a) VLGS + VHGS + Vo + Vsw = Vlodo
b) VLGS ρLGS + VHGS ρHGS + Vsw ρsw + Voρo = Vlodo ρlodo
c) Vsw = VSal + Vw = 63 + 1,81 = 64,81
a) VLGS + VHGS + 5 + 63 + 1,81 = 100
b) VLGS x 21,7 + VHGS x 35 + 64,81x 8,8 + 7x 5 = 100 x 16
a) VLGS + VHGS = 30,19 VLGS = 30,19 - VHGS
b) VLGS x 21,7 + VHGS x 35 = 994,67
Reemplazando en b) y haciendo las operaciones matemáticas necesarias tenemos:
21,7 x(30,19 - VHGS) + VHGS x 35 = 994,67
VHGS = 339,55/13,3 = 25,53
Requias, C. A. Aplicaciones de Química en Fluidos de Perforación de Pozos Petroleros
169
la cantidad de sólidos de alta gravedad se puede expresar como:
HGS (lbm/bl) = 25,53/100 x 42x35 = 375,29 lbm/bl
VLGS = 30,19 – 25,53 = 4,66
la cantidad de sólidos de baja gravedad se puede expresar como:
LGS (lbm/bl) = 4,66/100 x 42x21,7 = 42,47 lbm/bl
Volumen (%)Vw 63Vo 5VSal 1,81VHGS 25,53VLGS 4,66 Total 100
Peso (lbm/bl)Agua (0,63x42x8,33) 219,62Aceite(0,05x42x7) 14,7Sal 18,7HGS 375,3LGS 42,5 Total 670,82
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170
ANEXO A ELEMENTOS QUIMICOS Numero Peso Numero Peso Elemento Simbolo Atomico Atomico Valencia Elemento Simbolo Atomico Atomico Valencia Actinio Ac 89 227 Molibdeno Mo 42 95,95 3, 4, 6 Aluminio Al 13 26,97 3 Neodio Nd 60 144,27 3 Antimonio Sb 51 121,76 3, 5 Neon Ne 10 20,183 0 Argon A 18 39,944 0 Niquel Ni 28 58,69 2, 3 Arsenico As 33 74,91 3, 5 Nitrogeno N 7 14,008 3, 5 Bario Ba 56 137,35 2 Osmio Os 76 190,2 2, 3, 4, 8 Berilio Be 4 9,02 2 Oxigeno O 8 16 2 Bismuto Bi 83 209 3, 5 Paladio Pd 46 106,7 2, 4 Boro B 5 10,82 3 Fosforo P 15 30,98 3, 5 Bromo Br 35 79,916 1, 3, 5, 7 Platino Pt 78 195,23 2, 4 Cadmio Cd 48 112,41 2 Polonio Po 84 210 - Calcio Ca 20 40,08 2 Potasio K 19 39,096 1 Carbon C 6 12,01 2, 4 Prasedonio Pr 59 140,92 3 Cerio Ce 58 140,13 3, 4 Protoactinio Pa 91 231 - Cesio Cs 55 132,91 1 Radio Ra 88 226,05 2 Cloro Cl 17 35,457 1, 3, 5, 7 Radon Rn 86 222 0 Cromo Cr 24 52,01 2, 3, 6 Renio Re 75 186,31 - Cobalto Co 27 58,94 2, 3 Rodio Rh 45 102,91 3 Columbio Cb 41 92,91 3, 5 Rubidio Rb 37 85,48 1 Cobre Cu 29 63,57 1, 2 Rutenio Ru 44 101,7 3, 4, 6, 8 Disprosio Dy 66 162,46 3 Samario Sm, Sa 62 150,43 3 Erbio Er 68 167,2 3 Scandio Sc 21 45,1 3 Europio Eu 63 152 2, 3 Selenio Se 34 78,96 2, 4, 6 Fluor F 9 19 1 Silicio Si 14 28,06 4 Gadolio Gd 64 156,9 3 Plata Ag 47 107,88 1 galio Ga 31 69,72 2, 3 Sodio Na 11 22,997 1 Germanio Ge 32 72,6 4 Estroncio Sr 38 87,63 2 Oro Au 79 197,2 1, 3 Azufre S 16 32,06 2, 4, 6 Hafnio Hf 72 178,6 4 Tantalo Ta 73 180,88 5 Helio He 2 4,003 0 Telurio Te 52 127,61 2, 4, 6 Holmio Ho 67 164,94 3 Terbio Tb 65 159,2 3 Hidrogeno H 1 1,008 1 Talio Ti 81 204,39 1, 3
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171
Indio In 49 104,76 3 Torio Th 90 232,12 4 Iodo I 53 126,92 1, 3, 5, 7 Tulio Tm 69 169,4 3 Iridio Ir 77 193,1 3, 4 Estano Sn 50 118,7 2, 4 Hierro Fe 26 55,85 2, 3 Titanio Ti 22 47,9 3, 4 Kripton Kr 36 83,7 0 Tungsteno W 74 183,92 6 Lacrano La 57 138,92 3 Uranio U 92 238,07 4, 6 Plomo Pb 82 207,21 2, 4 Vanadio V 23 50,95 3, 5 Litio Li 3 6,94 1 Virginio Vi 87 224 1 Lutesio Lu 71 174,99 3 Xenon Xe 54 131,3 0 Magnesio Mg 12 24,32 2 Yterbio Yb 70 173,04 3 Manganeso Mn 25 54,93 2, 3, 4, 6, 7 Ytrio Yt 39 88,92 3 Masorio Ma 43 - - Zinc Zn 30 65,38 2 Mercurio Hg 80 200,61 1, 2 Zirconio Zr 40 91,22 4
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ANEXO B CONVERSION DE UNIDADES Unidad USA Factor Potencia de 10 Unidad SI bl 1,589873 -1 m3 bl/pie 5,216119 -1 m3/m btu/lbm 2,360000 3 j/kg pie 3,048000 -1 m pie/bl 1,917134 0 m/m3 pie-lbf 1,355818 0 j gal 3,785412 -3 m3 hp 7,460430 -1 kw plg 2,540000 0 cm lbf 4,448222 0 N lbm/pie 1,488164 0 kg/m lbm/gal 1,198264 2 kg/m3 lbm/min 7,559873 -3 kg/s psi 6,894757 0 kPa cp 1,000000 -3 Pa.s pie3 2,831685 -2 m3 plg3 1,638706 1 mL oF (oF-32)/1,8 oC lbf/100pie2 4,788026 -1 Pa lbm 4,535924 -1 jg lbm/bl 2,853010 0 kg/m3 mol/L 1,000000 -3 kmol/L qt 9,463529 -1 dm3 pie2 9,290304 -2 m2 plg2 6,451600 0 cm2 ton 1,000000 0 Mg pie3/lbm 6,242796 -2 m3/kg gal/lbm 8,345404 0 dm3/kg lbm/pie3 1,601846 1 kg/m3 lbm/gal 1,198264 2 kg/m3 dina/cm2 1,000000 2 mN/cm lbf/pie2 4,788026 -2 kPa
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ANEXO C DENSIDADES DE SOLUCIONES DE NaCl A 68 ºF Gravedad % Peso de NaCl Densidad NaCl Vol Final* Especifica Solucion (lbm/gal) (lbm/bl) 0,9982 0 8,33 0 1 1,0053 1 8,39 3,53 1,003 1,0125 2 8,45 7,14 1,006 1,0268 4 8,57 14,59 1,013 1,0413 6 8,69 22,32 1,02 1,0559 8 8,81 30,44 1,028 1,0707 10 8,93 38,87 1,036 1,0857 12 9,06 47,72 1,045 1,1009 14 9,19 56,96 1,054 1,1162 16 9,31 66,65 1,065 1,1319 18 9,45 76,79 1,075 1,1478 20 9,58 87,47 1,087 1,164 22 9,71 98,7 1,1 1,1804 24 9,85 110,49 1,113 1,1972 26 9,99 122,91 1,127 *soluciones preparadas agregando el NaCl a un barril de agua DENSIDADES DE SOLUCIONES DE CaCl2 A 68 ºF Gravedad % Peso de CaCl2 Densidad CaCl2 Vol Final* Especifica Solucion (lbm/gal) (lbm/bl) 0,9982 0 8,33 0 1 1,0148 2 8,47 7,14 1,004 1,0316 4 8,61 14,59 1,008 1,0486 6 8,75 22,32 1,013 1,0659 8 8,89 30,44 1,019 1,0835 10 9,04 38,87 1,024 1,1015 12 9,19 47,72 1,03 1,1198 14 9,34 56,96 1,037 1,1386 16 9,50 66,65 1,044 1,1578 18 9,66 76,79 1,052 1,1775 20 9,83 87,47 1,059 1,2284 25 10,25 116,61 1,084 1,2816 30 10,69 149,95 1,113 1,3373 35 11,16 188,4 1,148 1,3957 40 11,65 233,25 1,192 *soluciones preparadas agregando el NaCl a un barril de agua
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ANEXO D CONCENTRACIONES DE NaCl % Peso de NaCl ppm mg/L 0,5 5000 5020 1 10000 10050 2 20000 20250 3 30000 30700 4 40000 41100 5 50000 52000 6 60000 62500 7 70000 73000 8 80000 84500 9 90000 95000 10 100000 107100 11 110000 118500 12 120000 130300 13 130000 142000 14 140000 154100 15 150000 166500 16 160000 178600 17 170000 191000 18 180000 203700 19 190000 216500 20 200000 229600 21 210000 243000 22 220000 256100 23 230000 270000 24 240000 283300 25 250000 297200 26 260000 311300
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ANEXO E DENSIDAD DE ALGUNOS ADITIVOS DE LODOS Gravedad Densidad Material Especifica lbm/gal lbm/bl Atapulgita 2,89 24,1 1,011 Agua 1 8,345 350 Diesel 0,84 7 300 Bentonita 2,6 21,7 910 Arena 2,63 21,9 920 Solidos Perforados 2,6 21,7 910 Barita API 4,2 35 1470 CaCl2* 1,96 16,3 686 NaCl* 2,16 18 756 *Sales altamente solubles (no asuma mezclas ideales) CAPACIDADES DE INTERCAMBIO TIPICAS DE ALGUNOS SOLIDOS Miliequivalentes de azul de Solido metileno por 100 g de solidos Atapulgita 15 a 25 Clorita 10 a 40 Gumbo shale 20 a 40 Ilita 10 a 40 Kaolinita 3 a 15 Montmorilonita 70 a 150 Arena 0 a 5 Lutita 0 a 20