Guia de fluidos de perforación

GUÍA DEGUÍA DEGUÍA DEGUÍA DE
FLUIDOS DE PERFORACIÓNFLUIDOS DE PERFORACIÓNFLUIDOS DE PERFORACIÓNFLUIDOS DE PERFORACIÓN
Y LABORATORIOY LABORATORIOY LABORATORIOY LABORATORIO

ACKNOWLEDGMENTS
I would like to thank all my students and friends for their help and support to finish this
work.
Special thanks are given to my dear students; Yesica, Alison Triny, Yherika “Arenita”,
Miguel “Perseve”, Jorge “Kolla del Oriente Paceño”, Roger “Kolla del Altiplano”, Marvin
“Kolla del Valle or Loco”, Gabriel “Gabo”, Javier(Kolla del Salar) , Franco (Fantasmín),
Dereck, Nelson, Daniel, Luis Rodolfo, Cristhian, Jose Luis, Diego and Sergio (Checho) for
their help and willing to learn.
I would also like to thank the director Ing. Marco Montecinos M. and my friends Alfredo
and David “Gato” for their ultimate support.

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PROPÓSITO
El propósito de la siguiente guía es el de brindar al estudiante de fluidos
de perforación, un resumen teórico conciso y necesario para el mejor
entendimiento de los objetivos y procedimientos de laboratorio.
La presente guía esta dividida en dos partes; la primera dedicada a la
información básica sobre los fluidos de perforación y la segunda parte
dedicada a los experimentos realizados en laboratorio.
Toda la información contenida en esta guía es un compendio organizado
de las partes mas significativas y útiles de muchos libros especializados
en el tema revisados por el autor de esta guía.
Esta guía fue elaborada para y por los alumnos de la carrera de
ingeniería petrolera UMSA.

GUÍA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y LABORATORIO
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PRIMERA PARTE:PRIMERA PARTE:PRIMERA PARTE:PRIMERA PARTE:
TEORÍA GENERAL SOBRETEORÍA GENERAL SOBRETEORÍA GENERAL SOBRETEORÍA GENERAL SOBRE

2
DEFINICIÓN
Un fluido de perforación o de control puede ser definido de la siguiente manera:
“Un fluido de perforación es un fluido compuesto por una mezcla de aditivos químicos
que le proporcionan propiedades físico-químicas idóneas a las condiciones operativas,
así como características determinadas para su eficaz funcionamiento”
PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
Las propiedades físico-químicas son las características que debe tener un fluido de
perforación para resistir la influencia negativa de los contaminantes que son aportados
por la formación perforada, y debe además mantener las características propias para
satisfacer las condiciones operativas; entre estas propiedades se tienen: la densidad,
viscosidad, alcalinidad, salinidad, potencial de hidrogeno (pH), propiedades reológicas
y tixotrópicas, filtrado y temperatura.
FUNCIONES
Una operación de perforación tiene como objetivo principal el de perforar, evaluar y
terminar un pozo que producirá eficazmente petróleo y/o gas. Para este fin, los fluidos
de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho
objetivo, la ejecución de tales funciones son responsabilidad del ingeniero de lodos y
las personas que dirigen la operación de perforación. El deber de las personas
encargadas de perforar el agujero (incluyendo el representante de la compañía
operadora, el contratista de perforación y la cuadrilla del equipo de perforación) es
asegurar la aplicación de los procedimientos correctos de perforación. La obligación
principal del ingeniero de lodos es asegurarse que las propiedades del lodo sean
correctas para el ambiente de perforación específico a ser perforado, además el
ingeniero de lodos también debería recomendar modificaciones de las prácticas de
perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación.
Dentro de las funciones más importantes que desempeña el fluido de perforación se
pueden nombrar las siguientes:
1. Control de las presiones del subsuelo
2. Levantar los recortes de formación a superficie
3. Suspender los recortes de formación cuando se detiene la circulación
4. Enfriar y lubricar el trepano
5. Formar una capa impermeable en la pared del pozo
6. Evitar la corrosión de la herramienta
7. Alivianar el peso de la sarta/casing
8. Asegurar la máxima información de la formación a través de registros de pozo
9. Facilitar la cementación y Completación del pozo
10. Minimizar el impacto al medio ambiente

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1. Control de las presiones subsuelo
El control primario de pozo lo ejerce la columna de lodo presente en el pozo, este
ejerce una presión denominada “presión hidrostática”, esta es función de la densidad
del lodo y la profundidad. Tal presión debe ser adecuada continuamente para prevenir
el flujo de fluidos de formación al interior del pozo. Si lo anterior pasase, se debería a
una caída en la presión hidrostática que permitiría la invasión de fluidos de formación,
esto llevaría a un amago de reventón (kick), que de no ser controlado podría ocasionar
un reventón (Blowout).
La presión hidrostática mencionada es debida al peso del fluido de perforación y la
profundidad vertical verdadera (TVD) de la columna de fluido, y viene dada por la
siguiente formula:
PH = C*ρL*TVD
Donde:
C: Constante de Conversión
ρL : Densidad del Lodo
TVD: Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth)
Si:
PH: psi PH: bares
ρL : lb/gal o PPG ρL : g/cm3
TVD: pies TVD: metros
Entonces: C: 0.0519 C: 0.0981
2. Levantar los recortes de formación a superficie
El lodo de perforación debe levantar los recortes a superficie y suspenderlos cuando se
detiene la circulación. Los factores más importantes concernientes al desempeño de las
funciones mencionadas son: la velocidad anular del pozo, la viscosidad y la fuerza gel
del lodo.
El factor responsable para el transporte de recortes del fondo de pozo a superficie es la
viscosidad, que en relación con los fluidos de perforación puede ser definida como la
resistencia que el fluido de perforación ofrece al flujo cuando es bombeado. La
viscosidad afecta la capacidad del fluido de perforación para elevar los recortes a
superficie. En campo la viscosidad es medida con el embudo “Marsh”, que consiste en
la medida del tiempo que tarda un quart de lodo recién agitado en abandonar el
embudo; las unidades de mediada son “segundos/quart”, este valor puede variar de 20
a 80, pero normalmente se mantiene en un valor entre 40 a 50 s/qt (para lodos base
bentonítica).
3. Suspender los recortes de formación cuando se detiene la circulación
El factor responsable para la suspensión de los recortes producidos por el trepano de
perforación cuando se para la circulación ya sea debido a una maniobra o cambio de
trepano, es la fuerza gel, esta se refiere a la habilidad del fluido de perforación a
gelificarse tan pronto la circulación se detenga. Su propósito es suspender los recortes
y los sólidos del lodo mientras estos están en el pozo, y no permitir su sedimentación
en el trepano. En general se puede decir que la fuerza gel debe ser lo suficientemente
baja para:

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1. Permitir la separación de los recortes en superficie.
2. Permitir la separación de gas entrampado en el lodo.
3. Minimizar el pistoneo cuando la sarta es sacada del pozo.
4. Permitir el inicio de la circulación sin la necesidad de elevadas presiones de
bombeo.
4. Enfriar y lubricar el trepano
Prácticamente cualquier fluido que pueda ser circulado a través de la sarta de
perforación, servirá para enfriar el trepano y la sarta. La lubricación sin embargo,
comúnmente requerirá características especiales del lodo, las cuales se logran con la
adición de aceite, químicos y otros materiales.
5. Formar una capa impermeable en la pared del pozo
El fluido de perforación forma una capa delgada impermeable en la pared del pozo
denominada enjarre o revoque (mud cake), además la presión hidrostática debida a la
columna de lodo, ejercida a las paredes del pozo ayuda a prevenir derrumbes de
formaciones no consolidadas.
El control del filtrado (perdida de agua hacia la formación) es necesario por dos
razones:
1. Un enjarre de pobre calidad podría causar una excesiva perdida de agua y un
revoque muy grueso aumentaría la posibilidad de pegamiento de herramienta y
el efecto de pistoneo.
2. Un alto valor en el filtrado causaría una profunda invasión a la formación,
complicando la toma de registros.
6. Evitar la corrosión de la herramienta
El fluido de perforación podría presentar gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido
de carbono y acido sulfúrico que pueden causar graves problemas de corrosión, tanto
en la superficie como en el fondo del pozo.
En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función importante del
fluido de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable. Además de
proteger las superficies metálicas contra la corrosión, el fluido de perforación no
debería dañar los componentes de caucho o elastómeros. Cuando los fluidos de la
formación y/o otras condiciones de fondo lo justifican, metales y elastómeros
especiales deberían ser usados.
Para el control de la corrosión, muestras de corrosión deberían ser obtenidas durante
todas las operaciones de perforación para controlar los tipos y las velocidades de
corrosión. Los inhibidores químicos y secuestradores son usados cuando el riesgo de
corrosión es importante, cuidando su aplicación correcta. Tales muestras de corrosión
deberían ser evaluadas para determinar si se está usando el inhibidor químico correcto
y si la cantidad es suficiente. Esto mantendrá la velocidad de corrosión a un nivel
aceptable. El acido sulfúrico puede causar una falla rápida y catastrófica de la columna
de perforación. Este producto también es mortal para los seres humanos, incluso
después de cortos periodos de exposición y en bajas concentraciones. Cuando se
perfora en ambientes de alto contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de alto pH,
combinados con un producto químico secuestrador de sulfuro, tal como el Zinc.

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7. Alivianar el peso de la sarta/casing
El Empuje (buoyancy) producido por el fluido de perforación soporta parte del peso de
la sarta de perforación o de la cañería de revestimiento. Un factor de empuje es
utilizado para relacionar la densidad del lodo de perforación desplazado con la
densidad de los materiales tubulares, por lo que cualquier incremento en la densidad
del lodo deriva en un aumento del empuje. La ecuación dada a continuación nos da el
valor del factor de empuje mencionado para el acero:
4.65
)(4.65 ppgL
FE
ρ−
=
Donde:
FE: Factor de Empuje
ρL: Densidad del Lodo
La multiplicación de este factor por el peso de aire en un tubular nos dará el valor del
empuje producido. Así por ejemplo, si se tiene una tubería con un peso de aire de
250000 lb tendrá un peso sobre la torre de 218000 lb en un fluido de 8.33 ppg y
192700 lb en un fluido de 15 ppg.
8. Asegurar la máxima información de la formación a través de registros de
pozo
El lodo debe asegurar una buena evaluación de la formación; evaluación que será
realizada por técnicos denominados registradores de lodo (Mud Loggers). Estos,
durante la perforación, controlan la circulación del lodo y de los recortes para detectar
indicios de petróleo y gas, ellos examinan los recortes para determinar la composición
mineral, la paleontología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta
información se registra en un registro geológico (mud log) que indica la litología, la
velocidad de penetración (ROP), la detección de gas y los recortes impregnados de
petróleo, además de otros parámetros geológicos y de perforación importantes.
La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la perforación de
pozos, especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades químicas y
físicas del lodo afectan la evaluación de la formación ya que el filtrado del lodo así
como la deposición de sólidos en la pared del pozo para formar el enjarre, ocasionan
cambios en las características y propiedades de la formación.
Herramientas de LWD (Logging While Drilling) están disponibles para obtener un
registro continuo mientras se perfora el pozo. También se perfora una sección cilíndrica
de la roca (un núcleo) en las zonas de producción para realizar la evaluación en el
laboratorio con el fin de obtener la información deseada.
Las zonas potencialmente productivas son aisladas y evaluadas mediante la realización
de Pruebas de Intervalo (FT) o Pruebas de Productividad Potencial de la Formación
(DST) para obtener datos de presión y muestras de fluido. Todos estos métodos de
evaluación de la formación son afectados por el fluido de perforación. Por ejemplo:
1. Si los recortes se dispersan en el lodo, el geólogo no tendrá nada que evaluar
en la superficie.
2. Si el transporte de los recortes no es bueno, será difícil para el geólogo
determinar la profundidad a la cual los recortes se originaron.

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En general los lodos a base de petróleo, lubricantes, asfaltos y otros aditivos ocultarán
los indicios de hidrocarburos en los recortes. Ciertos registros eléctricos son eficaces en
fluidos conductores, mientras que otros lo son en fluidos no conductores. Las
propiedades del fluido de perforación afectarán la medición de las propiedades de la
roca por las herramientas eléctricas de cable. El filtrado excesivo puede expulsar el
petróleo y el gas de la zona próxima al agujero, perjudicando los registros y las
muestras obtenidas por las pruebas FT o DST.
Los lodos que contienen altas concentraciones iónicas de potasio perjudican el registro
de la radioactividad natural de la formación. La salinidad alta o variable del filtrado
puede dificultar o impedir la interpretación de los registros eléctricos. Las herramientas
de registro con cable deben ser introducidas desde la superficie hasta el fondo, y las
propiedades de la roca se miden a medida que las herramientas son retiradas del pozo.
Para un registro óptimo con cable, el lodo no debe ser demasiado denso y debe
mantener la estabilidad del pozo y suspender cualquier tipo de recortes o derrumbes.
Además, el pozo debe mantener el mismo calibre desde la superficie hasta el fondo,
visto que el ensanchamiento excesivo del diámetro interior y/o los revoques gruesos
pueden producir diferentes respuestas al registro y aumentar la posibilidad de bloqueo
de la herramienta de registro. La selección del lodo requerido para perforar un núcleo
está basada en el tipo de evaluación a realizar. Si se extrae un núcleo solamente para
determinar la litología (análisis mineral), el tipo de lodo no es importante. Si el núcleo
será usado para estudios de inyección de agua y/o humectabilidad, será necesario usar
un lodo “suave” a base de agua, de pH neutro, sin agentes tensioactivos o diluyentes.
Si el núcleo será usado para medir la saturación de agua del yacimiento, se suele
recomendar un lodo suave a base de aceite con una cantidad mínima de agentes
tensioactivos y sin agua o sal. Muchas operaciones de extracción de núcleos
especifican un lodo suave con una cantidad mínima de aditivos.
9. Facilitar la cementación y Completación del pozo
Una función importante para el fluido de perforación es la de producir un pozo dentro
del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y
que no dificulte las operaciones de completación. La cementación es crítica para el
aislamiento eficaz de la zona de interés y la completación exitosa del pozo. Durante la
introducción de la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar
el pistoneo, de manera que no se produzca ninguna pérdida de circulación inducida por
las fracturas.
Para la cementación todo el lodo debe ser desplazado por los espaciadores, los fluidos
de limpieza y el cemento. El desplazamiento eficaz del lodo requiere que el pozo tenga
un calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja viscosidad y bajas resistencias de
gel no progresivas. Las operaciones de completación tales como la colocación de filtros
de grava también requieren que el pozo tenga un calibre casi uniforme y pueden ser
afectadas por las características del lodo.
10. Minimizar el impacto al medio ambiente
El control del impacto que el lodo puede tener en el medio ambiente es crucial para un
buen planeamiento y desarrollo de las operaciones de perforación. Ya que con el
tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho, este debe ser eliminado de
conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto
ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables.

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La mayoría de los países han establecido reglamentos ambientales locales para los
desechos de fluidos de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo,
anhidros y sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales y no
existe ningún conjunto único de características ambientales que sea aceptable para
todas las ubicaciones. Esto se debe principalmente a las condiciones complejas y
cambiantes que existen por todo el mundo, además de la ubicación y densidad de las
poblaciones humanas, la situación geográfica local (costa afuera o en tierra), altos o
bajos niveles de precipitación, la proximidad del sitio de eliminación respecto a las
fuentes de agua superficiales y subterráneas, la fauna y flora local, y otras
condiciones.
CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Los fluidos de perforación son diseñados para cumplir todas las funciones mencionadas
anteriormente. Mientras la lista de los aditivos usados en el lodo de perforación para
que este ejecute determinadas funciones es sumamente amplia, existen básicamente
solo tres tipos de fluidos de perforación:
1. Lodos base agua
2. Lodos base aceite
3. Fluidos neumáticos
Lodos Base Agua.-
Este es el sistema de lodo mas usado en la industria, consta de una fase liquida
continua (agua) en la que las ciertas arcillas están suspendidas (fase discontinua).
Para lograr propiedades determinadas en el lodo, se adicionan determinadas
cantidades de sólidos reactivos y no reactivos. Un lodo base agua esta compuesto de
tres componentes: agua, sólidos reactivos y sólidos inertes.
1. Agua.-
Esta puede ser agua fresca o salada. El agua de mar se usa generalmente en
sistemas utilizados para operaciones fuera costa (Offshore), y el agua salada
saturada es usada para perforar secuencias importantes de evaporita las cuales
son responsables de la formación de socavamientos, así como para la inhibición
de lutita.
2. Sólidos Reactivos.-
Arcillas: Las arcillas utilizadas en los fluidos de perforación, son responsables
de la viscosidad y la fuerza gel del lodo. Las arcillas comúnmente utilizadas son:
• Bentonita, usada para lodos de agua fresca.
• Atapulgita, usada para lodos de agua salada.
• Arcillas de la formación, las cuales se hidratan y forman parte del
sistema de lodo.
Dispersantes: estas reducen la viscosidad por la adsorción en las partículas de
arcillas, reduciendo la atracción entre partículas. Son dispersantes: quebracho,
fosfatos, lignitos y lignosulfatos.

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Agentes de Control de Filtrado: estos agentes controlan la cantidad de
perdida agua dentro una formación permeable gracias a la presión diferencial y
a través de la formación de una película impermeable en la pared del pozo.
Algunos agentes de control son:
• Almidón
• Carboximetil Celulosa de Sodio (CMC)
• Polímeros
Emulsificantes y Lubricantes: estos ayudan al enfriamiento y lubricación de
la herramienta, también son usados como fluidos de emplazamiento para liberar
la herramienta cuando se presenta pega de tubería.
Antiespumantes: estos previenen la aparición de espuma en el lodo en
superficie y por lo tanto en el equipo de tratamiento.
Compuestos de Sodio: estos precipitan o suprimen el efecto de los
componentes de calcio o magnesio de reducir el rendimiento de las arcillas del
lodo.
Compuestos de Calcio: estos inhiben las arcillas de formación y evitan su
hidratación e hinchamiento.
3. Sólidos Inertes.-
Material Densificante: es material fino en suspensión en el lodo para
controlar su densidad. Algunos agentes densificantes comunes son: Barita,
Hematina, Galena.
Material para Pérdida de Circulación: este material se añade al sistema de
lodo para tapar el punto de pérdida. Entre los tipos mas comunes de este
material se tiene:
Fibrosos: fibra de madera, fibra de cuero.
Granular: cáscara de nuez; fina, media o gruesa.
Escamas: celofán, mica (fina o gruesa).
Material Antifricción: se añade al sistema de lodo para reducir el torque y la
posibilidad de pegamiento diferencial. El material antifricción mas
frecuentemente usado son las esferas inertes de poliuretano.
Este tipo de material es generalmente usado para pozos de alto ángulo donde el
torque y el pegamiento diferencial son un problema.
Lodos Base Aceite.-
Existen básicamente dos sistemas de lodo base aceite:
Sistema de Emulsión Inversa: en el cual diesel o crudo constituye la fase
continua, mientras el agua la discontinua. Se preparan a razón de hasta un 80
% de diesel, 18 % de agua (puede variar entre 20 y 40%, para las emulsiones
inversas) y un 2% de emulsificantes, un agente supresor de hidratación y un
polímero viscosificante. Estas emulsiones proporcionan estabilidad en una

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perforación o en una reparación de pozo. Además eliminan el riesgo de
contaminación de las zonas productoras.
Sistema de Emulsión Directa: en el cual el aceite esta dispersa en una fase
continua agua, fase continua que puede superar el 50%. El agua que parte del
sistema consiste de pequeñas gotas que se hallan dispersas y suspendidas en el
aceite. Cada gota de agua actúa como una partícula de sólidos.
La adición de emulsificadores hace que el agua se emulsifique en el aceite y
forme un sistema estable. Los emulsificantes que se utilizan en el sistema
deben ser solubles tanto en agua como en aceite. El empleo de otros materiales
organofílicos va a proveer las características de gelación, así como la utilización
de asfalto o gilsonita para la reducción de filtrado de iones de calcio o de sodio
para la inhibición.
Las emulsiones inversas se formulan utilizando una amplia variedad de aceites:
por ejemplo, diesel o aceites minerales. Se utilizan para perforar lutitas
problemáticas por su alto grado de hidratación, zonas de arenas productoras
con altas temperaturas, en medios corrosivos. Como se muestra en la tabla 1.
Tabla Nº 1: Fluidos de perforación por etapas
Estos sistemas de lodos tienen propiedades deseables como fluidos de terminación o
cuando se perforan pozos de producción. Estos sistemas no son reactivos con las
arcillas y su filtrado no causa daño en la formación.
El alto costo de estos sistemas, su difícil manipuleo, el impacto ambiental de estos y la
complicación que causa para la evaluación geológica hacen que no sean deseables para
la perforación de pozos exploratorios.

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Fluidos Neumáticos.-
Ocasionalmente se usa aire comprimido o gas natural como fluido de perforación
(algunas veces con un agente espumante para mejorar la capacidad de acarreo de
recortes), pero su uso es solo aplicable en áreas donde existe muy poca presencia de
agua de formación. El aire comprimido o gas es circulado de la misma manera que un
fluido convencional, con la excepción que se usan compresores en vez de bombas de
lodo.
Este tipo de fluidos son usados generalmente cuando se perfora bajo balance (técnica
en la cual deliberadamente se trabaja con una presión hidrostática menor a la presión
de formación)
ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Existe una gran variedad de aditivos para fluidos de perforación que son usados para
desarrollar funciones específicas de los lodos. Su variedad y complejidad es
determinada por las condiciones de perforación cada vez mas rigorosas.
El hacer un listado completo de los aditivos usados en la industria es muy difícil; en
cambio a continuación se señala una clasificación muy general de los aditivos usados
para el fluido de perforación.
Dispersantes.-
Estos aditivos cumplen la función de modificar la relación entre la viscosidad y el
porcentaje de sólidos de fluido de perforación, además de cambiar la resistencia gel e
incrementar la bombeabilidad. Entre los materiales dispersantes tenemos: taninos
(quebracho), fosfatos, lignitos y lignosulfatos.
Floculantes.-
Se usa en determinadas ocasiones para elevar la resistencia gel, son floculantes los
siguientes aditivos: sal, cal hidratada, yeso, que pueden usarse para añadir partículas
coloidales en el lodo y agruparlas en flóculos que precipitan los sólidos contenidos.
Surfactantes.-
Estos agentes reducen la tensión interfacial entre las superficies de contacto
(aceite/agua, agua/sólidos, agua/aire). Los surfactantes pueden ser Emulsificantes,
floculantes o defloculantes; dependiendo de la superficie de contacto.
Emulsificantes.-
Estos se usan para crear una mezcla heterogénea de dos líquidos, estos incluyen
lignosulfatos modificados, ciertos agentes surfactantes, productos aniónicos y no
iónicos (negativamente cargado y no cargado).
Bactericidas.-
Aditivo que reduce el contenido bacterial del fluido de perforación; entre estos
tenemos: para-formaldehído, soda cáustica, limo y almidón que son usados como
preservativos.

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Densificantes.-
Son materiales sólidos que cuando están disueltos o en suspensión en el agua,
incrementan la densidad del lodo. La mayoría de los agentes densificantes son
insolubles y requerirán de viscosificantes para poder estar en suspensión en un fluido.
Las areniscas son los viscosificantes más comunes.
La tabla 2 muestra los aditivos densificantes comúnmente usados.
MATERIAL
COMPONENTE
PRINCIPAL
GRAVEDAD
ESPECIFICA
Galena PbS 7.4 – 7.7
Hematina Fe2O3 4.9 – 5.3
Magnetita Fe3O4 5.0 – 5.2
Barita BaSO4 4.2 – 4.6
Siderita FeCO3 3.7 - 3.9
Celestita SrSO4 3.7 - 3.9
Dolomita CaCO3Mg CO3 2.8 - 2.9
Carbonato de Calcio CaCO3 2.6 – 2.8
Tabla Nº 2: Densificantes
Viscosificantes.-
La habilidad del lodo de perforación de suspender los recorte y los agentes
densificantes depende enteramente de su viscosidad. Sin la viscosidad todos los
recortes y agentes densificantes se precipitarían al fondo del pozo tan pronto se pare
la circulación. En la practica existen muchos sólidos que pueden ser utilizados para
incrementar la viscosidad del agua o aceite.
El incremento de la viscosidad puede sentirse con el incremento de la resistencia a
fluir, en la perforación esto se manifestara con el incremento de las perdidas por
fricción en el circuito de circulación. La tabla 3 muestra una lista de algunos materiales
usados para incrementar la viscosidad.
MATERIAL COMPONENTE PRINCIPAL
Bentonita Aluminosilicato de Sodio/Potasio
CMC Carboximetil Celulosa de sodio
PAC Celulosa polianionica
Goma Xanthan Polisacarido microbial extracelular
HEC Hidroxietil Celulosa
Goma Guar Goma hidrofilica polisacarida
Resinas Hidrocarburos copilemeros
Silicatos Mezcla de silicatos metálicos
Polímeros sintéticos
Poliacrilamidas/poliacrilatos de alto
peso molecular
Tabla Nº 3: Viscosificantes

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Controladores de Filtrado.-
Los materiales para el control de filtración son componentes que reducen la cantidad
de fluido que se perderá del fluido de perforación en las formaciones atravesadas. Tal
perdida es debida a la presión diferencial entre la presión hidrostática del lodo y la
presión de formación. La Bentonita, polímeros, almidones, defloculantes y diluyentes,
todos ellos actúan como agentes de control de filtrado.
Controladores de las Propiedades Reológicas.-
Cuando no se puede conseguir un control eficiente de la viscosidad y desarrollo gel,
por el control de la concentración de un viscosificante; se añaden materiales a lodo
como ser: diluyentes (thinners), dispersantes, y/o defloculantes. Estos materiales
causan un cambio en las interacciones físicas y químicas entre sólidos y/o sales
disueltas; produciendo una reducción en la viscosidad y el desarrollo gel del fluido de
perforación.
Controladores de pH y Alcalinidad.-
El pH afecta muchas propiedades del lodo, incluyendo:
• Detección y tratamiento de contaminantes tales como cemento y carbonatos
solubles.
• Solubilidad de muchos diluyentes e iones metálicos divalentes como el Calcio
y el magnesio.
Los aditivos para el control del pH y alcalinidad incluyen: NaOH, KOH, Ca(OH)2,
NaHCO3 y Mg(OH)2. Estos componentes son usados para conseguir un pH específico y
mantener un pH y alcalinidad óptimos en fluidos base agua.
Agentes Lubricantes.-
Los agentes lubricantes son utilizados principalmente para reducir la fricción entre la
pared del pozo y la tubería de perforación, sucesivamente reducirá también el torque y
el arrastre, lo cual es esencial para pozos horizontales y altamente desviados. Los
materiales lubricantes incluyen: aceite (diesel, aceite mineral, vegetal o animal),
surfactantes, grafito, asfalto, polímeros y lechos de vidrio.
Materiales Estabilizadores de Lutita.-
Existen muchos problemas relacionados con las lutitas, los cuales pueden ser
encontrados al perforar secciones de lutita altamente hidratables. Esencialmente la
estabilización de la lutita se consigue previniendo el contacto de agua con la sección de
lutita. Esto ocurre cuando el aditivo encapsula la lutita o cuando un ión especifico tal
como el potasio entra en la sección expuesta de lutita y neutraliza la carga de esta.
Los estabilizadores de lutita incluyen: polímeros de alto peso molecular, hidrocarburos,
potasio, sales de calcio (KCl) y glicoles.
La experiencia de campo indica que no se puede alcanzar una completa estabilización
de lutita solo con polímeros; sales solubles deben estar también presentes en la fase
acuosa para estabilizar lutitas hidratables.

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EQUIPO DE ACONDICIONAMIENTO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
El fluido de perforación que retorna a superficie del pozo contiene generalmente:
recortes, sólidos de la formación, otras partículas y algunas veces hidrocarburos, etc.
Todos estos contaminantes deben ser removidos del lodo antes de ser recirculado.
También deben añadirse al lodo aditivos químicos y arcillas para mantener las
propiedades requeridas. El quipo necesario para todas estas funciones se presenta en
la figura 1 y se listan y describen a continuación.
Figura Nº 1. Equipo de Acondicionamiento de Lodo (Circuito del Lodo)

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Clasificación de los tamaños de las partículas:
El tamaño de las partículas puede clasificarse en las siguientes categorías, en
conformidad con su tamaño (figuras 2 y Tabla 4).
La Figura 2 y la tabla 4 relacionan los tamaños de las partículas con términos
familiares, ejemplos típicos, y con los equipos de control de sólidos que eliminarán
partículas que tienen un tamaño determinado.
Figura 2: Clasificaron de los tamaños de las partículas
Tabla Nº 4: Clasificación de los sólidos de acuerdo a su tamaño
De acuerdo al tamaño de los sólidos se disponen de equipos de separación de estos
sólidos, lo que viene a constituir la unidad de control de sólidos. Unidad que esta
conformada normalmente por los siguientes equipos:
1. Zaranda
2. Hidrociclones y
3. Centrifugas rotativas

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Zaranda (Shale Shaker)
Figura Nº 3: Partes de la Zaranda
Las zarandas son los dispositivos de control de sólidos más importantes, consistentes
en mallas vibratorias separadoras, usadas para eliminar los recortes del lodo (ver
Figura 3).
Las zarandas pueden ser descritas usando los siguientes términos:
Malla: esta se refiere al número de aberturas por pulgada lineal. Por ejemplo, una
malla “cuadrada” de malla 30 x 30 tiene 30 aberturas a lo largo de una línea de 1
pulgada en ambas direcciones. Una malla “oblonga” (abertura rectangular) de malla 70
x 30 tendrá 70 aberturas a lo largo de una línea de 1 pulgada en una dirección, y 30
aberturas en una línea perpendicular de 1 pulgada (Figura Nº 3a).
Eficiencia de separación o punto de corte: Un punto de corte D50 de 40 micrones
significa que 50% de las partículas de 40 micrones han sido eliminadas y que 50%
permanecen en el sistema de lodo.
Área abierta: es el área no ocupada por los alambres. Una malla 80 con un área
abierta de 46% manejará un volumen de lodo más grande que una malla 80 que tiene
un área abierta de 33%.

16
Figura Nº 3a: Tamaños de malla vs. Micrones de abertura
Fuerza “g”: esta es una aceleración igual a la fuerza de gravedad y se define según la
siguiente ecuación:
Mientras mas grade sea el valor de la fuerza “g” mejor será la separación de sólidos,
pero esto reducirá la vida de la malla. El tensionamiento de la malla es crítica para
mallas de elevada fuerza “g”.
Tanque de asentamiento o Trampa de Arena
Es el primer tanque que recibe el lodo, luego que este abandona la zaranda. El fondo
de este tipo de tanques tienen generalmente una pendiente para ayudar a la
precipitación de los sólidos; sólidos que son descartados periódicamente a través de
las válvulas de descarga (figura 1).
Cabe señalar que los tanques de asentamiento casi nunca son usados en operaciones
modernas de perforación, sin embargo pueden ser utilizados de vez en cuando.

17
Desarenador (Desander)
Tanto el desarenador como el desilter separan sólidos en un hidrociclón, en cual se
hace rotar al fluido para separar el contenido de sólidos por fuerza centrifuga, como se
ilustra en la figura 4.
Figura Nº 4
Se necesita usar un desarenador (figuras 5a y 5b) para impedir la sobrecarga de los
deslimadores. En general se usa un hidrociclón de 6 pulgadas de diámetro interior (DI)
o más grande, con una unidad compuesta de dos hidrociclones de 12 pulgadas, cada
uno de los cuales suele tener una capacidad de 500 gpm.
Los grandes hidrociclones desarenadores tienen la ventaja de ofrecer una alta
capacidad volumétrica (caudal) por hidrociclón, pero tienen el inconveniente de realizar
grandes cortes de tamaño de partícula comprendidos en el rango de 45 a 74 micrones.
Para obtener resultados eficaces, un desarenador debe ser instalado con la presión de
“cabeza” apropiada.
5a desander inclinado 5b desander vertical
Figura Nº 5: Desarenadores

18
Deslimador (Desilter)
Para lograr la máxima eficiencia y evitar la sobrecarga del deslimador, todo el flujo
debería ser desarenado antes de ser deslimizado. En general se usa un hidrociclón de
4 pulgadas de DI para deslimizar, con una unidad que contiene 12 o más hidrociclones
de 4 pulgadas, cada uno de los cuales suele tener una capacidad de 75 gpm. La
capacidad volumétrica apropiada para los deslimadores y los desarenadores debería
ser igual a 125 - 150% de la velocidad de circulación. Los pozos de gran diámetro
requieren un mayor número de hidrociclones. Un hidrociclón de 4 pulgadas bien
diseñado y operado correctamente tendrá un punto de corte D90 de aproximadamente
40 micrones. Como la barita cae dentro del mismo rango de tamaños que el limo,
también será separada del sistema de lodo por un deslimador, recuperándose los
agentes densificantes. Por este motivo, los deslimadores se usan muy poco en los
lodos densificados de más de 12,5 lb/gal. Los deslimadores y desarenadores son
usados principalmente durante la perforación del pozo de superficie y cuando se usan
lodos no densificados de baja densidad.
Figura Nº 6: Deslimador
Limpiadores de Lodo (Mud Cleaner)
Un limpiador de lodo es básicamente un deslimador montado sobre una zaranda de
malla vibratoria, generalmente 12 o más hidrociclones de 4 pulgadas sobre una
zaranda de alta energía con malla de entramado muy fino (ver Figura 7). Un limpiador
de lodo separa los sólidos perforados de tamaño de arena del lodo, pero retiene la
barita. Primero, el limpiador de lodo procesa el lodo a través del deslimador y luego
separa la descarga a través de una zaranda de malla fina. El lodo y los sólidos que
pasan a través de la malla (tamaño de corte variable según el entramado de la malla)
son guardados y los sólidos más grandes retenidos por la malla son desechados.
De acuerdo con las especificaciones de API, 97% de las partículas de Barita tienen un
tamaño inferior a 74 micrones; por lo tanto, la mayor parte de la barita será
descargada por los hidrociclones y pasará a través de la malla para ser devuelta al
sistema. En realidad, un limpiador de lodo desarena un lodo densificado y sirve de
respaldo para las zarandas. Las mallas de los limpiadores de lodo pueden variar en
tamaño de malla 120 a 325. Para que un limpiador de lodo constituya un dispositivo
eficaz de control de sólidos, el tamaño de la malla debe ser más fino que el tamaño de
las mallas de las zarandas.

19
Figura Nº 7: Limpiadores de Lodo (Mud Cleaner)
Aunque la remoción de sólidos perforados y la recuperación de la Barita constituyan los
usos más comunes del limpiador de lodo, la recuperación de las fases líquidas costosas
(sintéticos, aceites, sal saturada, KCl, etc.) junto con la barita, reducirá los costos del
lodo.
Además, el material desechado por la malla vibratoria es considerablemente más seco,
por lo tanto, en muchos casos, el volumen reducido y la sequedad del material
desechado reducirán los costos de eliminación. Si las mallas de las zarandas de
entramado fino de malla 200 o menos están funcionando correctamente y ningún lodo
está contorneando las zarandas, es posible que el uso de un limpiador de lodo no
aporte ninguna ventaja adicional.
Centrifuga
Figura Nº 8: Perfil transversal de una centrifuga decantadora
Como con los hidrociclones, las centrífugas de tipo decantador aumentan las fuerzas
que causan la separación de los sólidos al aumentar la fuerza centrífuga. Son capaces
de separar sólidos del orden de los 10 micrones de tamaño.

20
La centrífuga decantadora (Figura 8) se compone de un tazón cónico (Bowl) de acero
horizontal que gira a una gran velocidad, con un tornillo transportador helicoidal en su
interior. Este tornillo transportador gira en la misma dirección que el tazón exterior,
pero a una velocidad ligeramente más lenta. La alta velocidad rotacional fuerza los
sólidos contra la pared interior del tazón y el tornillo transportador los empuja hacia el
extremo, donde son descargados.
La centrifuga suele usarse para la recuperación de Barita y en fluidos de perforación no
densificados la centrifuga es normalmente usada para la recuperación del liquido.
Desgasificador
La recirculación del gas entrampado en el lodo podría resultar peligrosa y causaría un
decremento en la eficiencia de bombeo, lo que provocaría una disminución en la
presión hidrostática y por lo tanto, menor capacidad de contener la presión de
formación.
El gas entrampado podría no ser eliminado del todo luego que el lodo ha pasado la
zaranda y los hidrociclones. En este caso se tendría la necesidad de pasar el lodo a
través de un desgasificador. Dos desgasificadotes son generalmente empleados:
• Separadores Gas-Lodo
• Desgasificadores al vacío (figura 9a y 9b)
Un separador Gas-Lodo es preferible para un manejo seguro de altas presiones de gas
y flujos de lodo cuando se tiene una surgencia. Los desgasificadores al vacío son mas
apropiados para la separación de gas entrampado, el cual aparece como espuma en la
superficie del lodo.
Figura Nº 9a: Desgasificador al vacío

21
Figura Nº 9b: Desgasificador al vacío Swaco
Mezclador (Hopper)
El mezclador de mayor uso común es el “jet hopper” (figura 10). Originalmente este
fue desarrollado para el mezclado de cemento y agua para la cementación de pozos.
Ahora este es usado para la adición de material al lodo de perforación y así lograr las
propiedades físicas y químicas deseadas para el lodo. En operación, una bomba
mezcladora o centrifuga circula el lodo de los tanques a través de la tolva a chorro (jet
hopper) y de vuelta al tanque de lodo.
Figura Nº 10: Jet hopper o tolva a chorro

22
Cabe señalar que la tolva no es usada para la mezcla de ciertos químicos (por la
peligrosidad de su manipuleo), como por ejemplo soda cáustica (hidróxido que será
preparado en el tanque químico)
Tanque de Succión
El fluido de perforación es almacenado y mezclado en el tanque de succión (Figura Nº
1) antes de retornar a las bombas de lodo para ser recirculado a través del pozo.
Pistolas de Lodo (Mud Guns)
Las pistolas de lodo (Figura Nº 11) son útiles para mantener el lodo mezclado y
compartir el flujo de tanques. Sin embargo estos dispositivos pueden bajar la eficiencia
del sistema de control de sólidos si son instalados incorrectamente.
Existen dos tipos de pistolas de lodos:
1 De alta presión (3000 a 6000 psi), operadas por una bomba de la torre.
2 De baja presión, operadas por una bomba centrifuga.
Figura Nº 11: Pistolas de Lodo
Agitadores
Estas deben ser adecuadamente instaladas, posicionadas y contar con un adecuado
suministro de energía, y así evitar la sedimentación en las esquinas de los tanques.
Los agitadores son preferidos a las pistolas de lodo.

23
Existen dos tipos de agitadores: agitadores de flujo radial y axial (figuras 12a y 12b).
12a: Agitador de flujo radial 12b: Agitador de flujo axial
Figura Nº 12: Tipos de Agitadores

24
REOLOGÍAREOLOGÍAREOLOGÍAREOLOGÍA
INTRODUCCIÓN
Reología es la ciencia que estudia la deformación y el flujo de la materia. Al tomar
ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la manera en que dicho fluido fluirá
bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura, la presión y la velocidad de
corte.
Las propiedades físicas de un fluido de perforación, la densidad y las propiedades
reológicas son monitoreadas periódicamente para facilitar la optimización del proceso
de perforación. Estas propiedades físicas contribuyen a varios aspectos importantes en
la perforación de un pozo, incluyendo:
• Proporcionar el control de las presiones para impedir el influjo del fluido de la
formación.
• Transmitir energía a la barrena para maximizar la Velocidad de Penetración (ROP).
• Proporcionar la estabilidad del pozo a través de las zonas presurizadas o sometidas
a esfuerzos mecánicos.
• Suspender los recortes y el material densificante durante los periodos estáticos.
• Permitir la separación de los sólidos perforados y el gas en la superficie.
• Extraer los recortes del pozo.
TÉRMINOS REOLÓGICOS
A continuación se detalla en una tabla los términos y definiciones pertinentes a la
reología (tabla extraída de BAROID FLUIDS HANDBOOK)
Tabla Nº 5: Términos Reológicos
(De Baroid Fluids Handbook)

25

26
La velocidad del fluido aumenta a medida que se aleja de las paredes del pozo, hacia
un valor máximo en el centro del anular. Esto ocurre porque es mas fácil para las
capas de fluido moverse unas sobre otras que a través de la pared del pozo. La
velocidad a la que las capas del fluido se mueven unas sobre otras se denomina
velocidad de corte (γ).
Esfuerzo de Corte (ττττ)
El esfuerzo de corte (τ) es la fuerza requerida para mantener fluyendo un tipo
particular de fluido (es decir la velocidad de corte). El esfuerzo de corte está expresado
en unidades estándar del campo petrolífero, es decir las libras fuerza por cada cien
pies cuadrados (lb/100 pies2
) requeridas para mantener la velocidad de corte.
Velocidad de Corte (γγγγ)
Es la velocidad relativa (Figura Nº 13) de una lamina adyacente a otra, dividida entre
la distancia entre ambas.
d
VV 12 −−−−
====γγγγ
Donde:
γ = Velocidad de corte en segundos recíprocos
V2= Velocidad en la Capa B (pies/s)
V1= Velocidad en la Capa A (pies/s)
d = Distancia entre A y B (pies)

27
La velocidad de corte (γ), es igual a la velocidad rotacional RPM (θ) viscosímetro
multiplicada por 1,703. Este factor se deriva de la geometría del manguito y del
balancín del viscosímetro.
γγγγ (s–1
) = 1.703 x θ
Figura Nº 13: Velocidad de Corte y Esfuerzo de Corte
VISCOSIDAD
Viscosidad es el término reológico más conocido. En su sentido más amplio, la
viscosidad se puede describir como la resistencia al flujo de una sustancia.
La viscosidad (µ) se puede describir como la relación del esfuerzo de corte (τ) a la
velocidad de corte (γ). Por definición:
)(
)(
)(cos
γ
τ
µ
cortedevelocidad
cortedeesfuerzo
idadVis =
Para facilitar el entendimiento de los subtítulos siguientes se definen conceptos
relacionados con el tema.
En el campo petrolífero, los términos a continuación mencionados se usan para
describir la viscosidad y las propiedades reológicas del fluido de perforación.
1. Viscosidad embudo (seg/qt).
2. Viscosidad aparente (cP).
3. Viscosidad efectiva (cP).
4. Viscosidad plástica (cP).
5. Punto cedente (lb/100 pies2
).
6. Viscosidad a baja velocidad de corte y Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte
(LSRV) (cP).
7. Esfuerzos de gel (lb/100 pies2
).
Éstos representan algunos de los valores claves para tratar y mantener en buen estado
el fluido de perforación.

28
Viscosidad Embudo (viscosidad Marsh)
La viscosidad de embudo se mide usando el viscosímetro de Marsh. La viscosidad
embudo se usa como indicador relativo de la condición del fluido. No proporciona
suficiente información para determinar las propiedades reológicas o las características
de flujo de un fluido. Debería usarse en el campo para detectar los cambios relativos
en las propiedades del fluido de perforación. Además, ningún valor en particular de la
viscosidad de embudo puede ser adoptado como valor representativo de todos los
fluidos. Lo que produce buenos resultados en un área puede fallar en otra; sin
embargo, se puede aplicar una regla general a los fluidos de perforación a base de
arcilla. La viscosidad de embudo de la mayoría de los fluidos base arcilla se controla a
cuatro veces la densidad (lb/gal) o menos.
Sin embargo hay ciertas excepciones, como en las áreas donde se requiere el uso de
fluidos de alta viscosidad.
Los sistemas de polímeros e inversión inversa (base aceite o base sintética) no siguen
necesariamente estas reglas.
Viscosidad efectiva (µµµµe)
La viscosidad de un fluido no newtoniano cambia con el esfuerzo de corte. La
viscosidad efectiva (µe) de un fluido es la viscosidad de un fluido bajo condiciones
específicas. Estas condiciones incluyen la velocidad de corte, la geometría por donde
fluye el fluido, la presión y la temperatura.
Viscosidad aparente (µµµµa)
La viscosidad aparente está indicada por la indicación del viscosímetro de lodo a 300
RPM (θ300) o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600 RPM (θ600). Esta es una
reflexión de la viscosidad plástica y el punto cedente combinados, un incremento en
cualquiera de ellos causara un incremento en la viscosidad aparente (y probablemente
en la viscosidad embudo). La ecuación para el calculo de la viscosidad aparente es la
siguiente:
µµµµa = Θ600/2
Viscosidad plástica (VP)
La viscosidad plástica (VP) en centipoises (cP) o mili pázcales-segundo (mPa•s) se
calcula a partir de los datos del viscosímetro de lodo, como:
PV (cP) = Θ600 – Θ300
La viscosidad plástica se describe generalmente como la parte de la resistencia al flujo
que es causada por la fricción mecánica.
La viscosidad plástica es afectada principalmente por:
1. La concentración de sólidos.
2. El tamaño y la forma de los sólidos.
3. La viscosidad de la fase fluida.
4. La presencia de algunos polímeros de cadena larga (POLY-PLUS®,
hidroxietilcelulosa (HEC), POLYPAC®, Carboximetilcelulosa (CMC)).
5. Las relaciones aceite-agua (A/A) o Sintético-Agua (S/A) en los fluidos de
emulsión inversa.

29
La fase sólida es lo que más interesa al ingeniero de fluidos. Un aumento de la
viscosidad plástica puede significar un aumento en el porcentaje en volumen de
sólidos, una reducción del tamaño de las partículas de los sólidos, un cambio de la
forma de las partículas o una combinación de estos efectos. Cualquier aumento del
área superficial total de los sólidos expuestos se reflejará en un aumento de la
viscosidad plástica. Por ejemplo, en una partícula sólida que se parte por la mitad, el
área superficial expuesta combinada de los dos trozos será más grande que el área
superficial de la partícula original. Una partícula plana tiene más área superficial
expuesta que una partícula esférica del mismo volumen. Sin embargo, la mayoría de
las veces, el aumento de la viscosidad plástica resulta del aumento en el porcentaje de
sólidos. Esto puede ser confirmado mediante los cambios de densidad y/o el análisis en
retorta. Algunos de los sólidos contenidos en el fluido están presentes porque fueron
añadidos intencionalmente. Por ejemplo, la bentonita es eficaz para aumentar la
viscosidad y reducir la pérdida de fluidos, mientras que la Barita es necesaria para en
incremento de la densidad. Como regla general, la viscosidad del fluido no debería ser
mas alta que la que se requiere para la limpieza del pozo y la suspensión de la Barita.
Punto cedente (YIELD POINT)
El yield point (YP) es la resistencia inicial al flujo causada por fuerzas
electromagnéticas entre las partículas. Estas fuerzas electromagnéticas son debidas a
las cargas en la superficie de las partículas dispersas en la fase liquida. El punto
cedente es una medida de estas fuerzas bajo condiciones de flujo y es dependiente de:
1. Las propiedades de la superficie de los sólidos contenidos en el lodo,
2. La concentración en volumen de estos sólidos y
3. El ambiente iónico del líquido que rodea los sólidos.
El yield point se mide en lb/100 ft2
y se calcula con la siguiente ecuación:
YP = θ300 – VP
Un aumento en el YP causaría un incremento de la viscosidad del fluido de perforación,
para su control se debe realizar un tratamiento químico.
Fuerza gel
Las fuerzas gel a 10 segundos y 10 minutos se miden con el viscosímetro Fann (VG
meter), esta fuerza gel indica las fuerzas de atracción (gelación) de las partículas de
un fluido de perforación bajo condiciones estáticas. Una excesiva gelación es el
resultado de una alta concentración de sólidos, lo que lleva a la floculación del lodo
(consecuencia indeseable pues esto causaría un aumento de viscosidad, gelificación y
filtrado).
Signos de problemas con las propiedades reológicas del lodo a menudo son reflejados
por el excesivo desarrollo de la fuerza gel del lodo. Cuando existe un amplio rango
entre el gel inicial y el de 10 minutos, estas son llamadas “geles progresivas” (esta no
es una situación deseable, pues la fuerza para iniciar el movimiento será cada ves
mayor). Si el gel inicial y el de 10 minutos son ambos altos, sin una diferencia
apreciable entre ellos, estos se denominan “High-flat Gels” (también indeseables). No
debe permitirse que la gelación adquiera un valor mas alto de lo necesario para
ejecutar las funciones de suspensión de recortes y material densificante. Para la
suspensión, la condición de gel frágil es deseable, como se indica en la figura 14.

30
Figura Nº 14: Tipos de Geles
Excesivos valores de la fuerza gel son causados por altas concentraciones de sólidos y
pueden causar los siguientes problemas en la perforación:
1. Pistoneo, cuando se saca sarta del pozo,
2. Surgencia, cuando se introduce la sarta en el pozo,
3. Dificultad para introducir herramientas de registro en el fondo del pozo,
4. Retención de gas o aire entrapado en el lodo, y
5. Retención de arena y recortes mientras se perfora.
La fuerza gel y el yield point son medidas de las fuerzas de atracción en el sistema de
lodo. Un decremento en alguno de ambos significa la reducción del otro, por tanto se
utilizan similares tratamientos químicos para su modificación. La fuerza gel a 10
segundos es la mas cercana a la verdadera fuerza cedente de la mayoría de los
sistemas de fluidos de perforación.
TIPOS DE FLUIDO
Basado en su comportamiento de flujo, los fluidos se pueden clasificar en dos tipos
diferentes: newtonianos y no newtonianos.
FLUIDO NEWTONIANO
Los fluidos Newtonianos son aquellos en los cuales la viscosidad permanece constante
para todas las velocidades de corte, a condiciones de temperatura y presión constante.
Son fluidos Newtonianos el agua dulce, agua salada, aceite diesel, aceites minerales y
sintéticos. En estos fluidos, el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la
velocidad de corte, como lo indica la Figura 15. Los puntos forman una línea recta que
pasa por el punto de origen (0, 0) del gráfico según coordenadas cartesianas. La
viscosidad de un fluido newtoniano es la pendiente de esta línea de esfuerzo de

31
corte/velocidad de corte. El esfuerzo de cedencia (esfuerzo requerido para iniciar el
flujo) de un fluido newtoniano siempre será cero (0).
Cuando los fluidos newtonianos (agua dulce, agua salada, salmueras y aceites) son
usados para perforar, el pozo debería ser sometido a circulaciones o barridos de
limpieza periódicamente y antes de realizar los viajes.
Figura Nº 15: Fluido Newtoniano
El esfuerzo de corte debe ser medido a distintas velocidades de corte para caracterizar
las propiedades de flujo de un fluido. Sólo se requiere una medida, porque el esfuerzo
de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte para un fluido
newtoniano. A partir de esta medida, se puede calcular el esfuerzo de corte a cualquier
otra velocidad de corte, usando la siguiente ecuación:
ττττ = µµµµ * γγγγ
FLUIDOS NO NEWTONIANOS
Los fluidos no Newtonianos (la mayoría de los fluidos de perforación pertenecen a esta
clasificación) no muestran una directa proporción entre el esfuerzo de corte y la
velocidad de corte (Figura Nº 16). La relación del esfuerzo de corte y la velocidad de
corte (viscosidad) varía con la velocidad de corte y esta relación es llamada
“viscosidad efectiva”.

32
Un ejemplo de una curva para un fluido no Newtoniano se muestra en la figura 16; en
este se debe notar que la relación del esfuerzo de corte y la velocidad de corte difiere
para cada velocidad de corte.
Figura Nº 16: Comportamiento de un fluido No Newtoniano
La viscosidad de un fluido no Newtoniano es conocida como viscosidad efectiva y la
velocidad de corte debe ser especificada.
Figura Nº 17: Viscosidad Efectiva (µe) vs. Esfuerzo de corte, Velocidad de
Corte
Como se muestra en la Figura 17, cuando se traza la viscosidad efectiva junto a la
curva de esfuerzo de corte, velocidad de corte, es fácil observar la naturaleza de
disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte que exhiben la mayoría de los

33
fluidos de perforación.
La relación de disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte tiene implicaciones
muy importantes para los fluidos de perforación, porque nos proporciona las siguientes
afirmaciones:
1. A altas velocidades (altas velocidades de corte) en la columna de
perforación y a través de la barrena, el lodo disminuye su viscosidad con el
esfuerzo de corte hasta alcanzar valores bajos de viscosidad. Esto reduce la
presión de circulación y las pérdidas de presión.
2. A las velocidades más bajas (velocidades de corte más bajas) dentro del
espacio anular, el lodo tiene una viscosidad más alta que facilita la limpieza
del pozo.
3. A una velocidad ultra baja, la viscosidad del lodo alcanza su más alto nivel,
y cuando el lodo no está circulando, éste desarrolla esfuerzos de gel que
contribuyen a la suspensión de los materiales densificantes y de los
recortes.
Los fluidos no newtonianos se clasifican en dos grandes grupos:
1. Aquellos cuyas propiedades son independientes del tiempo, y
2. Aquellos cuyas propiedades son dependientes del tiempo
A su vez estos se subdividen en:
Para los independientes del tiempo:
• Fluidos Bingham-plásticos
• Fluidos seudo plásticos
• Fluidos dilatantes
Para los dependientes del tiempo:
• Fluidos tixotrópicos
Fluidos Bingham-plásticos
Este tipo de fluidos obedecen al modelo de flujo plástico de Bingham, el cual será
descrito mas adelante en el subtitulo dedicado a este tema.
Fluidos seudo plásticos
Estos fluidos se caracterizan por la forma de la curva ilustrada en la figura 18. Cuando
se representa la relación esfuerzo de corte/velocidad de corte en una escala
logarítmica, se obtiene una línea recta. La viscosidad efectiva de un fluido seudo
plástico disminuye con el incremento de la velocidad de corte.

34
Figura Nº 18: Reograma mostrando el comportamiento de fluidos Bingham-
plástico, pseudo plástico y dilatante.
Fluidos Dilatantes
El comportamiento de los fluidos dilatantes puede ser caracterizado por la curva de
flujo de la figura 18. La viscosidad efectiva de un fluido dilatante incrementa con el
incremento de la velocidad de corte. Esta no es una característica deseable para un
fluido de perforación.
Fluidos Tixotrópicos
Este tipo de fluidos exhiben un comportamiento dependiente del tiempo. Estos
desarrollan una fuerza gel cuando están en reposo o cuando se disminuye la velocidad
de corte aplicada. Ejemplos de fluidos tixotrópicos son: mayonesa, fluidos de
perforación, pinturas y tintas.
MODELOS REOLÓGICOS
Un modelo reológico es una descripción de la relación entre el esfuerzo de corte y la
velocidad de corte. La ley de viscosidad de Newton es el modelo reológico que describe
el comportamiento de flujo de los fluidos newtonianos. También se llama modelo
newtoniano. Sin embargo, como la mayoría de los fluidos de perforación son fluidos no
newtonianos, este modelo no describe su comportamiento de flujo. En realidad, como
no existe ningún modelo reológico específico que pueda describir con precisión las
características de flujo de todos los fluidos de perforación, numerosos modelos han
sido desarrollados para describir el comportamiento de flujo de los fluidos no
newtonianos. A continuación se proporciona una descripción de los modelos de Flujo
Plástico de Bingham, de Ley Exponencial y de Ley Exponencial Modificada. El uso de
estos modelos requiere medidas del esfuerzo de corte a dos o más velocidades de
corte. A partir de estas medidas, se puede calcular el esfuerzo de corte a cualquier otra
velocidad de corte.

35
MODELO DE FLUJO PLÁSTICO DE BINGHAM
Estos fluidos producen una línea recta como relación entre la fuerza de corte y la
velocidad de corte, pero esta línea no pasa por el origen. Una fuera de corte finita es
necesaria para iniciar el flujo. El valor de esta fuerza de corte es llamada “Punto
Cedente de Bingham” (figuras 18 y 19).
Figura Nº 19: Reograma de un lodo Newtoniano y uno Típico
El modelo de Flujo Plástico de Bingham es el modelo reológico matemático mas
ampliamente usado en el campo petrolero. Todos los datos son generados a 600 y 300
RPM en un viscosímetro Fann. Éste es uno de los más antiguos modelos reológicos que
son usados actualmente. La ecuación para el modelo de Flujo Plástico de Bingham
aplicada a las indicaciones del VG meter es la siguiente:
ττττ = VP (γ/300) + YP
La mayoría de los fluidos de perforación no son verdaderos fluidos Plásticos de
Bingham. Para el lodo típico, si se hace una curva de consistencia para un fluido de
perforación con los datos del viscosímetro rotativo, se obtiene una curva no lineal que
no pasa por el punto de origen, según se muestra en la Figura 19.
El flujo tapón, condición en que un fluido gelificado fluye como un “tapón” que tiene un
perfil de viscosidad plano, comienza a medida que esta fuerza aumenta. A medida que
la velocidad de corte aumenta, el flujo pasa del flujo tapón al flujo viscoso. Dentro de
la zona de flujo viscoso, los incrementos iguales de la velocidad de corte producirán
incrementos iguales del esfuerzo de corte, y el sistema adopta la configuración del
flujo de un fluido newtoniano.
El viscosímetro de dos velocidades fue diseñado para medir los valores reológicos del
punto cedente y de la viscosidad plástica de un Fluido Plástico de Bingham. La Figura

36
20 ilustra una curva de flujo para un fluido de perforación típico, tomada en el
viscosímetro FANN (VG) de dos velocidades. La pendiente de la porción rectilínea de
esta curva de consistencia constituye la viscosidad plástica. A partir de estas dos
medidas de esfuerzo de corte, se puede extrapolar la línea de viscosidad plástica hasta
el eje Y para determinar el punto cedente de Bingham que está definido como la
intersección de Y. Para la mayoría de los lodos, el esfuerzo de cedencia verdadero es
inferior al punto cedente de Bingham, como lo indican las Figuras 19 y 21.
Figura Nº 20: Valores de flujo Plástico de Bingham
obtenidos a partir de dos valores
La Figura Nº 21 ilustra un perfil de flujo verdadero de un fluido de perforación con el
modelo ideal de Flujo Plástico de Bingham. Esta figura muestra no solamente la
comparación entre el “punto cedente verdadero” y el punto cedente de Bingham, sino
también la desviación de la viscosidad a bajas y altas velocidades de corte en
comparación con la viscosidad Plástica de Bingham. El punto cedente de Bingham es
más alto que el esfuerzo de cedencia verdadero. Por lo general, la mejor manera de
estimar el punto cedente verdadero es a partir del valor de esfuerzo de gel inicial.
El modelo de Flujo Plástico de Bingham representa con precisión la relación de esfuerzo
de corte/velocidad de corte de los lodos base agua, de arcilla floculada, de baja
densidad (como el Hidróxido de Metales Mezclados (MMH)) y de la mayoría de los
demás fluidos a altas velocidades de corte (mayores que 511 s-1
o 300 RPM).
Generalmente, los valores de esfuerzo de corte/velocidad de corte de la mayoría de los
fluidos no floculados se desvían de los valores pronosticados por el modelo de Flujo
Plástico de Bingham, a medida que se reduce la velocidad de corte.

37
Figura Nº 21: Modelo de Bingham y fluido no Newtoniano típico
La mayor divergencia está a velocidades de corte más bajas. Si un lodo es un
verdadero fluido Plástico de Bingham, entonces el esfuerzo de gel inicial y el punto
cedente serán iguales, como en el caso de numerosos fluidos base agua de arcilla
floculada.
MODELO DE LEY EXPONENCIAL
Este modelo trata de superar las deficiencias del modelo de Bingham a velocidades de
corte bajas. En esta ley las curvas de esfuerzo de corte vs. Velocidad de corte pasan
por el origen (como en los fluidos newtonianos). Matemáticamente el modelo de Ley de
potencia se expresa como:
τ = K*γ n
Donde:
τ: esfuerzo de corte
γ : Velocidad de corte en segundos recíprocos
K: Índice de consistencia
n: índice de flujo o de ley exponencial
El índice “n” indica el grado de comportamiento no newtoniano de un fluido sobre un
rango determinado de velocidades.
Según el valor de “n” existen tres tipos de perfiles de flujo y comportamiento de flujo
(Figura Nº 22), que son:
1. n < 1: El fluido es un fluido no newtoniano que disminuye su viscosidad con el
esfuerzo de corte.
2. n = 1: El fluido es un fluido newtoniano.
3. n > 1: El fluido es un fluido dilatante que aumenta su viscosidad con el esfuerzo
de corte (los fluidos de perforación no están incluidos en esta categoría).

38
Figura Nº 22: Efecto del índice “n” en el comportamiento del fluido
El índice “n” tiene un efecto sobre el perfil de flujo y el perfil de velocidad, como se
muestra en la figura. De esta se puede decir que a menor índice “n”, la velocidad del
fluido aumenta sobre un área mas grande del espacio anular, lo que incrementa la
limpieza del lodo (Figura Nº 23).
Figura Nº 23: Efecto del índice “n” de ley exponencial
sobre el perfil de velocidad

39
El índice de consistencia “K” es la viscosidad a una velocidad de corte de un segundo
recíproco (s-1
). Este índice está relacionado con la viscosidad de un fluido a bajas
velocidades de corte. La eficacia con la cual un fluido limpia el pozo y suspende los
materiales densificantes y los recortes puede ser mejorada aumentando el valor de
“K”.
Según el boletín de la API (“Práctica Recomendada para la Reología y la Hidráulica de
los Fluidos de Perforación de Pozos de Petróleo” ,Práctica 13D) recomienda dos
conjuntos de ecuaciones reológicas, uno para dentro de la tubería (condiciones
turbulentas) y otro para el espacio anular (condiciones laminares).
Las ecuaciones para el calculo de “n” y “K” para dentro de la tubería son:
300
600
log32.3
θθθθ
θθθθ
====pn
pp nnpk
11.5
11.5
1022
11.5 300600 θθθθθθθθ
========
Las ecuaciones para el calculo de “n” y “K” para el espacio anular son:
3
100
log657.0
θθθθ
θθθθ
====an
aa nnak
11.5
11.5
2.170
11.5 3100 θθθθθθθθ
========
El valor de θ100 no podrá obtenerse de un viscosímetro de dos mediciones, para lo cual
se tiene la siguiente ecuación para el calculo de la misma:
3
)(2 300600
300100
θθθθθθθθ
θθθθθθθθ
−−−−
−−−−====
La ecuación general de Ley Exponencial para el calculo de la viscosidad efectiva es:
1
100 −−−−
∗∗∗∗==== n
e kγγγγµµµµ
La viscosidad efectiva dentro de la tubería se calcula con la siguiente ecuación:
pp
n
p
p
n
p
pep
n
n
D
V
kcP







 ++++







 ∗∗∗∗
∗∗∗∗====
−−−−
4
136.1
100)(
)1(
µµµµ

40
La viscosidad efectiva en el espacio anular se calcula con la siguiente ecuación:
aa n
a
a
n
a
aea
n
n
DD
V
kcP 




 ++++






−−−−
∗∗∗∗
∗∗∗∗====
−−−−
3
126.1
100)(
)1(
12
µµµµ
Donde:
Vp: Velocidad en la tubería
D: Diámetro interior de la tubería o los portamechas
D2: diámetro interior del pozo o de la tubería de revestimiento
D1: diámetro exterior de la tubería de perforación o de los portamechas
Aunque las correspondientes normas API se refieran a estas ecuaciones como
ecuaciones de Ley Exponencial para espacios anulares y tuberías, la velocidad de corte
dentro del espacio anular puede disminuir hasta un nivel comprendido dentro del rango
que está mejor descrito por las ecuaciones para tuberías o la velocidad de corte dentro
de la tubería puede disminuir hasta un nivel comprendido dentro del rango que está
mejor descrito por las ecuaciones para el espacio anular. Cualquiera que sea el caso,
deberían usarse las ecuaciones de Ley Exponencial que coinciden mejor con los datos.
Generalmente, las ecuaciones de Ley Exponencial para tuberías deberían ser usadas
cada vez que la velocidad de corte es mayor que 170 s–1
.
LEY EXPONENCIAL MODIFICADA
Como se mencionó anteriormente, API ha seleccionado el modelo de Ley Exponencial
como modelo estándar. Sin embargo, el modelo de Ley Exponencial no describe
totalmente a los fluidos de perforación, porque no tiene un esfuerzo de cedencia y
calcula un valor demasiado bajo de la LSRV (viscosidad a muy baja velocidad de
corte), como se mostró previamente en la Figura Nº 22. El modelo de Ley Exponencial
modificada, o modelo de Herschel-Bulkley, puede ser utilizado para tomar en cuenta el
esfuerzo requerido para iniciar el movimiento del fluido (esfuerzo de cedencia).
Figura Nº 24: Comparación de los Modelos Reológicos

41
Figura Nº 25: Grafico Logarítmico de comparación de los modelos reológicos
Los diagramas mostrados en las Figuras 24 y 25 ilustran las diferencias entre los
modelos de Ley Exponencial modificada, Ley Exponencial y Flujo Plástico de Bingham.
Está claro que el modelo de Ley Exponencial modificada se parece más al perfil de flujo
de un lodo de perforación típico. Se ha usado un viscosímetro FANN (VG) para obtener
las indicaciones del cuadrante a velocidades de 600, 300 y 3 RPM. Primero, los tres
modelos son presentados sobre papel de coordenadas cartesianas (Figura 24), y luego
sobre papel cuadriculado con doble escala logarítmica (Figura 25).
En cada caso, el modelo de Ley Exponencial modificada está ubicado entre el modelo
de Flujo Plástico de Bingham, siendo éste el más alto, y el modelo de Ley Exponencial,
el más bajo.
El modelo de Ley Exponencial modificada es ligeramente más complicado que el
modelo de Flujo Plástico de Bingham o el modelo de Ley Exponencial. Sin embargo,
este modelo puede aproximarse más al comportamiento reológico verdadero de la
mayoría de los fluidos de perforación.
Matemáticamente, el modelo de Herschel-Bulkley es el siguiente:
τ = τO + Kγn
Donde:
τ: Esfuerzo de Corte
τO: Esfuerzo de cedencia o fuerza para iniciar el flujo
K: Índice de consistencia
γ: Velocidad de Corte
n: Índice de ley exponencial
En la práctica, se acepta el esfuerzo de cedencia como valor para la indicación a 3 RPM
o el esfuerzo de gel inicial en el viscosímetro VG. Al convertir las ecuaciones para
aceptar los datos del viscosímetro VG, se obtienen las ecuaciones para “n” y “K”.

42
n
O
O
O
w
K
w
w
n
1
1
1
2
1
2
log
log
θθθθθθθθ
θθθθθθθθ
θθθθθθθθ
−−−−
====












−−−−
−−−−
====
Donde:
θ1: Indicación del viscosímetro a una velocidad de corte más baja
θ2: Indicación del viscosímetro a una velocidad de corte más alta
θO: Esfuerzo de gel nulo o indicación a 3 RPM
W1: RPM a una velocidad de corte mas baja
W2: RPM a una velocidad de corte mas alta
K: Dina-n
/cm2

43
SEGUNDA PARTE:SEGUNDA PARTE:SEGUNDA PARTE:SEGUNDA PARTE:
PRUEBAS DE LABORATORIOPRUEBAS DE LABORATORIOPRUEBAS DE LABORATORIOPRUEBAS DE LABORATORIO

44
INTRODUCCIÓN
Para el desarrollo normal de las operaciones de perforación es absolutamente
necesario mantener en buen estado el fluido de perforación. Estado que se logra con el
control constante de las propiedades del lodo.
El control de las propiedades del lodo se efectúa con las pruebas de campo; pruebas
que se listan a continuación.
Ensayos de campo de lodos base agua (WBM), lodos base aceite
(OBM), sintéticos, y fluidos de terminación/reparación (CWO).
Según Baroid Drilling Fluids Handbook

45
Todas estas pruebas están basadas en la norma: “Recommended Practice Standard
Procedure for Field Testing Water-Based Drilling Fluids ”, API Recommended Practice 13B-1
(RP 13B-1) First Edition, June 1990.
Un listado general de estas practicas se encuentra en el ANEXO 1.

46
DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD
OBJETIVOS
Determinar la densidad del un lodo de perforación base agua mediante la balanza de
lodo.
Preparar lodo bentonítico de una determinada densidad.
RESUMEN TEÓRICO
DENSIDAD DEL LODO
El punto de inicio para el control de la presión es el control de la densidad del lodo. El
peso de la columna de lodo en el pozo necesario para balancear la presión de
formación, es el punto de referencia en cual están basados todos los cálculos de
control de presión. El peso requerido de una columna de lodo establece la densidad del
lodo para cualquier caso específico.
Afortunadamente la densidad es una de las mediciones mas precisas; con una simple
balanza de lodo (Figura 1a) es posible medir densidades de 0.1 ppg (equivalente a 5.2
psi/1000 ft de columna de lodo).
Los errores mas frecuentes responsables de la imprecisión en la medición de la
densidad son:
1. Balanza calibrada incorrectamente.
2. Gas o aire entrampado en el lodo.
3. Falla en llenar la copa con el volumen exacto.
4. Balanza sucia.
PREPARACIÓN DE LODO
El lodo a preparar para el presente experimento será un lodo homogéneo resultante de
la mezcla de agua y bentonita en proporciones determinadas.
Para la preparación del lodo generalmente será de conocimiento la densidad del lodo
deseado (dd) mientras las masas de bentonita (mB) y agua (mW) serán las incógnitas.
Para el cálculo de tales incógnitas se debe realizar el siguiente balance de materia:
mB + mW = md (1)
Es evidente que solo con la ecuación (1) no se puede determinar la masa de Bentonita
necesaria para preparar un lodo bentonítico de una determinada densidad dd. pero
también es evidente que tal masa de Bentonita puede ser calculada si se conoce el
volumen de Bentonita involucrado en la preparación del lodo.

47
Entonces:
mB = VB * dB (2)
VB se calculara como sigue:
De ecuación (1):
VB * dB + VW * dW = Vd * dd (3)
Y considerando volúmenes aditivos
Vd = VB + VW (4)
Donde:
VB, VW y Vd: Volumen de Bentonita, volumen de agua y volumen del lodo deseado
respectivamente.
dB, dW y dd *: Densidad de Bentonita, densidad de agua y densidad del lodo deseado
respectivamente.
De las ecuaciones (3) y (4) se determina la ecuación (5) para la determinación del
volumen de Bentonita necesario, y por lo tanto la masa de Bentonita necesaria.
)(
)(
*
wB
wd
dB
dd
dd
VV
−−−−
−−−−
====
(5)
Para el uso de esta ecuación se bebería conocer el volumen de lodo a preparar o de lo
contrario suponer un volumen determinado.
Balanza de lodo: La balanza de lodo se compone principalmente de una base sobre la
cual descansa un brazo graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel de burbuja de aire,
jinete y contrapeso. Se coloca el vaso de volumen constante en un extremo del brazo
graduado, el cual tiene un contrapeso en el otro extremo. El vaso y el brazo oscilan
perpendicularmente al cuchillo horizontal, el cual descansa sobre el soporte, y son
equilibrados desplazando el jinete a lo largo del brazo graduado.
Figura Nº 1a: Balanza de Lodo

48
PROCEDIMIENTO
Preparación del lodo:
Prepare un lodo con la densidad indicada por el auxiliar.
Densifique, diluya o mezcle dos lodos según indicaciones del encargado del laboratorio.
Medición de la densidad:
Antes de la medición de la densidad del lodo, la balanza debe ser calibrada para evitar
errores de lectura.
Figura Nº 1b: Partes de la Balanza de Lodo
Calibración: la calibración del instrumento se logra con la medición de la densidad de
agua a temperatura ambiente; se debe llenar la copa con agua y equilibrar el
instrumento para leer el valor de la densidad, tal valor debe corresponder a 8.33 PPG ó
1.00 g/cm3
, de no ser así se debe proceder a quitar el tornillo del contrapeso para
calibrar la balanza aumentando o quitando bolitas de plomo (lastre).
Procedimiento para la medición de la densidad:
1. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con el lodo
recientemente agitado.
2. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada,
asegurándose que parte del lodo sea expulsado a través del agujero de la tapa.
3. Limpiar el lodo que está fuera del vaso y secar el vaso.
4. Colocar el brazo de la balanza sobre la base, con el cuchillo descansando sobre
el punto de apoyo.
5. Desplazar el jinete hasta que el nivel de burbuja de aire indique que el brazo
graduado está nivelado.

49
6. En el borde del jinete más cercano al vaso, leer la densidad o el peso del lodo.
7. Ajustar el resultado a la graduación de escala más próxima, en lb/gal, lb/pie3
,
psi/1.000 pies de profundidad o en Gravedad Específica (SG).
Cálculos.-
1. Indique los cálculos realizados para la preparación del lodo, densificación,
dilución y/o mezcla del mismo.
2. Estimar el error porcentual en cuanto a la calibración de la balanza.
3. Calcular los gradientes de presión de los lodos medidos.
4. Indicar los grados API para los lodos medidos.
Cuestionario.-
1. Defina lo que es un fluido de control o lodo de perforación.
2. ¿Qué importancia tiene el fluido de control en la perforación de pozos?
3. ¿Qué son las propiedades del fluido de control?
4. ¿Qué son las propiedades fisicoquímicas del fluido de perforación?
5. ¿Cuáles son las funciones de un fluido de control?
6. ¿De tales funciones cuales usted considera las mas importantes?
7. ¿Qué tipos de fluidos de perforación existen, de a conocer su clasificación?
8. ¿Qué es fase continua, como se aplica esta definición en lo que respecta a los
fluidos de control?
9. ¿Qué es fase discontinua, como se aplica esta definición en lo que respecta a
los fluidos de control?
10. Indique las características de un fluido disperso – no inhibido.
11. Indique las características de un fluido disperso – inhibido.
12. Indique las características de un fluido base aceite.
13. ¿Cuántos tipos de arcilla hay y cuales son?
14. ¿Qué tipo de arcillas son usadas para la preparación del lodo de perforación?
15. ¿Cómo pueden ser encontradas las arcillas en la naturaleza?
16. ¿Qué son las Illitas, cloritas y las Kaolinitas?
17. ¿Cuál es la definición de hidratación de arcillas?
18. ¿Existe alguna diferencia entre un lodo usado para un pozo exploratorio y el
usado para un pozo de desarrollo?
19. ¿Qué relación existe entre la presión hidrostática del lodo y la presión de
formación?

50
EXPERIMENTO Nº 1
Alumno: ____________________________________ Fecha: ___/___/___
PREPARACIÓN DE LODO
LODO
Volumen de
Agua
(cm3
)
Masa de
Bentonita
(g)
Densidad
Deseada
(dd)
1
2
3
Densidad
(PPG)
Densidad
(PPG)
Inicial Inicial Inicial Final
1
2
3
Densificación
/Dilución

51
DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD
CALIBRACIÓN
BALANZA Nº
(AGUA)
Medida
Nº
Densidad
(PPG)
Densidad
(g/cm3
)
DENSIDAD DEL LODO
BALANZA Nº
(LODO)
Medida
Nº
Densidad
(PPG)
Densidad
(g/cm3
)

52
DETERMINACIÓN DE LA VISCOSIDAD EMBUDO O
VISCOSIDAD MARSH
OBJETIVOS
Usar un embudo Marsh para medir la viscosidad embudo de un fluido de perforación.
RESUMEN TEÓRICO
La viscosidad del lodo se refiere a la medición de la resistencia del lodo a fluir. La
función principal de la viscosidad de un fluido de perforación es la de transportar los
recortes a superficie y suspender los materiales densificantes.
La viscosidad del lodo debe ser lo bastante alta para que el material densificante
permanezca en suspensión; y debe ser lo suficientemente baja para permitir que la
arena y los recortes sean separados en la unidad de control de sólidos, además de
permitir el escape a superficie del gas entrampado.
Una viscosidad excesiva puede causar altas presiones de bombeo, lo que incrementaría
los efectos de pistoneo o surgencia durante las operaciones de maniobra.
Figura Nº 2a: Viscosímetro Marsh
El viscosímetro Marsh (Figura Nº 2a) se utiliza en campo para la medición de rutina de
la viscosidad del fluido de perforación, lo que permite al personal reportar
periódicamente la consistencia del lodo, parámetro que le sirve al ingeniero de lodos
para notar cambios significativos en las propiedades del lodo. Esta viscosidad es
denominada viscosidad embudo o viscosidad Marsh.

53
DESCRIPCIÓN DEL VISCOSÍMETRO DE MARSH
El viscosímetro de Marsh tiene un diámetro de 6 pulgadas en la parte superior y una
longitud de 12 pulgadas. En la parte inferior esta un tubo de orificio liso de 2 pulgadas
de largo, con un diámetro interior de 3/16 pulgada y una capacidad de 1500 ml.
Tiene una malla de tela metálica con orificios de 1/16 de pulgada cubre la mitad del
embudo que está fijada a 3/4 de pulgada debajo de la parte superior del embudo.
MEDICIÓN DE LA VISCOSIDAD MARSH
PROCEDIMIENTO
Calibración
Antes de medir la viscosidad embudo, se debe calibrar el embudo Marsh de la
siguiente manera:
1.Llenar el embudo hasta la parte inferior de la malla con agua dulce a 70 ± 5 °F.
2.Mida el tiempo requerido para descargar 1 qt (946 ml) de agua dulce.
3.Reportar los segundos requeridos para la descarga total del quart de agua dulce.
El tiempo requerido para la descarga del quart de agua debería ser 26 ± 0,5 segundos.
Medición de la Viscosidad
Figura Nº 2b: Embudo Marsh

54
1. Manteniendo el embudo en posición vertical, tapar el orificio con un dedo y verter
una muestra de lodo recién obtenida a través de la malla dentro de un embudo
limpio, hasta que el nivel del fluido llegue a la parte inferior de la malla (1.500 ml).
2. Retirar inmediatamente el dedo del orificio y medir el tiempo requerido para que el
lodo llene el vaso receptor hasta el nivel de 1 qt indicado en el vaso.
3. Ajustar el resultado al segundo entero más próximo como indicación de viscosidad
Marsh.
4. Registrar la temperatura del fluido en grados Fahrenheit o Celsius.
Cálculos.-
Determine el error porcentual de calibración del embudo Marsh.
Cuestionario.-
1. ¿Que consecuencias acarrearía una viscosidad alta del fluido de perforación en el
sistema de control de sólidos?
2. ¿Cómo se solucionaría el problema anterior?
3. El petróleo liviano es un claro ejemplo de fluido Newtoniano ¿Por qué?
4. ¿Existe alguna diferencia entre viscosidad embudo y viscosidad efectiva?
5. ¿Cuando se usa la viscosidad efectiva?

55
EXPERIMENTO Nº 2
Alumno: ____________________________________ Fecha: ___/___/___
CALIBRACIÓN
T
TIEMPO
(s Marsh)
T1
T2
T3
T4
Prom.
DETERMINACIÓN DE LA VISCOSIDAD EMBUDO
LODO
Densidad
(PPG)
Tiempo
(s Marsh)
T1
T2
Prom.
T1
T2
Prom.
T1
T2
Prom.

56
DETERMINACIÓN DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS
DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
Objetivos.-
Determinar las propiedades reológicas de un fluido de perforación base agua, mediante
el uso del Viscosímetro Fann.
Comparar los valores de gelatinosidad obtenidos con el VG meter (Viscosímetro Fann)
y el Shearometro.
Resumen Teórico.-
Las propiedades de flujo (o reológicas) de un lodo son aquellas propiedades las cuales
describen las características de flujo de un lodo bajo varias condiciones de flujo. En un
sistema de circulación de lodo, el flujo ocurre en una variedad de velocidades en
conductos de diferentes tamaños y formas. Para conocer o predecir los efectos de este
flujo, necesitamos conocer el comportamiento de flujo del lodo en varios puntos de
interés del sistema de circulación. Y para simplificar el procedimiento de medición se
realiza solo un determinado número de mediciones.
La reología en la industria petrolera (específicamente en lo que respecta al control de
las propiedades de los fluidos de perforación), se generaliza en el control de las
siguientes propiedades reológicas:
1. Viscosidad Aparente (VA)
2. Viscosidad Efectiva (µe)
3. Viscosidad Plástica (VP)
4. Punto Cedente (PC o YP)
5. Esfuerzo Gel
Tales propiedades pueden ser medidas con el Viscosímetro Fann.
Descripción del Viscosímetro Fann.-
El viscosímetro Fann (Figura Nº 21) es un viscosímetro de indicación directa de tipo
rotativo accionado por un motor eléctrico o una manivela.
Posee dos cilindros concéntricos en cuyo espacio anular esta contenido el fluido de
perforación. El cilindro exterior o manguito de rotor es accionado a una velocidad
rotacional (RPM – Revoluciones Por Minuto) constante. La rotación del manguito de
rotor en el fluido impone un torque sobre el balancín (BOB) o cilindro interior. Un
resorte de torsión limita el movimiento del balancín y su desplazamiento es indicado
por un cuadrante acoplado al balancín (Figura Nº 22).
De este instrumento se puede obtener la viscosidad plástica y el punto cedente usando
las indicaciones derivadas de las velocidades del manguito de rotor de 600 y 300 RPM.
Que son controladas por la palanca de selección de velocidad (Figura Nº 23). La

57
velocidad esta dada en alta y baja como se muestra en la Figura 23.
Figura Nº 21
Viscosímetro Fann

58
Figura Nº 22 Figura Nº 23
Tixotropía y Fuerza Gel.-
La Tixotropía de un fluido de perforación es su capacidad para desarrollar un esfuerzo
de gel con el tiempo, o la propiedad de un fluido que hace que éste desarrolle una
estructura rígida o semirígida de gel cuando está en reposo, pero que puede volver a
un estado fluido bajo agitación mecánica. Este cambio es reversible.
Esfuerzo de Gel es la capacidad o medida de la capacidad de un coloide para formar
geles. El esfuerzo de gel es una unidad de presión reportada generalmente en lb/100
pies2
. Constituye una medida de las mismas fuerzas entre partículas de un fluido que
las que son determinadas por el punto cedente, excepto que el esfuerzo de gel se mide
bajo condiciones estáticas, mientras que el punto cedente se mide en condiciones
dinámicas. Las medidas comunes de esfuerzo de gel son los geles iniciales y los geles a
10 minutos.
Esfuerzo de Gel, Inicial. El esfuerzo de gel inicial medido de un fluido es la indicación
máxima (deflexión) registrada por in viscosímetro de indicación directa, después de
que el fluido haya permanecido estático por 10 segundos. Se reporta en lb/100 pies2.
Efecto de la temperatura y presión sobre la viscosidad.
Esfuerzo de Gel, 10-Min. El esfuerzo de gel medido a 10 minutos de un fluido es la
indicación máxima (deflexión) registrada por un viscosímetro de indicación directa,
después de que el fluido haya permanecido estático por 10 minutos. Se reporta en
lb/100 pies2.
El esfuerzo gel puede ser medido con el viscosímetro Fann (su procedimiento se
desarrolla mas adelante), aunque también puede ser medido con el Shearometro
(Figura Nº 24).

59
Figura Nº 24: Shearometro
El Shearometro, es un instrumento utilizado para medir la fuerza gel de un fluido de
perforación, consiste en un recipiente de aluminio con una escala logarítmica graduada
en lb/100 ft2. también posee 2 o 3 cilindros de aluminio de 3 in de longitud y 1.4 in de
diámetro interno con un peso aproximado de 5.0 ± 0.1 g.
DETERMINACIÓN DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS.-
VISCOSÍMETRO FANN (MODELO 35A)
1) PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DE LA VISCOSIDAD APARENTE, LA
VISCOSIDAD PLÁSTICA Y EL PUNTO CEDENTE
1. Colocar la muestra recién agitada dentro de un vaso térmico y ajustar la
superficie del lodo al nivel de la línea trazada en el manguito de rotor.
2. Calentar o enfriar la muestra hasta 120ºF (49ºC). Agitar lentamente mientras
se ajusta la temperatura.
3. Arrancar el motor colocando el conmutador en la posición de alta velocidad, con
la palanca de cambio de velocidad en la posición más baja. Esperar que el
cuadrante indique un valor constante y registrar la indicación obtenida a 600
RPM. Cambiar las velocidades solamente cuando el motor está en marcha.
4. Ajustar el conmutador a la velocidad de 300 RPM. Esperar que el cuadrante
indique un valor constante y registrar el valor indicado para 300 RPM.
5. Viscosidad plástica en centipoise = indicación a 600 RPM menos indicación a
300 RPM.
6. Punto Cedente en lb/100 pies2 = indicación a 300 RPM menos viscosidad
plástica en centipoise.
7. Viscosidad aparente en centipoise = indicación a 600 RPM dividida por 2.

60
2) PROCEDIMIENTO PARA LA DETERMINACIÓN DEL ESFUERZO DE GEL
1. Agitar la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 15 segundos y levantar
lentamente el mecanismo de cambio de velocidad hasta la posición neutra.
2. Apagar el motor y esperar 10 segundos.
3. Poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar las unidades de
deflexión máxima en lb/100 pies2
como esfuerzo de gel inicial. Si el indicador
del cuadrante no vuelve a ponerse a cero con el motor apagado, no se debe
reposicionar el conmutador.
4. Repetir las etapas 1 y 2, pero dejar un tiempo de 10 minutos y luego poner el
conmutador en la posición de baja velocidad y registrar las unidades de
deflexión máxima como esfuerzo de gel a 10 minutos. Indicar la temperatura
medida.
SHEAROMETRO
PROCEDIMIENTO PARA MEDIR EL ESFUERZO GEL CON EL SHEAROMETRO
1. Seleccionar los tubos con geometrías mas uniformes y con masas que no estén
lejos del estándar (5.0 ± 0.1 g).
2. Llenar el recipiente del Shearometro con lodo recientemente agitado, hasta el
nivel mostrado en la figura 24.
3. Soltar el cilindro de aluminio en la escala graduada y dejar que se sumerja por
si solo, reportar el valor del esfuerzo gel después de 10 segundos
4. Saque el cilindro lentamente y deje en reposo el lodo durante 10 minutos, luego
repita el paso 3 y reporte el esfuerzo gel a 10 minutos. Indicar la temperatura
medida.
Cálculos.-
1. Calcular las viscosidades plásticas, aparentes y puntos cedentes.
2. Determinar el esfuerzo gel tanto con el Viscosímetro Fann como con el
Shearometro.
3. Indicar la diferencia entre ambos, si la existiese.
4. Dibuje las curvas: Fuerza Gel versus Tiempo, determinados por el VG meter y
el Shearometro.
5. Indique las diferencias de las curvas graficadas para cada lodo.

61
EXPERIMENTO Nº 3
Alumno: ____________________________________ Fecha: ___/___/___
DETERMINACIÓN DE LAS PROPIEDADES REOLÓGICAS
DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
LODO
DENSIDAD
(PPG)
ΘΘΘΘ600 ΘΘΘΘ300
1
2
3
VG meter
LODO
FUERZA GEL
(10 s)
FUERZA GEL
(10 min)
1
2
3
Shearometro
LODO
FUERZA GEL
(10 s)
FUERZA GEL
(10 min)
1
2
3

62
DETERMINACIÓN DEL FILTRADO
Y EL REVOQUE
OBJETIVO
Medir el volumen de filtrado y la costra de lodo de un fluido de perforación usando el
método de filtrado API.
RESUMEN TEÓRICO
Para el entendimiento pleno de la practica el alumno debe estar familiarizado con las
definiciones de “revoque” y “filtrado”.
REVOQUE
El revoque (enjarre, película o costra de lodo), es una capa delgada formada por la
deposición de los sólidos del lodo de perforación en la pared del pozo; deposición que
es causada por la presión de la columna de lodo en una perforación sobre balance
(Overbalanced Drilling).
El revoque depende de los siguientes factores:
1. Sólidos (cantidad y tipo), figura 4a
2. Tamaño
3. Forma
4. Distribución y
5. Compresibilidad (la habilidad de deformarse bajo presión)
Figura Nº 4a: Ejemplo de revoques en función del porcentaje de sólidos

63
FILTRADO
Es la cantidad de fluido que invade la formación por acción de la presión de la columna
de lodo. En un lodo base agua el filtrado lo compone el agua que fluye a través del
revoque hacia la roca permeable. La filtración ocurre cuando cualquier formación
permeable es expuesta al lodo de perforación, a una presión mayor a la presión de
formación. La presión causa que el filtrado fluya a través de la roca y deposite los
sólidos del lodo en la pared del pozo (revoque), como se muestra en la figura 4b.
Por lo tanto, existen dos tipos de problemas; aquellos debidos a la invasión de filtrado
y aquellos debidos a la deposición del revoque.
Los problemas causados por la invasión de filtrado no son problemas de perforación,
sino problemas de evaluación de formación y terminación de pozos.
Figura Nº 4b: Características de la Filtración
Problemas potenciales relacionados con el espesor excesivo del revoque:
1. Puntos apretados en el pozo que causan un arrastre excesivo.
2. Mayor pistoneo debido a la reducción del espacio anular libre.
3. Pegadura por presión diferencial de la columna de perforación debido a la
mayor superficie de contacto y al desarrollo rápido de las fuerzas de adhesión
causado por la tasa de filtración más alta.
4. Dificultades con la cementación primaria debido al desplazamiento inadecuado
del revoque.
5. Mayor dificultad para bajar el revestidor.

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Problemas potenciales relacionados con la invasión excesiva de filtrado:
1. Daños a la formación causados por la invasión de filtrado y sólidos. La zona
dañada está ubicada a una profundidad demasiado grande para que pueda ser
reparada mediante perforación o acidificación. Los daños pueden consistir en
precipitación de compuestos insolubles, cambios de humectabilidad, cambios de
permeabilidad relativa respecto al aceite o al gas, taponamiento de la formación
por finos o sólidos, y el hinchamiento de las arcillas in-situ.
2. Prueba inválida de muestreo del fluido de la formación. Las pruebas de flujo del
fluido de la formación pueden dar resultados que se refieren al filtrado y no a
los fluidos del yacimiento.
3. Dificultades en la evaluación de la formación causadas por la invasión excesiva
de filtrado, la mala transmisión de las propiedades eléctricas a través de
revoques gruesos, y posibles problemas mecánicos al bajar y recuperar las
herramientas de registro. Propiedades erróneas medidas por las herramientas
de registro (midiendo propiedades alteradas por el filtrado en vez de las
propiedades de los fluidos del yacimiento).
4. Las zonas de aceite y gas pueden pasar desapercibidas porque el filtrado está
desplazando a los hidrocarburos, alejándolos del pozo, lo cual dificulta su
detección.
Los sistemas de lodo deberían estar diseñados para sellar las zonas permeables lo más
rápido posible con revoques lisos y delgados. En las formaciones muy permeables con
grandes gargantas de poros, el lodo entero puede invadir la formación (según el
tamaño de los sólidos del lodo). Para estas situaciones, será necesario usar agentes
puenteantes para bloquear las aberturas, de manera que los sólidos del lodo puedan
formar un sello. Los agentes puenteantes deben tener un tamaño aproximadamente
igual a la mitad del tamaño de la abertura más grande. Dichos agentes puenteantes
incluyen el carbonato de calcio, la celulosa molida y una gran variedad de materiales
de pérdida de circulación.
La filtración ocurre bajo condiciones tanto dinámicas como estáticas, durante las
operaciones de perforación. La filtración bajo condiciones dinámicas ocurre mientras el
fluido de perforación está circulando. La filtración estática ocurre en otros momentos –
durante las conexiones, los viajes o cuando el fluido no está circulando. 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
del lodo 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 prácticas para realizar pruebas de rutina.
FILTRACIÓN DINÁMICA
La filtración dinámica es sensiblemente diferente de la filtración estática, muchas veces
con tasas de filtración considerablemente más altas. No existe ninguna correlación
directa entre las medidas de filtración estática de API y ATAP y la filtración dinámica.
La experiencia ha demostrado que un lodo que demuestra buenas características de

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