CAPITULO I

MARCO METODOLOGICO

1.1 ANTECEDENTES DE LA EMPRESA.

En Enero de 1997, un grupo de Profesionistas Mexicanos viendo la necesidad en el mercado de

Servicios para la Perforación de pozos Geotérmicos y Petroleros decidimos tomar el reto de

integrarnos en una sociedad la cual tendría capacidad de ofrecer servicios con calidad, experiencia y

un precio altamente competitivo. Desde ese entonces y hasta la actualidad con esmero, constancia y

dedicación hemos logrado sobrepasar nuestras propias metas. Derivado de alianzas con varias

empresas nacionales y extranjeras y buscando nuevas líneas de servicios surgió en el año 2003

INTEGRADORA DE PERFORACIONES Y SERVICIOS (IPS) Orgullosamente en una empresa 100%

mexicana que cuenta con personal altamente calificado y experimentado en el país y en el extranjero,

cuenta con instalaciones seguras, apropiadas y herramientas de última tecnología para ofrecer

soluciones integradas en la perforación de pozos Geotérmicos y Petroleros. La tecnología es una

prioridad. El equipo humano que integra IPS y los clientes a los que servimos son los valores que

hacen la diferencia. Nuestro personal esta situado entre los mejores técnicos de la industria,

sumamos más de 25 años de experiencia en México y el Extranjero, contamos con profesionales

altamente calificados y confiables en el desarrollo de la perforación de pozos.

1.2 MISIÓN.

Ofrecer a la industria Petrolera y Geotérmica, equipos y servicios de perforación, con los más altos

estándares de calidad, como la mejor alternativa que garantice la satisfacción de nuestros clientes.

1.3 VISIÓN.

Ser una empresa líder en la prestación de servicios de perforación, coadyuvando al logro de los

objetivos de nuestros clientes, bajo estrictas normas de seguridad y ecología, y en armonía en el

ámbito laboral y comunitario.

1.4 SERVICIOS QUE OFRECE LA EMPRESA.

- Barrenas de Perforación

* Barrenas Tricónicas

* Barrenas PDC

- Fluidos de Perforación

- Ingeniería

* Ingeniería de Perforación

* Estudios Geofísicos

* Estudios de Producción

1.5 ANTECEDENTES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

La industria petrolera abarca varias especialidades. Una de las más importantes, por el monto de la

inversión y de algo riesgo es la “perforación”. Esta actividad nació en Egipto 3000 A. C. donde se

perforaban pozos de hasta 6 mts, utilizando agua para ablandar la roca y limpiar el hueco.

Los registros más antiguos de perforaciones de pozos datan del siglo tercero a.C. y tuvieron lugar en

China. La técnica de perforación con herramienta operada por cable consistía en dejar caer una

pesada herramienta metálica y retirar la roca pulverizada con un contenedor tubular. Los chinos

estaban relativamente avanzados en este arte y se les atribuye haber sido los pioneros en el uso

intencional de fluidos en el proceso de perforación. En este caso el fluido era agua, que suavizaba la

roca y, por lo tanto, facilitaba la penetración y ayudaba a eliminar los fragmentos de roca pulverizada

conocidos como detritos.

En 1833, un ingeniero francés llamado Flauvile estaba observando la técnica de perforación con

herramienta operada por cable, cuando el aparato de perforación se topó con agua. Entonces se dio

cuenta de que el agua que brotaba era muy útil para sacar los detritos del pozo. El principio de utilizar

fluidos en movimiento para sacar los detritos del pozo tuvo su origen en ese momento. Flauvile ideó

una instalación para bombear el agua hacia el interior de un vástago de perforación y arrastrar los

detritos al regresar a la superficie a través del espacio existente entre el vástago de perforación y la

pared del pozo. La perforación petrolera nació accidentalmente, ya que el objetivo original de la

perforación de pozos era la búsqueda de agua.

El primer pozo perforado con propósito de producción petrolera fue el pozo “Drake”, terminado el 27

de agosto de 1859, a una profundidad de 22.4 mts. En Pensilvania, Estados Unidos. Los primeros

trabajos de exploración para encontrar petróleo en México se iniciaron en 1869.

En el año 1900, mientras se perforaba un pozo de petróleo en Spindletop, Texas, los trabajadores

condujeron una manada de ganado a través de un foso lleno de agua. El lodo que se originó, una

mezcla barrosa y viscosa de agua y arcilla que se bombeó dentro del pozo. Los fluidos de perforación

aún se denominan lodo, pero en la actualidad, los ingenieros no confían sólo en el agua y la arcilla,

sino que diseñan cuidadosamente compuestos y mezclas para satisfacer las necesidades específicas

que existen según las distintas condiciones de perforación.

En Abril de 1904 se descubrió el primer campo, cuando se perforó a la profundidad de 503 mts en el

Cerro La Pez en Ébano, San Luis Potosí. El uso de los fluidos de perforación para ser utilizados de

una forma más compleja fue propuesto en 1887 por M. J. Chapman, proponiendo una mezcla de

arcilla, cemento y diferentes fibras para producir un fluido viscoso y de esta manera mejorar la

estabilidad del hoyo reduciendo la cantidad de derrumbe.

A mediados de la décadas 1990 los problemas asociados con la limpieza del lodo a base de petróleo

durante las etapas de terminación indujeron a investigadores de MISWACO a investigar la posibilidad

de desarrollar un lodo a base de petróleo con una emulsión reversible. En aplicaciones de

perforación, el petróleo se puede emulsionar en la fase acuosa del WBM, formando lo que se

denomina una emulsión directa. En el OBM la fase acuosa está emulsionada en petróleo como la que

conocemos hoy en día como emulsión inversa.

En 2003 uno de las investigaciones de emulsión inversa y aceite vegetal fue: Fluido de perforación

oleoso que produce una enmienda útil del suelo, método de uso y remediación biológica del mismo y

de los sólidos resultantes. Es un fluido de perforación biodegradable con una fase oleosa que incluye

una parafina lineal con 11-18 átomo de carbono, una fase no-oleosa, un agente emulsionante y

opcionalmente un agente espesante. El uso del fluido durante la perforación permite la remediación

biológica de los detritos de perforación mediante esparcido en tierra, compostaje convencional o

vermicompostaje.

1.6 JUSTIFICACION.

Debido a que la mayor parte del subsuelo del territorio del estado de Tabasco se encuentra en una

zona de innumerables yacimientos petroleros hemos detectado la rápida expansión y el incremento

de empresas que realizan la explotación de estos yacimientos mediante la técnica de “perforación

rotatoria con circulación de barro”, la cual tiene como objetivo perforar un pozo con el uso de una

barrena que se encuentra al final de una serie de tuberías (sarta) y retirar el material de desecho o

roca perforada (recorte) a través del bombeo de un líquido lodoso al cual llamamos fluido de

perforación, el cual será nuestro objeto de estudio ya que al haber diferentes zonas de extracción de

petróleo nos podemos encontrar con varias capas geológicas, debido a lo anterior será necesario

expandir los conocimientos en el estudio de los fluidos de perforación será saber identificar cuando se

necesita la aplicación de los fluidos base agua y saber cuáles son las características fisicoquímicas

de los mismos.

Todo esto con el fin de conocer cuáles son los procedimientos analíticos que se implementan en la

región de Tabasco de acuerdo a las normas y leyes vigentes en la actualidad, incrementando así

también los conocimientos en el uso de reactivos químicos, material y equipos de laboratorio.

1.7 OBJETIVO GENERAL Y ESPECIFICOS DEL PROYECTO.

1.7.1 Objetivo general.

Comparar las propiedades físico-químicas de fluidos de perforación base agua. Mediante análisis de

laboratorio para conocer sus propiedades y características que presenten en diferentes suelos

1.7.2 Objetivos específicos.

Determinar las características de los fluidos base agua utilizados en la perforación mediante una serie

de pruebas a realizar en los laboratorios apoyados de los métodos y bajo las normas actualmente

disponibles.

Analizar los distintos elementos usados en los fluidos base agua para conocer el uso dado en cada

tipo de suelo a través de una serie de análisis fisicoquímicos en dichas bases.

Identificar los factores que influyen en los fluidos base agua para comprobar su eficacia en el proceso

de perforación.

1.8 ALCANCE.

Nuestro objetivo en este proyecto es determinar las propiedades fisicoquímicas  y comparar los

fluidos de perforación base agua  de distintos pozos  petroleros de la región de Tabasco. Así como

para conocer la alcalinidad y salinidad de los fluidos base agua y para ello realizaremos pruebas

fisicoquímicas en el laboratorio de la universidad tecnológica de Tabasco, nuestro proyecto es muy

interesante en el cual el tiempo estimado para terminar nuestro objetivo es indefinido. Para lograr

concluir nuestro proyecto realizaremos visitas a pozos petroleros con perforación activa en diferentes

regiones para así poder comparar los distintos tipos de fluidos que se utilizan en cada una.

1.9 METODOLOGÍA DEL PROYECTO.

1.10 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

ACTIVIDAD

ENERO FEBRERO MARZO ABRILsem.

1sem.

2 sem. 3 sem. 4 sem. 5sem.

6 sem. 7 sem. 8 sem. 9sem. 10

sem. 11

sem. 12

sem. 13

sem. 14

sem. 15

sem. 16 sem. 17

2 6 9 13 16 2023 27 30 3 6 10

13 17 20 24 27 2 5 9 12 16 19 23 26 30 2 6 9 13 16 20 24 27

ELECCION DEL TEMA

ELABORACION DEL MARCO

METODOLOGICO

REVISION DE MARCOMETODOLOGICO Y CORRECCIONES

EXPOSICION GRUPALY TERMINACION DE

MARCO METODOLOGICO

MARCO TEORICO

MARCO DE APLICACIÓN

CONCLUSIONES

ENTREGA DE REPORTE

VACACIONES O DIAS FESTIVO

CAPITULO II

MARCO TEORICO

2.1 FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

Mezcla de agua (o petróleo o una emulsión) con una arcilla natural (y aditivos), suspendidos por un tiempo considerable

Son mezclas constituidas por dos componentes: uno líquido y otro sólido. El líquido es la fase continua y el sólido, la fase dispersa. A demás es una solución de características físicas y químicas apropiadas para el cual fue formulado, puede ser aire o gas, agua, aceite, combinación de agua y aceite.

El fluido de perforación o lo como comúnmente se le llama, puede ser cualquier sustancia o mezcla de sustancias con características físicas y químicas apropiadas, como por ejemplo: aire o gas, agua, petróleo o combinaciones de agua y aceite con determinado porcentaje de sólidos.

El fluido no debe ser tóxico, corrosivo, ni inflamable, pero si inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a las altas temperaturas. Además debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones, debe ser inmune al desarrolló de bacterias.

2.1.1 Propiedades Físicas y Químicas:

Densidad:Se mide mediante la balanza. Los fluidos se consideran liviano hasta un peso de lpg. (Libras por galón) y pesados con pesos mayores. Los fluidos con pesos mayores de lpg son considerados muy pesados y costosos por la cantidad de barita usada. Los densificantes le dan un mayor peso al Fluido.

Contenido de solidos:Se mide por retorta en laboratorio es (%) volumen total / volumen total del fluido.

Filtración y torta:Es la perdida de fluido a través del tiempo (volumen de filtrado / tiempo de filtración). Se mide por medio de una filtroprensa en donde se simula las condiciones del pozo bajo cierta presión y temperatura. La tora es el resultado final de filtración que queda al pasar el líquido por el filtro de papel a presión en donde se obtiene cierta consistencia y espeso semejante a la pared del pozo que depende de la fase solida del fluido.

Viscosidad:Es la resistencia del Fluido a fluir. a mayor cantidad de sólidos mayor será la resistencia al flujo o viscosidad. La unidad es Centipoises (Cp.).

Punto de cedencia:Es la resistencia del flujo debido a las fuerzas eléctricas o la capacidad de acarreo del Fluido por área de flujo. Se mide en Libras/ 100 pies2 con la lectura del viscosímetro.

Viscosidad Plástica (VP):Es la resistencia al flujo debido al tamaño, forma y número de partículas. Se mide en el laboratorio por medio del viscosímetro y la unidad es el centipoise.

VP (cp.) = Θ 600 - Θ 300

Resistente de Gel:Es la consistencia de tixotrópica del Fluido o la propiedad del fluido de ser gel (gelatina) y mantener las partículas en suspensión cuando no exista circulación. la unidad de medida es Libras / 100 pies 2

pH y Alcalinidad:Todo fluido debe ser alcalino con rango entre 9.0 - 10.5 generalmente. Se mide por un método colorimétrico o directamente por pH - metro, es adimensional

MBT (Capacidad de Intercambio Catiónico):Es la capacidad total de absorción de las arcillas (bentonita + arcilla de formación). Se mide por el método de azul de metileno. (Lbs / bbl de fluido).

Cloruros y Calcio:Indica aguas de formación entrando al pozo y contaminación por cemento y yeso. Se mide por medio de reactivos químicos en el laboratorio.

2.1.2 Función.

Refrigeración y lubricación de la broca y la sarta de perforación. Transporte y suspensión de detritos y cortes de la formación perforada Servir de soporte de las paredes del pozo que aun están sin revestir Controlar la presión subterránea. Suspensión de la sarta de perforación y tubería de revestimiento Obtener muestras geológicas Servir de medio apropiado para las operaciones de registros eléctricos Transmisión de la fuerza hidráulica Transmitir potencia hidráulica sobre la formación por debajo de la broca Proveer un medio adecuado para la evaluación de la formación

En esta Imagen se muestra el ascenso y descenso del Fluido en el pozo

2.1.3 Clasificación.

Los fluidos de perforación se pueden clasificar de tres distintas formas, dependiendo del estado físico en el que se encuentre: lodos (líquidos), fluidos neumáticos (gases) y mezcla de líquidos y gases.

LodosEstán compuestos fundamentalmente por fases líquidas, además se pueden clasificar dependiendo su fase continua en:

- Lodos base agua: Su fase continua es agua (dulce o salada).

No-Dispersos Dispersos Calados o Cálcicos Polímeros Bajos en Solidos Salinos

- Lodos base aceite: Son lodos cuya fase continua o externa corresponde a petróleo crudo o derivados.

Base Diesel Emulsión Inversa Base Aceite Sintéticos

- Lodos base pseudoaceites: Son lodos cuya fase continua es material sintético.

Primera Generación: Están basados en

Ester Polialfoelina Éter

Segunda Generación: Están Basado en

Isomerizada Parafina Alfaolefina Alquil-benceno lineales.

Fluidos Neumáticos y mezclas liquido-gasSon utilizados en situaciones donde la perforación con fluidos líquidos no es adecuada, con formaciones muy porosas, presurizadas y cavernosas.

Aire de Perforación Espumas de Perforación Lodos Aireados

Clasificación de los Fluidos de Perforación.

2.2. FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA.

El agua es uno de los mejores líquidos básicos para perforar, por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener, como calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades requeridas. Por esto es aconsejable disponer de análisis químicos de las aguas que se escojan para preparar el fluido de perforación.

El fluido de perforación más común está compuesto de agua y sustancia coloidal. Durante la perforación puede darse la oportunidad de que el contenido coloidal de ciertos estratos sirva para hacer el fluido pero hay estratos tan carentes de material coloidal que su contribución es nula. Por tanto es preferible utilizar bentonita preparada con fines comerciales como la mejor fuente del componente coloidal del fluido.

2.2.1. Tipos de Fluidos de Perforación Base Agua

No-Dispersos: Generalmente incluyen lodos de poco peso ligeramente tratados y lodos de inicio. No tiene adición de adelgazantes. Usualmente para perforar las secciones de tope del agujero y pozos poco profundos.

Dispersos: Para profundidades en incremento y pesos de lodo mayores, las formaciones de lodo requieren aditivos dispersantes para cancelar las fuerzas atractivas entre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua.

Calados o Cálcicos: Este grupo incluirá los lodos base yeso-lignito y lodos base calcio. Se adiciona en exceso una fuente de calcio para asegurar un constante suministro de iones de calcio que es efectivo para desacelerar el proceso de hidratación de las lutitas.

Polímeros: Estos lodos utilizan polímeros de largas cadenas con alto peso molecular, los cuales pueden encapsular lo sólidos perforados para prevenir la dispersión o cubrirlos para la inhibición. También proveen viscosidad y propiedades para el control de pérdidas de fluidos. Son intolerantes a la contaminación de calcio y no soportan temperaturas mayores a 300° F.

Bajos en Sólidos: Estos son por lo general lodos base polímero diseñados para tener un máximo del 6% al 10% de contenido de solidos por volumen.

Salinos: Son sistemas poliméricos con base agua saturada con sal y con agua de mar, en donde otros polímeros agregado proveen viscosidad y las propiedades para control de perdida de fluido.

2.3. PROPIEDADES FISICAS

Densidad:

Define la capacidad del lodo de ejercer una contrapresión en las paredes de la perforación, controlando de este modo las presiones litostática e hidrostática existentes en las formaciones perforadas. 

Se determina pesando en una balanza un volumen conocido de lodo. La escala de la balanza (Baroid) da directamente el valor de la densidad del lodo. Para rebajar la densidad será preciso diluir el lodo mediante la adición de agua, la densidad puede incrementarse mediante adición de aditivos pesados.

Viscosidad Marsh:

La viscosidad del lodo se determina a pie de sondeo mediante el denominado "embudo Marsh", y según normas API, expresándose por el tiempo (en segundos) que tarda en salir por un orificio calibrado un determinado volumen de lodo.

Para la perforación de pozos, la viscosidad óptima suele oscilar entre 40 y 45 segundos, preferentemente alrededor de 38 (la viscosidad Marsh es aproximadamente de 26 s). La medida de la viscosidad debe realizarse con lodo recién agitado. 

 Para cálculos más precisos se determina la viscosidad en laboratorio utilizando el "viscosímetro Stomer" y expresando los datos en centipoises. Las medidas tienen que estar referenciadas con respecto a la temperatura del lodo (el agua a 29 ºC tiene una viscosidad de 1 centipoise).

La viscosidad de embudo es determinada empleando un embudo MARSH. Este valoir, de acuerdo de acuerdo con los procedimientos recomendados por API, deberá ser únicamente utilizado como una guía para determinar las propiedades del flujo de fluidos de perforación de baja densidad. A medida que la densidad se incrementa, la densidad de embudo se vuelve cada vez menos confiable.

Viscosidad Plástica:

La viscosidad plástica (PV) se define como “la resistencia al flujo” debido a fricciones mecánicas entre las partículas solidas suspendidas en el fluido. La PV depende principalmente del contenido de solidos y de la forma y el tamaño de estos solidos.

Reducción de la VP:

La concentración de solidos en el lodo se debe reducir para así disminuir la PV. Esto se puede lograr fácilmente por alguno de los siguientes métodos:

Con el uso de equipos de control de solidos eficientes o, por dilución de volumen total de lodo con la adición de fluido base.

Bajo algunas circunstancias, se puede utilizar el tratamiento químico para reducir la PV, es decir, floculación para remover la contaminación de solidos.

Incremento de la PV:

Las partículas solidas tales como la Bentonita y al Barita, etc…, son requeridas para lograr que el fluido de perforación se desempeñe satisfactoriamente, pero un exceso de solidos perforados, no es deseable; su presencia es la causa principal de cualquier incremento en la VP o el punto de cedencia (YP).

Si se permite que los solidos perforados se mantengan en el lodo ellos serán gradualmente remolidos y convertidos en partículas mas pequeñas por medio de la acción cortante de la barrena y de las bombas con un incremento consiguiente en la PV al generar mayor area de contacto entre las nuevas partículas.

Viscosidad Aparente:

La viscosidad aparente es la viscosidad del fluido en determinadas condiciones de temperatura y agitación (no normalizadas). La viscosidad aparente no depende de las características del fluido, sino de las condiciones ambientales, y por tanto variará según las condiciones.

Punto de Cedencia:

El punto de cedencia (YP) es la “resistencia al flujo” causada mas por fuerzas electroquímicas que por fricción mecánica. Estas fuerzas son el resultado de la atracción entre las cargas negativas y positivas localizadas en la superficie de las partículas. De esta forma, el punto de cedencia es una medida de estas fuerzas de atracción bajo condiciones de flujo.

En fluidos de perforación no densificados el YP se mantiene al nivel requerido para una limpieza adecuada del pozo. En fluidos densificados se requiere un YP moderadamente alto para mantener en suspensión las partículas del agente densificarte.

Fuerza Gel:

Es una medida de la habilidad del lodo para desarrollar una consistencia gelatinosa cuando esta en reposo. Esta propiedad se llama tixotropía, evita que los recortes y agentes desificantes o de peso, se asienten al quedar atrapados en el fluido gelatinizado cuando el sistema de fluido se encuentra estacionario.

La consistencia de gel se desarrolla debido a las mismas fuerzas de atracción que las que determinan el punto de cedencia pero se relaciona a una condición del fluido de perforación, cuando esta en descanso. Depende a la vez de la concentración y del tamaño de los solidos suspendidos en el fluido de perforación.

Porcentaje de Solidos Totales:

Es un total de fracción sólida de lodo de perforación, y siempre aumenta durante la perforación por delante debido a la perforación de sólidos (esquejes), aditivos químicos de lodo y material de ponderación. Cuando hablamos del contenido de sólidos, que siempre significa que el contenido de sólidos solubles e insolubles en el sistema de fluido de perforación.

Solidos de Alta y Baja Gravedad:

Insolubles de alta gravedad sólidos (HGS) como agentes de ponderación (baritina, carbonato de calcio, hematita., etc.)

Insoluble baja gravedad sólidos (LGS) o perforado las partículas de sólidos a partir de esquejes.

Contenido de Arena:

Un lodo de perforación en buenas condiciones debe presentar un contenido en fracciones arenosas prácticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su fabricación se usan productos de calidad, debe estar exento de arena. Sin embargo, a medida que avance la perforación, el lodo se va a ir cargando en arena, empeorando sus condiciones. Además, el contenido en arena resulta especialmente nocivo para las bombas de inyección al desgastarlas prematuramente. 

Para combatir estos efectos se disponen desarenadores. La forma más elemental consiste en dejar decantar en una balsa el lodo que retorna a la perforación, aspirándolo nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior por un rebosadero de superficie. Procedimientos más rápidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las cribas vibratorias y los desarenadores centrífugos (ciclones).

Existe un dispositivo específico denominado "tamiz Baroid o elutriómetro", en el que el tamiz va intercalado entre un recipiente de volumen determinado y una probeta transparente graduada en porcentajes. 

Porcentaje de Agua:

Una propiedad importante de un fluido es su velocidad de filtración o pérdida de agua. Es una medida relativa de la cantidad de agua en el lodo que se pierde en las formaciones permeables, y la cantidad relativa de lodo o revoque en las paredes permeables del pozo.

2.3.1 PRUEBAS FISICAS PARA LOS FLUIDOS DE PERFORACION BASE AGUA

Densidad:La balanza convencional de lodo de perforación y la balanza presurizada de lodo de perforación ambas utilizan un principio que consiste en un brazo graduado y un contrapeso para medir la densidad. En la mayoría de las aplicaciones la balanza convencional es adecuada, sin embargo si el lodo de perforación o la lechada de cemento contienen una cantidad significativa de aire atrapado, la balanza presurizada debe ser utilizada. Balanza para densidad de lodos tipo Baroid Provee un método simple y preciso para determinar la densidad de lodos, arcillas, etc. Se trata de un recipiente tapado con tapa, un brazo graduado en gr x cm3 desde 0,8 a 2,8 gr./cc con pesa deslizante que permite tomar la densidad y un nivel de gota. Su lectura se realiza una vez nivelada la balanza.

Viscosidad Marsh:

La viscosidad del lodo se determina a pie de sondeo mediante el denominado "embudo Marsh", y según normas API, expresándose por el tiempo (en segundos) que tarda en salir por un orificio calibrado un determinado volumen de lodo.

Para la perforación de pozos, la viscosidad óptima suele oscilar entre 40 y 45 segundos, preferentemente alrededor de 38 (la viscosidad Marsh es aproximadamente de 26 s). La medida de la viscosidad debe realizarse con lodo recién agitado. 

Viscosidad, Punto de Cedencia y Fuerza Gel:La viscosidad puede ser medida por medio de un instrumento llamado Viscosímetro y sus unidades se determinan utilizando la ley de viscosidad de Newton.Las constantes viscosidades son leídas en el instrumento llamado viscosímetro de Fann donde la velocidad de rotación (rpm) es análoga a la velocidad de corte.Las constantes del instrumento han sido incluidas para que las lecturas de Viscosidad Plástica y Punto de Cedencia se obtengan de las lecturas parta dos velocidades del rotor a 300 y 600 rpm.

Viscosimetro Fann

7 y 10 hojas)

----------- (1)Y hasta abajo 1.- Autor, Editorial, Titulo, No. Paginas, Pais. (arial 8) Descargar libro Geología de mexico

2.1 Fluidos de Perforacion2.1.1 Caracteristicas2.1.2 Clasificacion2.1.3 Funcion

2.2. fluidos de perforación base agua2.2.1. tipos de fluidos de perforación base agua2.2.2 clasifiacion de los fluidos de perforación base agua por tipos de suelo

2.3. propiedades químicas2.3.1 pruebas químicas para fluidos base agua

2.4 propiedades físicas2.4.1 prueba fisicas2.4.2 equipos de medición