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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE AMINA,
PHPA Y GLICOL PARA DETERMINAR LA EFECTIVIDAD DE
LA TRIETANOLAMINA COMO CONTROLADOR DE PH”
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE
PETRÓLEOS
AUTOR: RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ
DIRECTOR: ING. LUÍS CALLE
QUITO, MAYO 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial.2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ
C.I. 0502780497
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis de un fluido
de perforación base amina, PHPA y glicol para determinar la efectividad
de la trietanolamina como controlador de pH”, que para aspirar al título
de Tecnólogo de Petróleos fue desarrollado por Raúl Martínez, bajo mi
dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple
con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación
18 y 25, fue desarrollado en su totalidad por Raúl Gregorio Martínez Pérez, bajo
mi supervisión.
ING. LUÍS CALLE
DIRECTOR DE TESIS
DEDICATORIA
A Dios, que ha sido la luz que ha iluminado el camino hacia el éxito en mis
estudios y en mi vida.
A mis padres; Raúl y Pilar que gracias a sus esfuerzos, perseverancia y
consejos pude concluir con mi carrera universitaria.
A mis hermanas Raquel y Lorena, a mi amado hijo Raúl Andrés por estar
conmigo en las buenas y malas, por darme la alegría y apoyo de cada día.
A Stefanía de las Mercedes por brindarme su amor y comprensión, por ser
una de mis bases en cada momento de mi vida.
Raúl Martínez Pérez
AGRADECIMIENTO
A Dios, por ser quién marcó el camino del bien durante mi vida y a mis
padres, Raúl y Pilar que fueron mi principal apoyo durante mi carrera
estudiantil.
Agradezco a la empresa Q-MAX Drilling Fluids Ecuador por su colaboración
para el desarrollo de este trabajo en su laboratorio, especialmente al Ing.
Glen Obando por permitirme conocer el sistema de fluidos que la empresa
maneja y al personal del laboratorio la Ing. Andrea Chávez y la Lcda. Nancy
Acevedo por impartirme sus conocimientos.
Al Ing. Luis Calle mi director de tesis quien me ha prestado su ayuda para
desarrollar mi tesis.
A las autoridades de la Universidad y Facultad de Ciencias de la Ingeniería,
Al Ing. Jorge Viteri, Decano de la Facultad, que me brindó su apoyo en la
parte final de mis estudios.
Raúl Martínez Pérez
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN XII
ABSTRACT XIII
CAPÍTULO I 1
INTRODUCCIÓN 1
1.1 OBJETIVOS 1
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 1
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1
1.3 JUSTIFICACIÓN 3
1.3.1 HIPÓTESIS 4
1.4 VARIABLES 4
1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE 4
1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE 4
1.5 METODOLOGÍA 5
1.5.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN 5
1.6 POBLACIÓN / MUESTRA 6
1.6.1 ANÁLISIS DE DATOS 6
1.6.2 TABULACIÓN Y GRÁFICA DE INFORMACIÓN 6
CAPÍTULO II 7
MARCO TEÓRICO 7
2.1 FLUIDOS DE PERFORACIÓN 7
2.2 FUNCIONES BÁSICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 8
2.2.1 TRANSPORTAR LOS RIPIOS DE PERFORACIÓN DEL FONDO
DEL HOYO HACIA LA SUPERFICIE 8
2.2.2 ENFRIAR Y LUBRICAR LA BROCA BHA DE LA SARTA DE
PERFORACIÓN 9
2.2.3 ESTABILIZAR LAS PAREDES DEL HOYO 9
2.2.4 MANTENER EN SUSPENSIÓN LOS RIPIOS 9
ii
2.2.5 EVITAR DAÑOS A LAS FORMACIONES PRODUCTORAS 10
2.2.6 PREVENIR DAÑOS A LA FORMACIÓN 10
2.2.7 PROPORCIONAR EL MEDIO PARA LA TOMA DE REGISTROS
ELÉCTRICOS 11
2.2.8 TRANSMITIR POTENCIA HIDRÁULICA A LA BROCA 11
2.2.9 MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE 11
2.3 TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN 12
2.3.1 LODOS BASE AGUA 12
2.4 PROBLEMAS COMUNES DE PERFORACIÓN RELACIONADOS
CON EL FLUIDO DE PERFORACIÓN 21
2.4.1 DAÑO A LAS FORMACIONES 21
2.4.2 PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DE EFECTO PISTÓN Y DE
EFECTO ÉMBOLO 22
2.4.3 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 22
2.4.4 REDUCCIÓN DE LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN 22
2.4.5 CORROSIÓN DE LAS SARTAS DE PERFORACIÓN Y DE
REVESTIMIENTO 23
2.4.6 EROSIÓN DE LAS PAREDES DEL POZO 23
2.4.7 RETENCIÓN DE SÓLIDOS NO DESEABLES 24
2.4.8 DESGASTE EN LA BOMBA DE LODO 24
2.4.9 PEGADURA DE LA SARTA DE PERFORACIÓN 24
2.4.10 CONTAMINACIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO 24
2.5 PRINCIPALES QUÍMICOS Y ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE
PERFORACIÓN 25
2.5.1 EMULSIFICANTES 25
2.5.2 REDUCTORES DE FILTRADO 25
2.5.3 FLOCULANTES 26
2.5.4 AGENTES ESPUMANTES 26
2.5.5 MATERIALES PARA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 26
2.5.6 LUBRICANTES 26
2.5.7 AGENTES LIBERADORES DE TUBERÍA 27
2.5.8 INHIBIDORES PARA CONTROLAR LUTITAS 27
iii
2.5.9 AGENTES DE SUPERFICIE ACTIVA 27
2.5.10 AGENTES ESTABILIZADORES DE TEMPERATURA 27
2.5.11 DISPERSANTES Y ADELGAZADORES 28
2.5.12 VISCOSIFICANTES 28
2.5.13 ANTIESPUMANTES 28
2.5.14 REDUCTORES DE VISCOSIDAD 28
2.5.15 DENSIFICANTES O PESANTES 29
2.5.16 CONTROLADORES DE PH 29
2.6 QUÍMICA DE ARCILLAS 31
2.6.1 ESTRUCTURA DE LOS FILOSILICATOS 32
2.6.2 PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS 34
2.6.3 TIPOS DE ARCILLAS 38
2.6.4 HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS 44
2.6.5 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA 46
CAPÍTULO III 48
METODOLOGÍA 48
3.1 CARACTERÍSTICAS REOLÓGICAS DEL FLUIDO DE
PERFORACIÓN 48
3.1.1 DENSIDAD 48
3.1.2 VISCOSIDAD 49
3.1.3 ESFUERZO DE GEL 50
3.1.4 PROPIEDADES DE FILTRACIÓN 50
3.1.5 DETERMINACIÓN DEL ION HIDRÓGENO (PH) 51
3.1.6 CONTENIDO DE ARENA 51
3.1.7 CONTENIDO DE ACEITE, AGUA, SÓLIDOS 52
3.1.8 CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO 53
3.1.9 ANÁLISIS QUÍMICO DEL FLUIDO 53
3.2 PRUEBAS DE LABORATORIO EN LOS FLUIDOS 54
3.2.1 DENSIDAD 54
3.2.2 PROPIEDADES REOLÓGICAS 56
3.2.3 PÉRDIDA DE FILTRADO API 59
iv
3.2.4 CONTENIDO DE ARENA 61
3.2.5 CONTENIDO DE LÍQUIDOS Y SÓLIDOS 63
3.2.6 CONCENTRACIÓN IÓNICA DE HIDRÓGENO (PH) 65
3.2.7 PRUEBAS QUÍMICAS 67
3.3 PRUEBAS ESPECIALES PARA DETERMINAR LA INHIBICIÓN DE
LOS FLUIDOS 72
3.3.1 PRUEBA DE EROSIÓN O DISPERSIÓN 72
3.3.2 CAPACIDAD DE AZUL DE METILENO O MBT 74
CAPÍTULO IV 77
ANÁLISIS DE RESULTADOS 77
4.1 PRUEBAS DE LABORATORIO DEL SISTEMA BASE AMINA-GLICOL-
PHPA 77
4.2 ANÁLISIS DE LOS CONTROLADORES DE PH 84
4.3 PRUEBAS DE RESISTENCIA A CAMBIOS DE UNIDADES PH 96
4.3.1 ADICIÓN DE ÁCIDO A UN FLUIDO MAXDRILL CON NAOH
PARA BAJARLE EL PH 97
4.3.2 ADICIÓN DE ÁCIDO A UN FLUIDO MAXDRILL CON TEA PARA
BAJARLE EL PH 98
4.3.3 ANÁLISIS GENERAL 99
4.4 PRUEBAS DE LABORATORIO AL SISTEMA AMINA-GLICOL-
PHPA 99
4.4.1 PRUEBAS DE LABORATORIO AL SISTEMA AMINA-GLICOL-
PHPA USANDO SODA CAÚSTICA 99
4.4.2 PRUEBAS DE LABORATORIO AL SISTEMA BASE AMINA-
GLICOL-PHPA USANDO TIETRANOLAMINA 102
4.5 PRUEBAS ESPECIALES PARA DETERMINAR EL EFECTO
INHIBITORIO 105
4.5.1 DISPERSIÓN O EROSIÓN 105
4.5.2 MBT DE FLUIDOS A CONDICIONES DE SUPERFICIE Y DE
FONDO 113
v
CAPÍTULO V 123
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 123
5.1 CONCLUSIONES 123
5.2 RECOMENDACIONES 125
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 126
GLOSARIO 129
ANEXOS 133
vi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Tipos y funciones de los polímeros en los fluidos de perforación. 16
Tabla 2.2 Superficies específicas de algunas arcillas. ................................. 35
Tabla 2.3 Ejemplos capacidad de intercambio catiónico. ............................ 36
Tabla 2.4 Minerales que se encuentran en el medio. .................................. 43
Tabla 2.5 Rango de CEC para materiales minerales arcillosos puros. ........ 45
Tabla 3.1 Rango de valores aceptables en prueba de reología y geles. ..... 57
Tabla 4.1 Descripción de productos. ............................................................ 78
Tabla 4.2 Fórmula fluido base AMINA-PHPA-GLICOL. ............................... 81
Tabla 4.3 Análisis de los controladores de PH Agua – NaOH. .................... 84
Tabla 4.4 Análisis de los controladores de PH Lodo base – NaOH. ............ 86
Tabla 4.5 Análisis de los controladores de PH Lodo Maxdrill – NaOH. ....... 88
Tabla 4.6 Análisis de los controladores de PH Agua – Trietanolamina. ....... 90
Tabla 4.7 Análisis de los controladores de PH Lodo Base –
Trietanolamina. ............................................................................................ 92
Tabla 4.8 Análisis de los controladores de PH Lodo Maxdrill –
Trietanolamina. ............................................................................................ 94
Tabla 4.9 Resumen. ..................................................................................... 96
Tabla 4.10 Adición de ácido a un fluido MAXDRILL con NaOH para
bajarle el pH. ................................................................................................ 97
Tabla 4.11 Adición de ácido a un fluido MAXDRILL con TEA para
bajarle el pH. ................................................................................................ 98
Tabla 4.12 Pruebas de laboratorio al sistema AMINA-GLICOL-PHPA
usando soda caústica. ............................................................................... 101
Tabla 4.13 Pruebas de laboratorio al sistema base AMINA- GLICOL-
PHPA usando Trietanolamina. ................................................................... 104
Tabla 4.14 Resultados de Dispersión para la Formación Orteguaza. ........ 108
Tabla 4.15 Resultados de dispersión para la formación Tiyuyacu. ............ 109
Tabla 4.16 Resultados de dispersión para la formación Tena. .................. 110
Tabla 4.17 Resultados de dispersión para Napo Shale. ............................ 112
vii
Tabla 4.18 Concentraciones de los componentes del lodo. ....................... 115
Tabla 4.19 Valores de pH. ......................................................................... 116
Tabla 4.20 Resultados de la prueba de MBT a los fluidos a condiciones
de superficie............................................................................................... 117
Tabla 4.21 Tabla de porcentajes de inhibición de los fluidos a condiciones
de superficie............................................................................................... 118
Tabla 4.22 Valores de PH de fluidos rolados. ............................................ 120
Tabla 4.23 Resultados de la prueba de azul de metileno de los fluidos
rolados. ...................................................................................................... 120
Tabla 4.24 Tabla de porcentajes de inhibición de los fluidos rolados. ....... 121
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Fluidos de perforación. ................................................................. 7
Figura 2.2 Vista idealizada de corrosión de una tubería de perforación. ..... 23
Figura 2.3 Estructuras tetraédricas de los filosilicatos. ................................ 33
Figura 2.4 Distribución laminar de los filosilicatos........................................ 34
Figura 2.5 Fotomicrografía de bentonita. ..................................................... 40
Figura 2.6 Sustitución de AL3+ por MG2+ causando una partícula cargada
negativamente. ............................................................................................ 40
Figura 2.7 Comparación de estructuras de arcillas. ..................................... 42
Figura 2.8 Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica
y sódica. ....................................................................................................... 44
Figura 2.9 Procesos de enlace de las partículas de arcilla. ......................... 46
Figura 3.1 Balanza de lodo. ......................................................................... 55
Figura 3.2 Viscosímetro rotativo. ................................................................. 57
Figura 3.3 Curva típica de caudales para un lodo de perforación. ............... 58
Figura 3.4 Filtroprensa API. ......................................................................... 60
Figura 3.5 Equipo para determinar contenido de arena. ............................. 62
Figura 3.6 Retorta. ....................................................................................... 64
Figura 3.7 Medidor pH digital. ...................................................................... 66
Figura 3.8 Equipo para pruebas químicas del fluido. ................................... 71
Figura 3.9 Horno de Rolado. ........................................................................ 73
Figura 3.10 Equipo MBT. ............................................................................. 74
Figura 3.11 Prueba de titulación con azul de metileno. ............................... 76
Figura 4.1 Muestra de la Formación Orteguaza. ........................................ 106
Figura 4.2 Fluidos en los envases del horno de rolado. ............................ 106
Figura 4.3 Muestras en el horno de secado. .............................................. 107
Figura 4.4 Dispersión Orteguaza con TEA Y NaOH. ................................. 108
Figura 4.5 Muestra de la formación Tiyuyacu. ........................................... 109
Figura 4.6 Dispersión de la Formación Tiyuyacu con TEA Y NaOH. ......... 109
Figura 4.7 Muestra de la Formación Tena. ................................................ 110
Figura 4.8 Muestras en el horno de secado. .............................................. 111
ix
Figura 4.9 Dispersión para una muestra de Napo Shale con TEA Y
NaOH. ........................................................................................................ 111
Figura 4.10 Porcentaje de dispersión de formaciones Orteguaza,
Tiyuyacu, Tena y Napo Shale con los diferentes controladores de pH
en los fluidos puestos a prueba. ................................................................ 112
Figura 4.11 Porcentajes de inhibición de los fluidos a condiciones de
superficie ................................................................................................... 118
Figura 4.12 Porcentajes de inhibición de los fluidos rolados. .................... 121
x
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 3.1 Ecuación Gravedad Específica 55
Ecuación 3.2 Ecuación Gradiente de Lodo 56
Ecuación 3.3 Ecuación Concentración Iónica de Cloruro 68
Ecuación 3.4 Ecuación Concentración de Calcio 69
Ecuación 4.1 Ecuación Cálculo de sacos de Barita 82
Ecuación 4.2 Ecuación Capacidad de Intercambio Catiónico 114
xi
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1 ................................................................................................... 133
PRUEBA MBT
(Methylene Blue Test)
ANEXO 2 ................................................................................................... 139
PROCEDIMIENTOS PARA MANIPULAR QUÍMICOS
ANEXO 3 ................................................................................................... 146
LISTA DE PRODUCTOS QUÍMICOS Q-MAX
ANEXO 4 ................................................................................................... 148
HOJAS TÉCNICAS DE LOS CONTROLADORES DE PH
xii
RESUMEN
El objetivo de una operación de perforación es perforar, evaluar y terminar
un pozo que producirá petróleo y/o gas en forma rentable. Los fluidos de
perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de
dicho objetivo.
El ingeniero de fluidos se asegurará que las propiedades del lodo sean
correctas para el ambiente de perforación específico. También puede
recomendar modificaciones de las prácticas de perforación que ayuden a
lograr los objetivos de la perforación. Los polímeros se recomiendan en
forma general, para perforar formaciones depletadas o con presiones
subnormales, y se los considera un sustituto de los lodos base aceite.
La razón de escoger el sistema de polímero como fluido de perforación se la
hace en base al estricto control de los desechos al medio ambiente. Siendo
la salida más fácil el uso de lodos base aceite por lo que más complicado
sería el tratar estos desechos con el consabido riesgo de afectar el
ecosistema por un lado y por otro la dificultad de instalar equipos para el
tratamiento de los ripios ya que las plataformas de las locaciones no
disponen de espacio suficiente por encontrarse en la Cordillera Oriental.
Con la finalidad de evitar contaminaciones ambientales en la actualidad se
utiliza la soda caústica siendo la alternativa que desde hace años era común
en esta región, actualmente se intenta implementar el uso de la
trietanolamina como la, mejor alternativa de sustitución del hidróxido de
sodio en labores petroleras.
Con la optimización de este tipo de fluidos de perforación en la zona se
ayudará a establecer lineamientos generales para la perforación y su
aplicación en Campos Marginales.
xiii
ABSTRACT
The objective of a perforation operation is to perforate, to evaluate and to
finish a well that will produce petroleum y/o gas in profitable form. The
perforation fluids carry out numerous functions that they contribute to the
achievement of this objective.
The engineer of fluids will make sure that the properties of the mud are
correct for the specific perforation atmosphere. It can also recommend
modifications of the perforation practices that you/they help to achieve the
objectives of the perforation. The polymers are recommended in general
form, to perforate formations with subnormal pressures, and it considers
them to him a substitute of the muds base it oils.
The reason of choosing the polymer system like perforation fluid makes it to
him based on the strict control from the waste to the environment. Being the
easiest exit the use of muds base oils because the more complicated it would
be trying these waste with the traditional risk to affect the ecosystem on one
hand and for other the difficulty of installing equipment since for the treatment
of gravel the platforms leases doesn't have enough space to be in the
Oriental Mountain range.
With the purpose of avoiding environmental contaminations at the present
time the hydroxide is used being the alternative that was common for years in
this region, at the moment it is tried to implement the use of the
trietanolamina like the, better alternative of substitution of the sodium
hydroxide in oil works.
With the optimization of this type of perforation fluids in the area will be
helped to establish general limits for the perforation and their application in
Fields Marginal.
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Determinar la efectividad de la Trietanolamina para el control del pH en un
fluido de perforación base amina, PHPA y glicol; mediante pruebas físico-
químicas.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar las propiedades específicas de la Trietanolamina y de la Soda
Cáustica dentro de un fluido de perforación como controladores de pH.
Conocer el procedimiento que se realiza para controlar el pH y las
propiedades básicas de los fluidos de perforación.
Determinar el controlador de pH más eficiente y económico mediante
pruebas químicas en el laboratorio.
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El petróleo ha llegado a convertirse en una de las fuentes de energía más
importante de este siglo, y su demanda, cada vez mayor hace que las
empresas petroleras busquen constantemente la excelencia en las técnicas
de extracción de crudo, con el fin de que sus requerimientos se vean
reflejados en un aumento de la producción de hidrocarburos.
La mejor forma de incrementar la producción de petróleo es mediante la
perforación de nuevos pozos; la profundidad de un pozo es variable,
2
dependiendo de la región y profundidad a la cual se encuentra la formación
geológica seleccionada; con posibilidades de contener petróleo, debido a
esto, los fluidos de perforación están diseñados para alcanzar esta
profundidad en una manera segura y rentable.
Los fluidos de perforación, constituyen un factor especial dentro de los
elementos y materiales necesarios para perforar un pozo. Su diseño y
composición se establecen de acuerdo a las características físico-químicas
de las distintas capas a atravesar. Las cualidades del fluido seleccionado,
densidad, viscosidad, pH, filtrado, composición química, deben contribuir a
cumplir con las distintas funciones del mismo.
Uno de los problemas que se tiene en una perforación es el control del pH
del lodo que es la medida de la acidez o de la alcalinidad del fluido, al tener
un pH bajo genera la corrosión y la degradación del fluido de perforación,
produciendo un incremento en el costo de los fluidos.
Entre los agentes que forma un sistema de lodo de perforación se tiene:
inhibidores, adelgazantes, controladores de pH, controladores de pérdida de
fluido, pérdida de circulación, viscosificantes, floculantes, coagulantes,
desinfectantes, bactericidas que varían de acuerdo a la profundidad que se
encuentre perforando la broca.
Los agentes de control de pH tienen la función de balancear el pH para
impedir la degradación del lodo de perforación y evitar la corrosión. Entre los
agentes de control de pH se debe tener cuidado al utilizar el Hidróxido de
Sodio (Soda Cáustica), puesto que es muy corrosivo y una manipulación
equivocada puede afectar a la persona encargada de su manipulación.
Existen algunos agentes controladores de pH en el mercado, pero en la
industria petrolera solo se utiliza la Soda Cáustica y en el desarrollo de esta
tesis se prueba la Trietanolamina, dependiendo su eficiencia de los factores
3
que se encuentren dentro del pozo. Debido a esto se genera una
controversia qué controlador de pH puede llegar a ser más efectivo y
económico para una empresa petrolera.
El sistema de lodo base Amina- PHPA-Glicol es aquel que trabaja con
fluidos de base agua dulce o salada, que tienen incorporados polímeros de
cadena larga y peso molecular alto. Está compuesto por un polímero de
poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA) de alto peso molecular que
actúa como un coloide protector y funciona como estabilizador del pozo, los
recortes y las lutitas. También está compuesto por un glicol soluble en agua,
mejorando significativamente la estabilidad del pozo a través de los
mecanismos de inhibición que posee el glicol. Otro producto es una amina
que inhibe la dispersión de los sólidos de la formación hacia el sistema de
fluidos. El fluido Amina- PHPA-Glicol se basa en la tecnología de fluidos no
dispersos y con bajo contenido de sólidos.
1.3 JUSTIFICACIÓN
La investigación sobre la utilización de controladores de pH en fluidos de
perforación, se justifica debido a que permite conocer de una mejor manera
cómo funcionan estos controladores en un sistema de lodo de perforación,
así como, ayudará a economizar costos de perforación. La posibilidad de
controlar el pH es muy importante, puesto que, un bajo pH produce la
degradación del lodo, por la aparición de bacterias que comienzan a
comerse básicamente los polímeros encapsuladores del fluido de
perforación. La correcta utilización de los controladores de pH, permiten
obtener una mayor eficiencia en las propiedades del lodo, para llegar a
obtener esto, se necesita someter a los fluidos a pruebas físicas y químicas,
a fin de elegir el controlador más óptimo y seguro para su manipulación,
logrando reducir el costo y tiempo de perforación, de esta manera se
beneficiará la Operadora y de igual manera la empresa de servicios de
fluidos de perforación.
4
1.3.1 HIPÓTESIS
La realización del análisis físico-químico del fluido base Amina- PHPA-Glicol
utilizado para la segunda sección de un pozo petrolero es útil para la
selección del mejor controlador de pH, con una correcta dosificación para
atravesar zonas geológicas que pueden ocasionar problemas en la
perforación (arcillas, lutitas y arenas), entonces se controlará los problemas
de degradación de los productos químicos del lodo de perforación; evitando
así problemas dentro de la perforación como pega de tubería, hinchamiento
de arcillas y embolamiento de la broca, pérdida de circulación, arremetidas
del pozo, reduciendo así tiempo y costos de perforación.
1.4 VARIABLES
1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE
El control del pH es una medida, con la cual se balancea la cantidad de
iones hidrógeno en el fluido de perforación, en pruebas se lo mide con un
equipo especializado como es: medidor de pH con electrodo de vidrio.
1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE
Correctas dosificaciones de los controladores de pH en el fluido de
perforación previene potenciales problemas en el desarrollo de las
actividades. La Trietanolamina es un compuesto químico orgánico del cual
es tanto una amina terciaria como un tri-alcohol. Como trialcohol es una
molécula con tres grupos hidroxilos. Como otras aminas, la trietanolamina
actúa como una base química débil debido al par solitario de electrones en el
átomo de nitrógeno. El hidróxido sódico, en su mayoría, se fabrica por el
método de caustificación, es decir, juntando otro hidróxido con un compuesto
de sodio.
5
1.5 METODOLOGÍA
1.5.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
En la elaboración de la tesis se empleó el MÉTODO ANALÍTICO para la
revisión de cada uno de los parámetros obtenidos durante las pruebas físico-
químicas obtenidas en el laboratorio, el MÉTODO SINTÉTICO en la
estructuración de la tesis con los datos obtenidos a lo largo de la
investigación y el MÉTODO DEDUCTIVO cuando se tomó en cuenta datos
estadísticos de otros pozos y pruebas de laboratorio para solucionar
problemas actuales.
1.5.1.1 Técnicas de investigación
a) Observación
Fue necesario un laboratorio de fluidos de perforación para analizar de forma
detallada el comportamiento de los fluidos de perforación mediante pruebas
físico-químicas y de esta manera incrementar el conocimiento dentro de
nuestra investigación. Los resultados de la observación en el laboratorio se
detallan en el capítulo IV.
b) Materiales
Para la investigación se utilizaron equipos de laboratorio para pruebas: API
físico-químicas.
Manuales de las empresas de servicios de fluidos de perforación.
Libros con información técnica sobre perforación de pozos e información del
internet.
6
1.6 POBLACIÓN / MUESTRA
Para la realización de esta investigación se contó con el apoyo del personal
que labora en el Laboratorio de Control Qmax, base de apoyo del personal
docente de la UTE, sus autoridades en especial de la Facultad de Ciencias
de la Ingeniería, a parte se tuvo el apoyo de la empresa privada.
1.6.1 ANÁLISIS DE DATOS
Debido a las pruebas físicas y químicas que se realizaron a los fluidos y
otros estudios se obtuvieron datos los cuales fueron analizados gráficamente
para determinar la correcta dosificación de productos químicos que se debe
tener para prevenir y corregir problemas operacionales del fluido de
perforación en el pozo. Tal como se observa en el capítulo IV.
1.6.2 TABULACIÓN Y GRÁFICA DE INFORMACIÓN
En el estudio realizado se tomaron apuntes de las cifras y datos obtenidos
en cada una de las pruebas realizadas cuyos resultados se plasmaron en
tablas y gráficos que se presentan en el capítulo IV.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
7
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Conocido también con el nombre del lodo de perforación, constituye un
líquido preparado con gran cantidad de aditivos químicos. El fluido de
perforación en un pozo acarrea los ripios desde la barrera a la superficie,
limpia el fondo del pozo, enfría la barrena y lubrica la sarta, estabiliza las
paredes del pozo e impide la entrada de los fluidos de la formación dentro
del pozo.
De acuerdo al API el fluido de perforación se define como un fluido de
circulación empleado en la perforación de pozos para realizar diversas
funciones requeridas en las operaciones de perforación.
Figura 2.1 Fluidos de perforación.
8
El número de días que se requieren para perforar a la profundidad total el
mismo que depende de la velocidad de penetración de la broca y de la
prevención de retrasos causados por derrumbes, tubos de perforación
obstruidos y pérdidas de circulación, los cuales se ven influenciados por las
propiedades del fluido de perforación.
Por lo tanto la selección de un fluido de perforación adecuado y el control
diario de sus propiedades no es solo la responsabilidad del ingeniero de
fluidos, sino además del jefe del taladro, del supervisor de perforación y de
los ingenieros de perforación de la operadora.
2.2 FUNCIONES BÁSICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
“Históricamente se han asignado muchos requerimientos al fluido de
perforación, ante lo cual se puede deducir que la primera función del fluido
de perforación fue la de remover los recortes del fondo del agujero cortado
por la broca, pero hoy en día las diversas aplicaciones del fluido de
perforación hace difícil asignarle una función específica”, de acuerdo al
Curso de bioremediación de suelos y acuíferos, 1999.
Actualmente se reconoce que el fluido posee por lo menos nueve funciones
dentro de las cuales se tiene:
2.2.1 TRANSPORTAR LOS RIPIOS DE PERFORACIÓN DEL FONDO DEL
HOYO HACIA LA SUPERFICIE
Una de las funciones más importantes del fluido de perforación, es eliminar
del agujero los recortes. El fluido cuando sale de las toberas (Jets) de la
broca ejerce una acción de chorro que mantiene la superficie del fondo del
agujero y los filos de la broca limpios de recortes. Lo cual permite mantener
una larga vida a la broca y poseer una gran eficiencia en la perforación.
9
2.2.2 ENFRIAR Y LUBRICAR LA BROCA BHA DE LA SARTA DE
PERFORACIÓN
Durante el proceso de la perforación se genera considerablemente calor y
fricción debido al contacto de la barrena con la formación. El calor generado
por la fricción continua es transmitido al fluido de perforación el cual circula
hasta la superficie lugar en el cual se disipa. “Además de enfriar, el fluido de
perforación lubrica la columna de perforación, reduciendo aún más el calor
generado por fricción”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
En la actualidad en el mercado se cuenta con lubricantes clasificados como
de presión extrema con los cuales la broca puede trabajar a elevadas cargas
y revoluciones ya que en la mayoría de los casos han demostrado ser muy
eficientes. Cada vez la perforación es más profunda y la lubricación más
importante esta constituye una de las razones por las cuales las emulsiones
inversas se aplican en la perforación pues son excelentes lubricantes.
2.2.3 ESTABILIZAR LAS PAREDES DEL HOYO
“Un buen fluido de perforación debe colocar un revoque que sea liso,
delgado flexible y de baja permeabilidad. Lo cual ayudará a disminuir los
problemas de derrumbes y atascamiento de la tubería, y al mismo tiempo
permitirá el hecho de consolidar la formación y retardar el paso de fluido
hacia la misma, al ejercer una presión sobre las paredes del hoyo abierto”,
de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
2.2.4 MANTENER EN SUSPENSIÓN LOS RIPIOS
Las propiedades tixotrópicas del fluido permiten mantener en suspensión las
partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación, para luego
depositarlas en la superficie cuando esta se reinicia. “El asentamiento ocurre
10
con mayor frecuencia bajo condiciones dinámicas en los pozos de alto
ángulo donde el fluido está circulando a bajas velocidades anulares” , de
acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
2.2.5 EVITAR DAÑOS A LAS FORMACIONES PRODUCTORAS
Cualquier fluido de perforación alterara las características originales de la
formación con la cual entran en contacto, si bien algunas formaciones
resultan más sensibles que otras, igualmente varios fluidos causan más
daño que otros.
El daño a las formaciones productoras puede resultar del taponamiento
físico por sólidos inertes de la reacción química entre los fluidos de
perforación y la formación, también es muy frecuente el hinchamiento de
arcillas al tener contacto con el filtrado del lodo reduciendo hasta cero la
permeabilidad de la formación. El pozo puede perder estabilidad por
reacciones químicas (como lutitas sensibles al agua), o por erosión física.
Las formaciones particularmente sensibles pueden requerir un tratamiento
especial del fluido o de un fluido específico para perforarlas.
2.2.6 PREVENIR DAÑOS A LA FORMACIÓN
Además de mantener en el sitio y estabilizada la pared del hoyo para
prevenir derrumbes, se debe elegir un sistema de lodo que dentro de la
economía total del pozo, pueda asegurar un minino de modificación o
alteración sobre las formaciones que se van perforando, no solo con el
propósito de evitar derrumbes u otros problemas durante la perforación, sino
del mismo modo para minimizar el daño de la formación a producir que
puede acarrear a costosos tratamientos de reparación o perdidas de
producción. “Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de
una formación productiva es considerada como daño a la formación” , de
acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
11
2.2.7 PROPORCIONAR EL MEDIO PARA LA TOMA DE REGISTROS
ELÉCTRICOS
La calidad del lodo debe permitir la obtención de toda la información
necesaria para valorar la capacidad productiva de petróleo de las
formaciones perforadas.
Para que sea efectiva la evaluación de las formaciones perforadas, es de
gran utilidad un fluido de perforación eléctricamente conductor diferente a los
contenidos en las formaciones, que no cause erosión física ni química en las
paredes y que no penetre profundamente las formaciones atravesadas.
2.2.8 TRANSMITIR POTENCIA HIDRÁULICA A LA BROCA
El fluido de perforación es el medio a través del cual se transmite potencial
de fuerza hidráulica a la broca. “La energía hidráulica puede ser usada para
maximizar la velocidad de penetración (ROP), mejorando la remoción de
recortes en la barrena. Esta energía también alimenta los motores de fondo
que hacen girar la barrena y las herramientas de Medición al Perforar (MWD)
y Registro al Perforar (LWD)” , de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco,
2001.
2.2.9 MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE
Con el pasar del tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho
y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales
locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en
la cercanía del pozo son los más deseables. La mayoría de los países han
establecido reglamentos ambientales locales para desechos de fluidos de
perforación.
12
2.3 TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
En la actualidad se diseñan compuestos y mezclas con sumo cuidado para
satisfacer necesidades específicas bajo diversas condiciones de perforación.
Los fluidos de perforación modernos constituyen realmente un elemento vital
para el pozo. Existen diferentes tipos de fluidos como:
Lodos Base Agua
Lodos Base Aceite
Lodos Espumosos
Lodos Neumáticos
2.3.1 LODOS BASE AGUA
La bentonita es utilizada para tratar lodos de agua fresa para satisfacer las
necesidades geológicas del lodo, así como para controlar las pérdidas de
fluido, obtiene su mejor desempeño en lodos que contengan menos de
10,000 ppm de cloruro de sodio, al afectar considerablemente sus
propiedades. Rara vez un lodo formado a partir de solo bentonita es usado,
gracias a su facilidad a ser contaminado. Los fosfatos (siendo el pirofosfofato
ácido de sodio(SAPP) el más usado)son químicos inorgánicos usados para
dispersar estos lodos cuyas viscosidades aumentan mediante la
contaminación con cemento o con sólidos perforados, sin embargo, no
reducen la pérdida de fluido y no son estables a temperaturas superiores a
los ciento cincuenta grados Farengeith (150O F).
2.3.1.1 Lodos no dispersos
Este tipo de lodos son utilizados para perforar pozos poco profundos o los
primeros metros de pozos profundos (lodos primarios), en la mayoría de
casos compuestos de agua dulce, bentonita y cal apagada (hidróxido de
calcio), donde primero se hidrata la bentonita y luego se agrega cal para
13
aumentar el valor real de punto de cedencia, que le da la capacidad de
transportar recortes, a bajas ratas de corte (shear rate). El objetivo de este
sistema es reducir la cantidad total de sólidos arcillosos, resultando en una
rata de penetración alta. No son muy estables a altas temperaturas,
aproximadamente 400oF
Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda agregar
a la mezcla, un polímero no iónico tal como el almidón o el XC que respeten
el punto de cedencia logrado por la cal.
2.3.1.2 Lodos de calcio
Altamente tratados con compuestos de calcio, catión equivalente que inhibe
el hinchamiento de las arcillas de las formaciones perforadas, muy utilizados
para controlar lutitas (shales) fácilmente desmoronables. También aplicados
en la perforación de secciones de anhidrita de considerable espesor y en
estratos con flujos de agua salada.
Estos lodos se diferencian de los base agua, en que las arcillas base sodio
de cualquier bentonita comercial o la bentonita que aporta la formación es
convertida a arcillas base calcio mediante la adición de cal o yeso, tolerando
altas concentraciones de sólidos arcillosos con bajas viscosidades a
comparación de los otros fluidos base agua fresca.
2.3.1.3 Lodos dispersos
Son muy útiles cuando se perfora a grandes profundidades o en formaciones
altamente problemáticas, pues presenta como característica principal la
dispersión de arcillas constitutivas, adelgazando el lodo. Compuestos por
bentonita, sólidos perforados y bajas concentraciones de agentes
dispersantes, tales como los lignosulfonatos y lignitos, el pH de este lodo se
14
encuentra entre 8.5 y 10.5 para mantener estable el NaOH que es requerido
para activar el agente dispersante usado.
Estos lodos pueden ser similares en aplicabilidad a los lodos con fosfato,
pero pueden ser usados a mayores profundidades gracias a la estabilidad
del agente dispersante, los lignitos son más estables que los lignosulfonatos
a temperaturas elevadas y son más efectivos como agente de control de
pérdida de circulación, aunque los lignosulfonatos son mejores agentes
dispersantes, el carácter reductor de filtrado para el lignosulfonato se
degrada a 350º F.
2.3.1.4 Lodos bajos en sólidos
Son aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos son
estrictamente controlados. Estos no deben presentar porcentajes en
volumen de sólidos totales por encima de 10% y la relación de sólidos
perforados a bentonita, debe ser menor a 2:1.
En los últimos tiempos han aparecido productos nuevos que hacen práctico
el uso de lodos con cloruro de potasio, cuya concentración de cloruro de
potasio usada depende del tipo de formación a perforar. Los lodos con
concentraciones bajas (de 5 a 7 % en peso de agua utilizada para preparar
el lodo) se usan en formaciones de lutitas firmes o de lutitas inestables que
contengan muy poca esmectita y en arenas potencialmente ricas en
hidrocarburos que pueden sufrir daños en su permeabilidad al ponerse en
contacto con el agua dulce.
Los lodos con concentraciones altas (de 10 a 20 % en peso de agua) se
utilizan para perforar lutitas tipo gumbo (que se hacen pegajosos y pierden
su porosidad al contacto con el agua dulce), y para perfora lutitas ricos en
esmectita.
15
La composición básica de estos lodos es agua dulce o agua de mar, cloruro
de potasio, un polímero para inhibición (poliacrilamida generalmente, un
plomero generador de viscosidad (tipo XC con frecuencia), bentonita pre-
hidratada, almidón estabilizado o CMC, soda cáustica, y otros aditivos como
lubricantes
2.3.1.5 Lodos saturados con sal
Nombre común para un lodo de perforación en el que la fase agua está
saturada de cloruro de sodio (mínimo 189000 ppm e inclusive hasta 315000
ppm a 68º F. El contenido salino puede provenir propiamente del agua,
mediante adición en la superficie o aporte de las formaciones perforadas;
varias sales pueden ser usadas según el propósito especifico, como las de
sodio, calcio, potasio y magnesio.
La base convencional de estos lodos es la atapulguita o bentonita pre-
hidratada y los compuestos de starsh o almidón y carboximetilcelulosa
(CMC) son los mismos que son utilizados para el control de pérdidas de
fluido.
Se puede decir que a pesar de estar las concentraciones de sólidos dentro
de los límites apropiados, un lodo saturado con sal alcanza fuerzas de gel
muy alta, sin embargo esta situación puede ser remediada con la adición de
lignosulfonatos y soda cáustica.
2.3.1.6 Lodos con materiales poliméricos
Constituyen aquellos con base agua dulce o salada, que tienen incorporados
compuestos químicos de cadena larga y peso molecular alto, que pueden
contribuir a:
a) El control de pérdidas de filtrado y de propiedades reológicas
16
b) La estabilidad térmica
c) La resistencia ante contaminantes
d) La protección de zonas potencialmente productoras
e) Mantener la estabilidad de las formaciones atravesadas
f) Dar lubricación a la sarta, prevenir pegas y corrosión
g) Mejorar la perforabilidad
h) Mantener un ambiente limpio.
Dentro de los materiales poliméricos más usados se encuentran : el almidón,
la goma de Guar Xanthan, CMC, el lignito, la celulosa polianionica, los
poliacrilatos, el copolimero de vinil amida/vinil sulfonato, la poliacrilamida
parcialmente hidrolizada, los ácidos poliaminados y la metilglucosa, entre
otros.
La desventaja relativa más prominente de los lodos con materiales
poliméricos parece ser su alto costo siendo superados en precio por lodos
de base aceite y base material sintético.
Tabla 2.1, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Tipos y funciones de los
polímeros en los fluidos de perforación.
TIPOS DE
POLÍMERO DESCRIPCIÓN EJEMPLO FUNCIÓN
Carboximetil-
celulosa CMC
Polisacaridos,
polímeros lineales,
grupo anionico-COO-
alto peso molecular
Bajo peso molecular
CMC alta
viscosidad
Aditivo para
perdida de
viscosidad en el
fluido.
Aditivo para
perdida de fluido
Hidroxietil
celulosa HEC
Polisácaridos,
polímeros lineales, no
iónicos, gripo éter, alto
peso molecular
HEC
Viscosificante
17
Continuación
Tabla 2.2
TIPOS DE
POLÍMERO
DESCRIPCIÓN
EJEMPLO
FUNCIÓN
Almidón Polisacaridos,
altamente ramificados,
en forma de solución
de coloidal
normalmente no
aniónicos.
Maíz, patatas,
tapioca
modificados
químicamente
Control de pérdida
de fluido en
soluciones salinas.
Gomas
bacteriales
polisacáridos
Polisacaridos de
ramificaciones
complejas, algunas
estructuras de grupo
aniónico, alto peso
molecular
Gomas de
Xanthan
Viscosificante
particularmente en
agua salina
Gomas
naturales de
árboles y
arbustos
Polisacaridos
ramificados, algunas
estructuras complejas
de grupo aníonico, alto
peso molecular
Guar, goma
arábiga
Viscosificante
Lignosulfonatos Sulfonatos solubles en
agua derivados de
materiales y sales
metálicas
Lignosulfonato de
calcio
Lignosulfonato de
calcio y cromo,
Lignosulfonato de
calcio y hierro
Control de pérdida
de fluido,
defloculante,
solvente
Productos
minerales
Sales metálicas Lignito de cromo
Lignito de potasio
Control de pérdida
de agua y solvente
Taninos
Extractos de corteza y
madera
Quebracho Solvente
18
Continuación
Tabla 2.2
TIPOS DE
POLÍMERO
Polifosfatos
DESCRIPCIÓN
Fosfatos
deshidratados
molecularmente
EJEMPLO
Pirofosfato ácido
de sodio
FUNCIÓN
Solvente
Polímero de
vinil
Polímetros de ácidos
acrílicos
Solvente
Polímetro de
vinil
Co-polímero del ácido
acrílico
Estabilizador de
lutita floculante
Co-polímero Acetato de vinil, alto
peso molecular
Extendedor de
bentonita
floculante
Surfactantes Soluciones de resinas
y calcio
Polímetros
sintéticos
Emulsificador para
agua en aceite o
viceversa
Surfactantes Glicol polietileno éter,
fenoles
Polímetros
sintéticos
Agente espumante
Surfactantes Alcoholes pesados,
aceites vegetales
sulfonados
Polímetros
sintéticos
Desespumante
Surfactantes Aceites glicéridos Polímetros
sintéticos
Lubricante
inhibidor de
corrosión.
a) Sistemas de polímeros base agua
Los sistemas de polímeros sintéticos modernos tienen la capacidad de
perforar más eficientemente la mayoría de los pozos que anteriormente
19
dependían de fluidos de base agua convencionales y en algunos casos,
pozos que se perforaban con fluidos de emulsión inversa. La reducción
del costo al incrementar las tasas de penetración y al producir estabilidad
del pozo, hacen de estos fluidos una alternativa económicamente
atractiva. Su carácter de fluidos de daño mínimo a la formación, asegura
una producción potencial consistente, y sus rangos de aplicación y
versatilidad, los hacen fluidos que pueden resolver los problemas de
perforación actuales.
Todas las ventajas de perforar con un fluido de sólidos mínimos a base de
polímeros, altamente tixotrópico y con características de estabilización de
lutitas son parte de estos sistemas. Sus ventajas específicas son:
Mejor hidráulica y máximas tasas de penetración, debido al mínimo
contenido de sólidos y su resultante viscosidad plástica reducida.
Mejor control de las presiones de succión y densidad equivalente
de circulación. Esto ayuda a prevenir la pérdida de circulación,
atascamientos de tubería, o brotes producidos por succión cuando
se extrae la tubería.
Mejores cementaciones y operaciones de evaluación de formación
más efectivas, debido a la menor erosión de pozos.
Mayor estabilidad del pozo. Los sistemas se mantienen a bajo
pH, y es menos probable que ocurra dispersión de lutitas de la
formación.
Reducción del daño a la formación.
Mejor control de densidad y viscosidades.
Menor desgaste del equipo.
Reducción de la adhesión de sólidos de perforación sobre la broca,
estabilizadora y tubular.
Flexibilidad y adaptabilidad a ambientes diferentes. Debido a su
compatibilidad con la mayoría de los sistemas, los sistemas de
polímeros pueden ser convertidos a otros si se requiere.
20
Mejor control en pozos direccionales.
Muy aceptables características ambientales.
b) Factores que afectan a los polímeros
Algunos de los factores que afectan las propiedades de los polímeros son:
b.i) pH
“El valor de pH se usa para describir la acidez o basicidad de las soluciones.
El valor de pH se define como el logaritmo negativo de la concentración de
iones hidrógeno”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
La mayoría de los polímeros se degradan por acidez (bajo pH). Los
polímeros aniónicos obtienen mayor solubilidad a medida que se
producen más enlaces iónicos en las cadenas del polímero al agregar un
producto básico como la soda cáustica.
Los pH óptimos para la mejor función de los polímeros aniónicos están
entre los valores de 8.5 a 9.5.
Un aumento excesivo del pH causa elongamiento del polímero disminuyendo
la viscosidad y puede causar su degradación.
b.ii) Salinidad y cationes divalentes
La adición de una sal a un polímero totalmente hidratado, cuyos grupos
carboxilo están completamente ionizados, causa reducción de la viscosidad
ya que se deshidrata el polímero.
Dependiendo de la cantidad de sal agregada, el polímero no sólo se
deshidrata sino que inclusive puede precipitarse de la solución. Este
21
mecanismo explica el porqué un polímero altamente aniónico es ineficaz
como viscosificante en aguas saladas.
b.iii) Temperatura
Las altas temperaturas causan alteraciones estructurales irreversibles. Tal
es el caso de las poliacrilamidas, en las cuales la pérdida de eficiencia
resulta a temperaturas mayores de 450 ºF y se debe a la saponificación del
grupo acrilamida.
2.4 PROBLEMAS COMUNES DE PERFORACIÓN RELACIONADOS CON
EL FLUIDO DE PERFORACIÓN
Existen varios efectos adversos que pueden ocasionar el mal estado, o la
aplicación inadecuada de un fluido de perforación y son:
2.4.1 DAÑO A LAS FORMACIONES
Casi todos los fluidos de perforación alteran las características originales de
las formaciones al tener contacto con ellas. Algunas formaciones son más
sensibles que otras y algunos son más dañinos que otros. El daño a la
formación se puede manifestar en dos formas diferentes como son:
a.- Reducción en la capacidad de una formación
b.- Reducción en la estabilidad del agujero.
El daño a las formaciones productoras puede resultar del taponamiento
físico por sólidos inertes de la reacción química entre los fluidos de
perforación y la formación, también es muy común el hinchamiento de
arcillas al tener en contacto con el filtrado del lodo reduciendo hasta cero la
permeabilidad de la formación. El pozo puede perder estabilidad por
reacciones químicas (como lutitas sensibles al agua), o por erosión física.
22
2.4.2 PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DE EFECTO PISTÓN Y DE EFECTO
ÉMBOLO
Los problemas con las presiones de circulación y con las de efecto de pistón
y de émbolo pueden ser causadas por altas viscosidades, altos esfuerzos de
gel y alto contenido de sólidos. Estos problemas se agravan si el enjarre es
grueso ya que esto resulta en un pobre control de filtrado y en la disminución
del diámetro del pozo.
El efecto de émbolo (subir rápidamente la tubería) alimenta el peligro de un
arrancan del pozo y las posibilidades de un descontrol. El efecto de pistón o
las presiones de circulación pueden causar pérdidas de circulación.
2.4.3 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
La pérdida de circulación incrementa el costo del fluido de perforación y el
costo total del pozo, así como el peligro de un descontrol. Esta ocurre
siempre que la presión ejercida por el fluido contra la formación excede la
resistencia de la misma. Las presiones excesivas son el resultado de la alta
densidad del fluido de perforación.
2.4.4 REDUCCIÓN DE LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN
Existen muchos factores que afectan a la velocidad de perforación, pero los
más significativos se relacionan con la diferencia entre presión hidrostática
del fluido de perforación y la presión de formación. El exceso de sólidos y las
altas viscosidades constituyen otros factores importantes que disminuyen las
velocidades de perforación.
23
2.4.5 CORROSIÓN DE LAS SARTAS DE PERFORACIÓN Y DE
REVESTIMIENTO
El fluido de perforación puede propiciar un ambiente corrosivo para las
tuberías de acero utilizadas en el subsuelo. Este efecto puede minimizarse
con el tratamiento químico apropiado del fluido o con la formación de una
capa protectora (química o física) en la superficie del acero. “Los gases
disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno
pueden causar graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como
en el fondo del pozo. En general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo
tanto, una función importante del fluido de perforación es mantener la
corrosión a un nivel aceptable” , de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco,
2001.
Figura 2.2, Fuente: MI-SWACO, (2001), Vista idealizada de corrosión de una
tubería de perforación.
2.4.6 EROSIÓN DE LAS PAREDES DEL POZO
La erosión física o química de las paredes del pozo causará dificultades en
la evaluación de los registros eléctricos, en la cementación de tuberías y
puede ocasionar una pegadura de la tubería. La erosión física puede
minimizar bombeando el fluido de perforación a velocidades medias y bajas
en el anular. La erosión química depende de la reacción química entre el
24
fluido y la formación, el perforar una sección de sal masiva con un fluido
base agua dulce es un ejemplo de reacción química indeseable, otro ejemplo
es perforar una lutita problemática con un fluido de perforación incompatible.
2.4.7 RETENCIÓN DE SÓLIDOS NO DESEABLES
La mayoría de los fluidos de perforación desarrollan la estructura gel lo
suficiente para poder suspender los cortes y derrumbes en el anular cuando
la circulación se detiene. Estos sólidos de la formación deberán removerse
del fluido antes de que este se recircule. Desafortunadamente las
propiedades de gelatinización del fluido dificultan esta remoción.
2.4.8 DESGASTE EN LA BOMBA DE LODO
Los sólidos abrasivos en los fluidos de perforación pueden causar el
desgaste excesivo en algunos partes de la bomba y en otros equipos que
estén en contacto con el fluido. Los sólidos más abrasivos son las arenas
incorporados en el fluido de perforación al perforar.
2.4.9 PEGADURA DE LA SARTA DE PERFORACIÓN
La pegadura de la sarta de perforación contra las paredes del pozo lleva a
operaciones de pesca de alto costo. El tipo más significativo de pegadura se
relaciona a los fluidos de perforación cuando la sarta de perforación es
prácticamente incrustada en un enjarre muy grueso y la presión hidrostática
del fluido es mayor que la presión de formación a este mecanismos de pega
de tubería se denomina Pega Diferencial.
2.4.10 CONTAMINACIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO
Los fluidos que son óptimos para perforar, a menudo son químicamente
incompatibles con las lechadas utilizadas para cementar el revestimiento en
25
el subsuelo. Los malos trabajos de cementación arriesgan las operaciones
de perforación y de terminación del pozo. Los fluidos de perforación que son
químicamente incompatibles con el cemento siempre deben separarse del
cemento con un fluido espaciador
2.5 PRINCIPALES QUÍMICOS Y ADITIVOS DE LOS FLUIDOS
DE PERFORACIÓN
Resulta fundamental recordar que los fluidos de perforación incluyen gases,
líquidos o mezclas de los mismos, comúnmente presentan como líquido
base el agua, el aceite (petróleo crudo o uno de sus derivados) o una mezcla
estable de ellos, para complementar las propiedades que necesita un fluido
de perforación en una operación en particular se utilizan diversos materiales
denominados aditivos y entre los principales se encuentran:
2.5.1 EMULSIFICANTES
Estos productos crean una mezcla heterogénea (emulsión) de dos líquidos
insolubles. Los que incluyen ácidos grasos y materiales a base de aminas
para fluidos base aceite y detergentes, jabones, ácidos orgánicos y
surfactante a base de agua para fluidos base agua. Dichos productos
pueden ser aniónicos (negativamente cargados), no iónicos (neutrales), o
catiónicos (positivamente cargados) los materiales químicos dependen de la
aplicación.
2.5.2 REDUCTORES DE FILTRADO
Los reductores de filtrado, o de pérdida de fluido como son las arcillas
bentonita, lignito, CMC (carboximetilcelulosa de sodio), poliacrilatos y
almidón pregelatinizado sirven para disminuir la perdida de fluido, a medida
que la tendencia del líquido del fluido de perforación pasa a través del
enjarre dentro de la formación.
26
2.5.3 FLOCULANTES
Estos materiales se utilizan para incrementar la viscosidad o para mejorar la
limpieza del agujero, incrementando el rendimiento de la bentonita y para
clarificar o eliminar el agua de los fluidos bajo en sólidos (dewatering). La sal
(o salmuera), cal hidratada, yeso, soda ash, bicarbonato de sodio,
tetrafosfato de sodio y polímeros a base de poliacrilamida se usan para
causar partículas coloidales en suspensión para agruparlos en conjuntos
dentro de los flóculos, causando sedimentación de sólidos de mayor tamaño
para poderlos eliminar.
2.5.4 AGENTES ESPUMANTES
Estos son más bien, materiales que actúan como surfactantes (agentes de
superficie activa) para espumar en presencia de agua. Estos espumantes
permiten que el aire o gas perforen a través de formaciones con flujos de
agua.
2.5.5 MATERIALES PARA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
La función primaria de un material para pérdida de circulación, es tapar la
zona de pérdida hacia el interior de la formación pasando la cara del agujero
abierto, para que las operaciones subsecuentes no resulten en pérdidas
adicionales de fluido de perforación.
2.5.6 LUBRICANTES
Mencionados productos son diseñados para reducir el coeficiente de fricción
de los fluidos de perforación disminuyendo el torque y el arrastre. Se utilizan
varios aceites, líquidos sintéticos, grafito, surfactantes glicoles y glicerina así
como otros materiales para este propósito.
27
2.5.7 AGENTES LIBERADORES DE TUBERÍA
Consiste de detergentes, jabones, aceites, surfactantes y otros materiales
químicos, estos agentes se intentan colocar o inyectar en el área que se
sospecha que está pegada la tubería, para reducir la fricción o incrementar
la lubricidad, propiciando la liberación de la tubería pegada.
2.5.8 INHIBIDORES PARA CONTROLAR LUTITAS
Es importante destacar que las fuentes de calcio y potasio, así como sales
inorgánicas y compuestos orgánicos proporcionan control de las lutitas por
la reducción de la hidratación de las lutitas. Estos productos se utilizan para
prevenir el ensanchamiento excesivo del pozo y derrumbamiento o
formación de cavernas mientras se perfora con fluidos base agua en lutitas
sensitivas.
2.5.9 AGENTES DE SUPERFICIE ACTIVA
Los surfactantes, como son llamados, reducen la tensión interfacial entre las
superficies en contacto (agua-aceite, agua-sólidos, agua-aire, etc.).Estos
pueden ser emulsificantes, desemulsificantes, agentes humectantes,
floculantes o defloculantes dependiendo de las superficies involucradas.
2.5.10 AGENTES ESTABILIZADORES DE TEMPERATURA
Estos productos incrementan la estabilidad reológica y la filtración de los
fluidos de perforación expuestos a altas temperaturas y pueden mejorar su
comportamiento bajo esas condiciones. Se pueden usar distintos materiales
químicos, incluyendo polímeros acrílicos, polímeros sulfonados y
copolimeros como el lignito y el lignosulfonato y taninos como aditivos base.
28
2.5.11 DISPERSANTES Y ADELGAZADORES
Estos materiales químicos modifican la relación entre la viscosidad y el
porcentaje de sólidos en el fluido de perforación, y puede usarse, más aun
para reducir los esfuerzos de gelatinosidad, incrementa las propiedades de
bombeabilidad. Los taninos (quebracho) varios polifosfatos, lignitos y
lignosulfonatos funcionan como adelgazadores o como dispersantes. El
propósito principal de un adelgazador es para funcionar como un
defloculante para reducir la atracción (floculación) de las partículas de arcilla
que causan altas viscosidades y esfuerzos de gelatinosidad.
2.5.12 VISCOSIFICANTES
Bentonita, CMC (carboximetil celulosa), atapulgita, arcillas, hidroxietil
celulosa, celulosa polianiónica, hidroxipropil, guar gum y xanthan, asbestos y
polímeros se usan para incrementar la viscosidad para mejorar la limpieza
del agujero y la suspensión de los sólidos del fluido y los recortes de
formación producidos por la broca.
2.5.13 ANTIESPUMANTES
Estos productos son diseñados para reducir la acción espumante
particularmente en salmueras ligeras o en fluidos saturados con sal.
2.5.14 REDUCTORES DE VISCOSIDAD
Se tiene cuatro fosfatos complejos, el pirofosfato ácido de sodio SAPP
(Na2H2P207) el pirofosfato tetrasódico OTSPP (Na4P207), El tetrafosfato de
sodio OSTP (Na6P4O13), El exametafosfato de sodio OHSMP (Na6(PO3)6)Su
límite de temperatura está en los 150o F, el efecto dispersivo es atribuido a
que las arcillas absorben las largas cadenas de los fosfatos complejos
sometiendo la atracción entre partículas reduciendo la viscosidad.
29
2.5.15 DENSIFICANTES O PESANTES
Estos aditivos actúan principalmente sobre la densidad del lodo
aumentándola, en ellos es muy importante su gravedad específica (cuanto
mayor sea menos masa densificante requerida), su dureza y disponibilidad
en la naturaleza, la barita, compuestos de plomos, óxidos de hierro,
carbonato de calcio y materiales similares que poseen alta gravedad
especifica se usan para controlar las presiones de la formación, evitar la
formación de cavernas y sacar seca la tubería sin escurrimientos, así
tenemos que:
Barita (sulfato de Sr, Pb o Ba)
Galena (sulfuro de plomo)
Carbonato de calcio
Hematina (oxido de hierro)
Limenita (FeTiO3)
Sales disueltas, como el cloruro de sodio NaCl, fluoruro de calcio
CaFl2 y cloruro de calcio CaCl2 con mezcla de bromuro de calcio
CaBr2 , son usados para generar fluidos de workover libres de sólidos,
usados esencialmente en perforación de estratos de sal y de acción
corrosiva considerable.
2.5.16 CONTROLADORES DE PH
“El valor de pH se usa para describir la acidez o basicidad de las
soluciones”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.Las
condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de sus
características.
Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de
formaciones evaporíticas, salinas, calcáreas u horizontes acuíferos cargados
30
de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose
posteriormente la sedimentación de las partículas unidas.
La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es
esencial para que cumpla su función como tal, por lo que será necesario
realizar un continuo control del pH. Esto se puede llevar a cabo mediante la
utilización de pH-metros.
2.5.16.1 Soda cáustica
Este producto es utilizado para control del pH en fluidos de perforación
basados en agua. De esta manera obtiene el ambiente alcalino necesario
para la dispersión de las arcillas y la completa disociación iónica de los
dispersantes y algunos polímetros. Al mantener un alto pH se ayuda a
controlar la corrosión y reduce la contaminación por calcio y magnesio al
precipitarlo de la solución.
Su forma de presentación es sólido blanco o en bolitas, es inodoro. La sosa
caustica es un material corrosivo que debe ser manipulado con mucha
precaución.
2.5.16.2 Trietanolamina
Conocida también como nitrilotrietanol, o trihidroxietilamina y frecuentemente
abreviada como TEA, en el mercado de productos químicos.
Característicamente, o tratada como trieta es un compuesto químico
orgánico del cual es tanto una amina terciaria como un tri-alcohol. Como
trialcohol es una molécula con tres grupos hidróxilos, teniendo la fórmula
química C6H15NO3. Como otras aminas, la trietanolamina actúa como una
base química débil debido al par solitario de electrones en el átomo de
nitrógeno.
31
Frecuentemente se presenta como un líquido viscoso (sin embargo cuando
es impuro puede presentarse como un sólido, dependiendo de la
temperatura), límpido, de color amarillo pálido, poco higroscópico y volátil,
totalmente soluble en agua y miscible con la mayoría de los solventes
orgánicos oxigenados. Posee un olor amoniacal suave.
La trietanolamina, la cal y el óxido de magnesio son productos químicos
usados para amortiguar los sistemas de lodo sensibles al pH.
2.6 QUÍMICA DE ARCILLAS
El término arcilla se usa habitualmente con diferentes significados:
Desde el punto de vista mineralógico, engloba a un grupo de
minerales (minerales de la arcilla), filosilicatos en su mayor parte,
cuyas propiedades fisico-químicas dependen de su estructura y de su
tamaño de grano, muy fino (inferior a 2 mm).
Desde el punto de vista petrológico la arcilla es una roca
sedimentaria, en la mayor parte de los casos de origen detrítico, con
características bien definidas. Para un sedimentólogo, arcilla es un
término granulométrico, que abarca los sedimentos con un tamaño
de grano inferior a 2 mm.
Las arcillas son constituyentes esenciales de gran parte de los suelos y
sedimentos debido a que son, en su mayor parte, productos finales de la
meteorización de los silicatos que, formados a mayores presiones y
temperaturas, en el medio exógeno se hidrolizan.
“Los minerales arcillosos son minerales de silicato alumínico de granos finos
que tienen microestructuras bien definidas”, de acuerdo al Manual de
Fluidos Mi- Swaco, 2001. En la clasificación mineralógica, los minerales
32
arcillosos están clasificados como silicatos estratificados porque la
estructura dominante se compone de camas formadas por capas de sílice y
alúmina. La mayoría de los minerales arcillosos tienen una morfología
laminar.
“En la industria de fluidos de perforación, ciertos minerales arcillosos tales
como la esmectita, uno de los principales componentes de la bentonita, son
usados para proporcionar viscosidad, estructura de gel y control de filtrado”,
de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
“Las arcillas de la formación se incorporan inevitablemente en el sistema de
fluido de perforación durante las operaciones de perforación y pueden
causar varios problemas. Por lo tanto, los minerales arcillosos pueden ser
beneficiosos o dañinos para el sistema de fluido.” , de acuerdo al Manual de
Fluidos Mi- Swaco, 2001. El término bentonita se usa para describir la
montmorillonita sódica explotada comercialmente que se usa como aditivo
para el lodo de perforación.
2.6.1 ESTRUCTURA DE LOS FILOSILICATOS
Las propiedades de las arcillas son consecuencia de sus características
estructurales. Por ello es imprescindible conocer la estructura de los
filosilicatos para poder comprender sus propiedades.
Las arcillas, al igual que el resto de los filosilicatos, presentan una
estructura basada en el apilamiento de planos de iones oxígeno e
hidroxilos. Como indica la Figura 2.3, los grupos tetraédricos de los
filosilicatos (SiO)44- se unen compartiendo tres de sus cuatro oxígenos con
otros vecinos formando capas, de extensión infinita y fórmula (Si2O5)2-; que
constituyen la unidad fundamental de los filosilicatos.
33
Figura 2.3, Fuente: SUAREZ B., Mercedes, (2010), Estructuras tetraédricas
de los filosilicatos.
En algunos filosilicatos (esmectitas, vermiculitas, micas...) las láminas no
son eléctricamente neutras debido a las sustituciones de unos cationes por
otros de distinta carga (Figura 2.4).
El balance de carga se mantiene por la presencia, en el espacio
interlaminar, o espacio existente entre dos láminas consecutivas, de
cationes, cationes hidratados o grupos hidroxilo coordinados
octaédricamente, similares a las capas octaédricas, como sucede en las
cloritas. A éstas últimas también se las denomina 2:1:1. La unidad formada
por una lámina más la interlámina es la unidad estructural. Los cationes
interlaminares más frecuentes son alcalinos (Na y K) o alcalinotérreos (Mg y
Ca).
Estructuralmente están formadas por láminas discontinuas de tipo mica. A
diferencia del resto de los filosilicatos, que son laminares, ya que la capa
basal de oxígenos es continua, pero los oxígenos apicales sufren una
34
inversión periódica cada 8 posiciones octaédricas (sepiolita) o cada 5
posiciones (paligorskita). Esta inversión da lugar a la interrupción de la capa
octaédrica que es discontinua.
2.6.2 PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS
Debido a sus pequeños tamaños de partículas, las arcillas y los minerales
arcillosos son analizados con técnicas especiales tales como la difracción
de rayos X, la absorción infrarroja y la microscopia electrónica.
La Capacidad de Intercambio Catiónico (CEC), la adsorción de agua y el
área superficial son algunas de las propiedades de los minerales arcillosos
que suelen ser determinadas para lograr una mejor caracterización de los
minerales arcillosos y minimizar los problemas de perforación.
Figura 2.4, Fuente: SUAREZ B., Mercedes, (2010), Distribución laminar de
los filosilicatos.
Las importantes aplicaciones industriales de este grupo de minerales
radican en sus propiedades físico-químicas. Dichas propiedades derivan,
principalmente, de:
Su extremadamente pequeño tamaño de partícula (inferior a 2 mm).
35
Su morfología laminar (filosilicatos).
Las sustituciones isomórficas, que dan lugar a la aparición de carga
en las láminas y a la presencia de cationes débilmente ligados en el
espacio interlaminar.
Como consecuencia de estos factores, presentan, por una parte, un valor
elevado del área superficial y, a la vez, la presencia de una gran cantidad
de superficie activa, con enlaces no saturados.
2.6.2.1 Superficie específica
La superficie específica o área superficial de una arcilla se define como el
área de la superficie externa más el área de la superficie interna (en el caso
de que esta exista) de las partículas constituyentes, por unidad de masa,
expresada en m2/g.
Las arcillas poseen una elevada superficie específica, muy importante para
ciertos usos industriales en los que la interacción sólido-fluido depende
directamente de esta propiedad que se presenta en la tabla 2.2.
Tabla 2.2, Fuente: MI-SWACO, (2001), Superficies específicas de algunas
arcillas.
TIPO DE ARCILLA SUPERFICIES ESPECÍFICAS
Caolinita de elevada cristalinidad hasta 15 m2/g
Caolinita de baja cristalinidad hasta 50 m2/g
Halloisita hasta 60 m2/g
Illita hasta 50 m2/g
Montmorillonita 80-300 m2/g
Sepiolita 100-240 m2/g
Paligorskita 100-200m2/g
36
2.6.2.2 Capacidad de Intercambio Catiónico
Es una propiedad fundamental de las esmectitas. Son capaces de cambiar,
fácilmente, los iones fijados en la superficie exterior de sus cristales, en los
espacios interlaminares, o en otros espacios interiores de las estructuras,
por otros existentes en las soluciones acuosas envolventes.
La capacidad de intercambio catiónico (CEC) se puede definir como la
suma de todos los cationes de cambio que un mineral puede adsorber a un
determinado pH. Es equivalente a la medida del total de cargas negativas
del mineral. Estas cargas negativas pueden ser generadas de tres formas
diferentes:
Sustituciones isomórficas dentro de la estructura.
Enlaces insaturados en los bordes y superficies externas.
Disociación de los grupos hidroxilos accesibles.
Los dos últimos tipos de origen varían en función del pH y de la actividad
iónica. En la Tabla 2.3 se muestran algunos ejemplos de capacidad de
intercambio catiónico.
Tabla 2.3, Fuente: MI-SWACO, (2001), Ejemplos capacidad de intercambio
catiónico.
Capacidad de intercambio catiónico
meq/100g
CAOLINITA: 3 - 5
HALLOISITA: 10 – 40
ILLITA: 10 – 50
CLORITA: 10 – 50
VERMICULITA: 100 – 200
MONTMORILLONITA: 80 – 200
SEPIOLITA-PALIGORSKITA: 20-35
37
“La CEC está expresada en miliequivalentes por 100 gramos de arcilla
seca (meq/100 g).
La CEC de la montmorillonita está comprendida dentro del rango de
80 a 150 meq/100 g de arcilla seca.
La CEC de las ilitas y cloritas es de aproximadamente 10 a 40
meq/100 g
La CEC de las kaolinitas es de aproximadamente 3 a 10 meq/100 g
de arcilla.”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
“La Prueba de Azul de Metileno (MBT) es un indicador de la CEC aparente
de una arcilla. Cuando se realiza esta prueba sobre un lodo, se mide la
capacidad total de intercambio de azul de metileno de todos los minerales
arcillosos presentes en el lodo”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco,
2001.
2.6.2.3 Capacidad de adsorción
Algunas arcillas encuentran su principal campo de aplicación en el sector de
los absorbentes ya que pueden absorber agua u otras moléculas en el
espacio interlaminar (esmectitas) o en los canales estructurales (sepiolita y
paligorskita).
La capacidad de absorción está directamente relacionada con las
características texturales (superficie específica y porosidad) y se puede
hablar de dos tipos de procesos que difícilmente se dan de forma aislada:
absorción (cuando se trata fundamentalmente de procesos físicos como la
retención por capilaridad) y adsorción (cuando existe una interacción de tipo
químico entre el adsorbente, en este caso la arcilla, y el líquido o gas
adsorbido).
38
2.6.2.4 Hidratación e hinchamiento
La hidratación y deshidratación del espacio interlaminar son propiedades
características de las esmectitas. Aunque hidratación y deshidratación
ocurren con independencia del tipo de catión de cambio presente, el grado
de hidratación sí está ligado a la naturaleza del catión interlaminar y a la
carga de la lámina.
Cuando el catión interlaminar es el sodio, las esmectitas tienen una gran
capacidad de hinchamiento, pudiendo llegar a producirse la completa
disociación de cristales individuales de esmectita, teniendo como resultado
un alto grado de dispersión y un máximo desarrollo de intercambio.
2.6.2.5 Plasticidad
Esta propiedad se debe a que el agua forma una envoltura sobre las
partículas laminares produciendo un efecto lubricante que facilita el
deslizamiento de unas partículas sobre otras cuando se ejerce un esfuerzo
sobre ellas.
2.6.2.6 Tixotropía
Es la propiedad que tienen las suspensiones bentoníticas de pasar de un
fluido líquido a una suspensión de gel mediante agitación., vibran y se
solidifican de nuevo cuando cesa la agitación o la vibración., hasta el
extremo de cambiar de estado, de sólida a líquida pudiendo recuperarse y
solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o vibración.
2.6.3 TIPOS DE ARCILLAS
Existe un gran número de minerales arcillosos, pero los que interesan en
relación con los fluidos de perforación se pueden clasificar en tres tipos.
39
El primer tipo consta de arcillas en forma de aguja no hinchables como la
atapulguita o la sepiolita.
El segundo tipo son las arcillas laminares no hinchables (o ligeramente
hinchables): ilita, clorita y kaolinita, las que serán descritas más adelante.
El tercer tipo son las montmorillonitas laminares muy hinchables. El
segundo y el tercer tipo de minerales arcillosos se encuentran en las lutitas
de las formaciones, en el orden siguiente y en cantidades decrecientes:
1. ilita,
2. clorita,
3. montmorillonita y
4. kaolinita.
Estas arcillas se dispersan en cantidades variables dentro del sistema de
fluido de perforación. La montmorillonita presente en las lutitas es
generalmente la montmorillonita cálcica, porque está en equilibrio con el
agua de la formación, la cual es generalmente rica en calcio. La
montmorillonita sódica también se añade normalmente a un lodo para
aumentar la viscosidad y reducir el filtrado.
“En agua dulce, las capas adsorben el agua y se hinchan hasta el punto en
que las fuerzas que las mantienen unidas se debilitan y las capas
individuales pueden separarse de los paquetes. La separación de estos
paquetes en múltiples capas se llama dispersión. Este aumento del número
de partículas, junto con el aumento resultante del área superficial, causa el
espesamiento de la suspensión”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi-
Swaco, 2001.
40
Figura 2.5, Fuente: MI-SWACO, (2001), Fotomicrografía de bentonita.
La figura 2.5 es una fotomicrografía real de una partícula de bentonita.
Nótese que se parece a una baraja de cartas abierta en abanico. Se puede
observar que varias de las partículas laminares se traslapan.
2.6.3.1 Arcillas Montmorilloníticas (arcillas de tres capas)
“Si se sustituye un átomo de aluminio (Al3+) por un solo átomo de magnesio
(Mg2+) en la estructura reticular (disposición de los átomos), ésta tendrá un
electrón excedente o una carga negativa”, de acuerdo al Manual de Fluidos
Mi- Swaco, 2001.
Figura 2.6, Fuente: MI-SWACO, (2001), Sustitución de AL3+ por MG2+
causando una partícula cargada negativamente.
41
“Los cationes que se adsorben en las superficies de las capas unitarias
pueden ser cambiados por otros cationes y se llaman los cationes
intercambiables de la arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la
arcilla se mide y se registra como capacidad de intercambio catiónico
(CEC)”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
El catión puede ser un ión de simple carga como el sodio (Na+) o un ión de
doble carga como el calcio (Ca2+) o el magnesio (Mg2+). De este modo, se
tiene montmorillonita sódica, montmorillonita cálcica y/o montmorillonita
magnésica.
2.6.3.2 Ilitas (Arcillas De Tres Capas)
“Las ilitas tienen la misma estructura básica que las montmorillonitas, pero
no muestran la capacidad de hinchamiento entre capas. En vez de la
sustitución de Al3+ por Mg2+ como en la montmorillonita, la ilita tiene una
sustitución de Si4+ por Al3+, lo cual aún produce una carga negativa. Los
cationes compensadores son principalmente el ion potasio (K+)”, de acuerdo
al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
Entre los minerales arcillosos 2:1, la esmectita, ilita, y capas mixtas de ilita y
esmectita son encontradas durante la perforación de formaciones de lutita.
La naturaleza problemática de estos minerales arcillosos puede estar
relacionada con los cationes débilmente enlazados entre las capas y las
cargas débiles de las capas que producen el hinchamiento y la dispersión al
entrar en contacto con el agua.
2.6.3.3 Cloritas (Arcillas de tres Capas)
“Las cloritas están estructuralmente relacionadas con las arcillas de tres
capas. Las cloritas no se hinchan en su forma pura, pero puede hacerse
que hinchen ligeramente al ser modificadas. En estas arcillas, los cationes
42
compensadores de carga entre las capas unitarias de tipo montmorillonita
son reemplazados por una capa de hidróxido de magnesio octaédrico, o
brucita, esto se muestra en la Figura 2.7. Esta capa tiene una carga positiva
neta debido a la sustitución de ciertos Mg2+ por Al3+ en la capa de brucita”,
de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
Figura 2.7, Fuente: MI-SWACO, (2001), Comparación de estructuras de
arcillas.
“Las cloritas se encuentran frecuentemente en antiguos sedimentos marinos
enterrados a grandes profundidades, y normalmente no causan ningún
problema importante a menos que estén presentes en grandes cantidades.
La capacidad de intercambio catiónico de la clorita varía de 10 a 20
meq/100 g, principalmente debido a los enlaces rotos. La clorita también
puede formar arcillas de capas mixtas con otros minerales arcillosos tales
43
como la esmectita. La arcilla resultante de capas mixtas tendría las
propiedades de ambos tipos de minerales arcillosos”, de acuerdo al Manual
de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
2.6.3.4 Kaolinitas (arcillas de dos capas)
“La kaolinita es una arcilla no hinchable cuyas capas unitarias están
fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la
expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar en las
capas”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001. Sin embargo,
algunas pequeñas cargas pueden resultar de los enlaces rotos o las
impurezas. Por lo tanto, la kaolinita tiene una capacidad de intercambio
catiónico relativamente baja (de 5 a 15 meq/100 g). La kaolinita se
encuentra comúnmente como componente menor a moderado (5 a 20%) de
las rocas sedimentarias tales como las lutitas y las areniscas.
Tabla 2.4, Fuente: MI-SWACO, (2001), Minerales que se encuentran en el
medio.
GRUPO ESTRUCTURA CARGA CATIÓN DE
INTERCAMBIO
HINCHAMIENTO
Kaolinita capa 1:1 Nula Ninguno Ninguno
Talco capa 2:1 Nula Ninguno Ninguno
Esmectita capa 2:1 0.3 –
0.6
Na+; Ca2+;
K+;Mg2+
Variable
Vermiculita capa 2:1 1.0 –
4.0
K+;Mg2+ Variable
Ilita capa 2:1 1.3 –
2.0
K+ Nulo
Mica capa 2:1 2.0 K+ Ninguno
Clorita capa 2:2 Variable Capa de brucita Nulo
Sepiolita cadena 2:1 Nula Ninguno Nulo
Paligorskita cadena 2:1 Menor Ninguno Nulo
44
2.6.4 HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS
“El cristal de bentonita se compone de tres capas: una capa de alúmina con
una capa de sílice encima y otra debajo. La laminilla de arcilla está cargada
negativamente y una nube de cationes está relacionada con ésta. Si un
gran número de estos cationes son sodio, la arcilla será frecuentemente
llamada montmorillonita sódica”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi-
Swaco, 2001.
Como lo indica la Figura 2.8, las bentonitas sódicas se expanden hasta 40
Å, mientras que la bentonita a base de calcio sólo se expanden hasta 17 Å.
Los cationes divalentes como Ca2+ y Mg2+ aumentan la fuerza de atracción
entre las laminillas, reduciendo así la cantidad de agua que se puede
adsorber. Los cationes monovalentes como Na+ producen una fuerza de
atracción más débil, permitiendo que más agua penetre entre las laminillas.
Figura 2.8, Fuente: MI-SWACO, (2001), Comparación del hinchamiento para
la montmorillonita cálcica y sódica.
45
A manera que la bentonita sódica se hincha cuatro veces más que la
bentonita cálcica, la bentonita sódica generará una viscosidad cuatro veces
más grande. Además de adsorber el agua y los cationes en las superficies
exteriores, la esmectita adsorbe agua y cationes en las superficies entre las
capas de su estructura cristalina. La esmectita tiene una capacidad de
adsorción de agua mucho mayor que otros minerales arcillosos.
"Estas propiedades coligativas son básicamente medidas de la reactividad
de la arcilla. Como la CEC es fácil de medir, se trata de un método práctico
para evaluar la reactividad de la arcilla o lutita. La CEC de la arcilla se
puede medir mediante una valoración de azul de metileno. Para medir la
CEC, se usa una solución de azul de metileno 0,01 N, de manera que el
número de milímetros de solución de azul de metileno requeridos para
llegar al punto final sea igual a meq/100 g.”, de acuerdo al Manual de
Fluidos Mi- Swaco, 2001. El rango de CEC para minerales arcillosos puros
se indica en la tabla 2.5.
Tabla 2.5, Fuente: MI-SWACO, (2001), Rango de CEC para materiales
minerales arcillosos puros.
La esmectita es claramente mucho más reactiva que otros materiales
minerales arcillosos. Las lutitas que contienen esmectita son las más
sensibles al agua y las más hidratables. Las lutitas que contienen otros
minerales arcillosos tienen una menor capacidad de hidratación, aunque
puedan ser sensibles al agua. La mayoría de las lutitas contienen varios
tipos de arcillas en cantidades variables.
ARCILLA CEC (meq/100g)
Esmectita 80 – 150
Ilita 10 – 40
Clorita 10 – 40
Kaolinita 3 - 10
46
2.6.5 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA
“Los distintos procesos de enlace de las partículas de arcilla son
importantes para la reología de las suspensiones de arcilla. Estos procesos
de enlace deben ser comprendidos para entender y controlar los cambios
reológicos en los fluidos de perforación, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi-
Swaco, 2001.
“Las partículas laminares finas y planas de arcilla tienen dos superficies
diferentes. La cara grande o superficie planar está cargada negativamente y
la superficie fina del borde está cargada positivamente donde se interrumpe
la red y se expone la superficie del enlace roto” , de acuerdo al Manual de
Fluidos Mi- Swaco, 2001. Estas cargas eléctricas y los cationes
intercambiables crean alrededor de las partículas de arcilla un campo de
fuerzas eléctricas que determina la manera en que dichas partículas
interactúan unas con otras.
Figura 2.9, Fuente: MI-SWACO, (2001), Procesos de enlace de las
partículas de arcilla.
En general se produce un cierto grado de enlaces entre las partículas. Las
partículas de arcilla se asocian cuando están en uno de los siguientes
estados: agregación, dispersión, floculación o desfloculación como se
presentan en la Figura 2.9.
47
“La agregación: (enlace de cara a cara) resulta en la formación de láminas
o paquetes más gruesos. Esto reduce el número de partículas y causa una
reducción de la viscosidad plástica. La agregación puede ser causada por la
introducción de cationes divalentes, tales como Ca2+, en el fluido de
perforación. Esto podría resultar de la adición de cal o yeso, o de la
perforación de anhidrita o cemento. Después del aumento inicial, la
viscosidad disminuirá con el tiempo y la temperatura, hasta llegar a un valor
inferior al valor inicial”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
“La dispersión: reacción contraria a la agregación, resulta en un mayor
número de partículas y viscosidades plásticas más altas. Las laminillas de
arcilla son normalmente agregadas antes de ser hidratadas y cierta
dispersión ocurre a medida que se hidratan. El grado de dispersión depende
del contenido de electrolitos en el agua, del tiempo, de la temperatura, de
los cationes intercambiables en la arcilla y de la concentración de arcilla.”,
de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
“La floculación: se refiere a la asociación de borde a borde y/o borde a
cara de las partículas, resultando en la formación de una estructura similar a
un “castillo de naipes”. Esto causa un aumento de la viscosidad, gelificación
y filtrado. La severidad de este aumento depende de las fuerzas que actúan
sobre las partículas enlazadas y del número de partículas disponibles para
ser enlazadas”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
“La desfloculación: es la disociación de las partículas floculadas. La
adición de ciertos productos químicos al lodo neutraliza las cargas
electroquímicas en las arcillas. Esto elimina la atracción que resulta del
enlace borde a borde y/o borde a cara entre las partículas de arcilla”, de
acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA
48
CAPÍTULO III
METODOLOGÍA
3.1 CARACTERÍSTICAS REOLÓGICAS DEL FLUIDO DE
PERFORACIÓN
Resulta primordial recordar que durante la perforación de un pozo es de
suma importancia el control de las características físico-químicas del fluido
de perforación, estas propiedades deben ser controladas de tal forma que el
fluido proporcione un trabajo eficiente. La palabra Reología es un término
que denota el estudio de la formación de materiales incluyendo el flujo, en
terminología petrolera la frase propiedades de flujo y la viscosidad,
constituyen expresiones generalmente usadas para describirá las cualidades
de un lodo de perforación en movimiento.
3.1.1 DENSIDAD
Es la principal propiedad que se debe vigilar en un fluido de perforación. La
densidad es la relación de peso respecto al volumen de cualquier material,
Es extremadamente importante que la densidad del lodo sea conocida
durante la operación de perforación, ya sea que se perfore a través arenas
de gas, aceite o agua salada, de lutita donde puede requerirse alta densidad,
o bien dentro de zonas productoras de baja presión donde es ventajoso un
lodo de bajo contenido coloidal. El instrumento más práctico para la
determinación de la densidad es la balanza de lodos, la cual esta graduada
en unidades comunes para la densidad como: gr/cm3, lb/galón, libras/pie3 o
también como gravedad especifica del fluido (S.G.).
El peso del fluido se proporciona con materiales como barita y carbonato de
calcio, pero pueden utilizarse, sales y otros materiales.
49
3.1.2 VISCOSIDAD
La viscosidad es una medida de resistencia interna de un fluido a fluir. A
mayor resistencia, mayor viscosidad. Para las operaciones de perforación la
viscosidad del lodo debe controlarse y darse un medio estándar para
obtenerla. “los fluidos de mayor viscosidad mejoran el transporte de los
recortes. La mayoría de los lodos de perforación son tixotrópicos, es decir
que se gelifican bajo condiciones estáticas, de acuerdo al Manual de Fluidos
Mi- Swaco, 2001.
El tamaño del recorte, derrumbes, presencia o ausencia de separadores de
recortes, densidad del lodo son factores que influyen sobre las
características de viscosidad de cualquier lodo.
Existen algunos instrumentos para determinar la viscosidad los mismos que
se indicaran a continuación:
Viscosímetro de embudo Marsh (se mide con un embudo (Marsh) y un
vaso graduado), sirve para la medición rutinaria de la viscosidad de un lodo,
el cual proporciona el dato en segundos.
Viscosímetro rotacional o rotatorio FANN.- es utilizado para medir
principalmente la Viscosidad Aparente en un fluido Newtoniano en (cP), la
medición se realiza a una velocidad de corte previamente establecida y que
denota los efectos simultáneos de todas las propiedades de flujo como la
Viscosidad Plástica, el Punto de Cedencia y las Gelatinosidades del fluido
(Propiedades Reológicas) El viscosímetro proporciona lecturas a varias
revoluciones, las cuales nos permiten calcular las propiedades reológicas del
fluido.
50
3.1.3 ESFUERZO DE GEL
El esfuerzo de gel de los lodos de perforación es una medida del esfuerzo
mínimo de corte necesario para producir un movimiento de deslizamiento
leve. Generalmente se toman dos lecturas, la primera se realiza
inmediatamente después de la agitación del lodo en la copa y la segunda
después de que el lodo ha estado en reposo por el periodo de diez minutos.
Las lecturas son referidas como gelatinosidad inicial o gel cero y la segunda
como gelatinosidad a diez minutos o gel diez. Ambos geles así determinados
serán cero para los fluidos verdaderos, no importa que viscosos sean, como
la miel clarificada. La diferencia de estas lecturas pueden ser apreciables
para suspensiones tales como los lodos de perforación y se considera ser
una mediad de la tixotropía del sistema de lodo.
3.1.4 PROPIEDADES DE FILTRACIÓN
Las propiedades de filtración de los lodos de perforación constituyen una
medida de habilidad de los componentes sólidos de los mismos para formar
una costra-filtro delgada de baja permeabilidad. A menor permeabilidad, mas
bajo el enjarre y mas bajo el volumen de lodos, con una concentración
comparable de sólidos. Esta propiedad depende de la cantidad y estado del
material coloidal en el lodo. Se ha manifestado de forma repetida en el
campo que cuando se usa un lodo con suficiente contenido coloidal se
minimizan las dificultades en la perforación.
Las propiedades de filtración de los lodos de perforación se determinan por
medio del filtro de prensa de alta presión y alta temperatura, este filtro está
diseñado especialmente para probar lodos a presiones y temperaturas
elevadas. El filtro Prensa de alta presión y alta temperatura somete el fluido
a condiciones de presión y temperatura similares a las del fondo del pozo.
51
3.1.5 DETERMINACIÓN DEL ION HIDRÓGENO (PH)
El grado de acidez o alcalinidad del lodo de perforación está indicado por la
concentración del ión hidrógeno, la cual es expresada como pH. Una
solución perfectamente neutra tiene un pH de 7.0, las soluciones alcalinas
poseen lecturas de pH que varían arriba de 7 para una ligera alcalinidad,
mientras que las soluciones acidas varían justamente debajo de 7 para
acidez ligera y a menos de 1 para la acidez más fuerte.
La medida del pH es utilizada como auxiliar en el control químico del lodo,
para detectar la presencia de contaminantes, tales como el yeso, el
cemento, etc. El pH óptimo para cualquier lodo de perforación depende del
tipo de lodo que se esté usando.
“En la actualidad existen dos métodos satisfactorios para medir el pH de los
lodos, el primero consiste en un método colorimétrico modificado, que es el
papel pH el mismo que determina desde 1.0 hasta 14.0 con exactitud de 0.5
unidades de pH y segundo un método electrométrico, en el que es utilizado
un instrumento de electrodo de vidrio, tal como el medidor de pH Beckman, o
analítico que ofrece un grado más grande de exactitud del que es posible
con el método anterior.”, de acuerdo a BAKER HUGHES Drilling Fluids,
1999.
3.1.6 CONTENIDO DE ARENA
Es conveniente determinar de manera periódica el contenido de arena de un
lodo, porque el exceso de está puede dar como resultado la acumulación de
un enjarre grueso sobre las paredes del pozo, o puede asentarse en el
agujero cerca de las herramientas cuando se detiene la circulación,
interfiriendo la operación de las herramientas de perforación, o el
asentamiento de las tuberías de revestimiento. Un alto contenido de arena,
52
puede causar también una abrasión excesiva de las partes de las bombas
de lodo y de las conexiones de la tubería.
“El juego de determinación del contenido de arena se compone de una malla
de 2 ½ pulgadas de diámetro, de malla 200 (74 micrones), un embudo de
tamaño que se ajusta a la malla y un tubo medidor de vidrio, marcado para
señalar el volumen de lodo a ser añadido para leer el porcentaje de arena
directamente en la parte inferior del tubo, el cual está graduado de 0 a 20%”,
de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
3.1.7 CONTENIDO DE ACEITE, AGUA, SÓLIDOS
El conocimiento del porcentaje de líquidos y sólidos de un lodo de
perforación, es esencial para un buen control de las propiedades del mismo.
Estos datos permitirán evaluar la calidad y eficacia del lodo e indicaran si
este amerita ser acondicionado por la adición de agua o si se requiere el
tratamiento con dispersantes (reductores de viscosidad) químicos o la
eliminación del contaminante .Similarmente, el control apropiado de un lodo
base aceite, depende del conocimiento de sus componentes.
“La retorta se emplea para determinar la cantidad de líquidos y sólidos en el
fluido de perforación. Los instrumentos de retorta recomendados son
unidades con una capacidad de 10, 20 o 50 cm3, con camisas externas de
calentamiento. El fluido se coloca en un contenedor de acero y se calienta
hasta que se evaporen los componentes líquidos. Los vapores pasan a
través de un condensador y ser recogen un cilindro graduado. El volumen
del líquido se mide, mientras que el contenido de sólidos, suspendidos y
disueltos, se determina por diferencia”, de acuerdo a BAKER HUGHES
Inteq, 1998.
53
3.1.8 CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO
La prueba de la tintura azul de metileno, está diseñada especialmente para
determinar la capacidad de una arcilla para absorber cationes de una
solución. El método, es particularmente aplicable a los lodos de perforación,
pero puede ser aplicado efectivamente a dispersiones acuosas de arcilla
pulverizada, núcleos, recortes de perforación y en las arenas para moldeo de
fundición. Como todos los métodos de intercambio de catión, la prueba de
azul de metileno mide la capacidad total de intercambio del sistema de arcilla
y depende del tipo y contenido de mineral arcilloso presente. Solamente las
porciones reactivas de la arcilla son involucradas, y materiales tales como la
caliza finamente molida, arena o barita no absorben azul de metileno. Este
método difiere de otros en que se obtiene una lectura de la capacidad de
intercambio catiónico.
“El equipo para la prueba de azul de metileno, se usa como una herramienta
de control e investigación para relacionar la capacidad de intercambio con
las propiedades físicas de los materiales arcillosos contenidos”, de acuerdo
a BAKER HUGHES Drilling Fluids, 1999.
3.1.9 ANÁLISIS QUÍMICO DEL FLUIDO
El análisis químico del fluido es importante ya que este indica el tipo de
materiales (líquidos, sólidos, sales o iones), que se han incorporado al fluido,
alterando la reología y las propiedades de filtración del fluido.
Con ayuda de este análisis se puede determinar las cantidades de iones o
sólidos y líquidos que contaminan el fluido. Con esta información se puede
corregir o mantener las propiedades del fluido.
54
3.2 PRUEBAS DE LABORATORIO EN LOS FLUIDOS
Las propiedades de los fluidos de perforación determinados por los métodos
de prueba rutinarios, pueden ser usadas como una guía tanto cualitativa
como cuantitativa para controlar su comportamiento.
En el laboratorio se desarrolla una serie de pruebas donde se analiza la
reología del lodo, sus propiedades de viscosidad, filtrado y análisis de
cantidad de cloruros, calcio, Pf y Mf, concentraciones de sales, entre otros.
3.2.1 DENSIDAD
La densidad del lodo o peso del lodo es realmente una medida de la
densidad expresada en términos de masa por el volumen del lodo. “Los
fluidos de alta densidad facilitan la limpieza del pozo aumentando las fuerzas
de flotación que actúan sobre los recortes, lo cual contribuye a su remoción
del pozo”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
3.2.1.1 Medición de Densidad
“La balanza de lodo (Figura 3.1.) se compone principalmente de una base
sobre la cual descansa un brazo graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel
de burbuja de aire, caballero y contrapeso. Se coloca el vaso de volumen
constante en un extremo del brazo graduado, el cual tiene un contrapeso en
el otro extremo”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
El vaso y el brazo oscilan perpendicularmente al cuchillo horizontal, el cual
descansa sobre el soporte, y son equilibrados desplazando el caballero a lo
largo del brazo.
55
Figura 3.1, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Balanza de lodo.
3.2.1.2 Procedimiento medición de Densidad
1. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con el lodo a
probar.
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 caballero hasta que el nivel de burbuja de aire indique que
el brazo graduado está nivelado.
6. En el borde del caballero 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).
Ecuación 3.1 Ecuación Gravedad Específica
23.62345.8 cm
go
pielb
ogal
lb
SG
56
Ecuación 3.2 Ecuación Gradiente de Lodo
piepsi = 0,052 x lb/gal
= 0,4333 x SG
= 0,00695 x lb/pie3
3.2.2 PROPIEDADES REOLÓGICAS
“Reología es la ciencia que trata de la deformación y del flujo de la materia”,
de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001. 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 reológicas fundamentales del lodo de perforación
son: Viscosidad de Embudo, Viscosidad Plástica, Punto de Cedente,
Resistencia al Gel.
3.2.2.1 Medición de Reología
“Los viscosímetros de indicación directa son instrumentos de tipo rotativo
accionados por un motor eléctrico o una manivela (Figura 3.2). El fluido de
perforación está contenido dentro del espacio anular entre dos cilindros
concéntricos”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
57
Figura 3.2, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Viscosímetro rotativo.
Tabla 3.1, Fuente: MI-SWACO, (2001), Rango de valores aceptables en
prueba de reología y geles.
Rango de valores aceptables
Viscosidad Plástica (VP) 19 – 24
Punto Cedente (YP) 23 - 28
Geles Los 3 valores semejantes
pero menores al diámetro de la broca
a) 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 (termo
cup) y ajustar la superficie del lodo al nivel de la línea trazada en el
manguito de rotor.
58
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 (Figura 3.3).
Figura 3.3, Fuente: MI-SWACO, (2001), Curva típica de caudales para un
lodo de perforación.
59
b) 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 y 30 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.
3.2.3 PÉRDIDA DE FILTRADO API
La circulación de fluido de perforación a lo largo de la cara de una formación
permeable crea un proceso de filtración donde los sólidos presentes en el
lodo son retenidos en la cara de la formación y la fase continua del lodo se
va hacia la formación.
3.2.3.1 Medición de pérdida de filtrado API
La propiedad de filtración o formación de paredes de un lodo es
determinada con un filtroprensa. La prueba consiste en determinar la
velocidad a la cual se fuerza un fluido a través del papel filtro. “La prueba es
realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión
especificadas”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001. La
60
prueba de filtrado API es realizada a la temperatura superficial y a una
presión de 100 psi, de esta manera se determina la velocidad a la cual se
fuerza un fluido a través de papel filtro y los resultados se registran como
número de mililitros perdidos en 30 minutos. Después de la prueba se mide
el espesor del revoque sólido que se ha asentado. Los valores permisibles
de filtrado para un lodo nuevo sin rolar es de hasta 5 ml, posterior manejo
del lodo rolado con un máximo de filtrado de lodo de 10 ml.
Figura 3.4, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Filtroprensa API.
a) Procedimiento prueba Filtroprensa
1. Mantener disponible una presión de aire o gas de 100 psi.
2. Retirar la tapa de la parte inferior de la celda limpia y seca. Colocar la
junta tórica en una ranura en buen estado y volver la celda al revés para
llenarla. Cualquier daño mecánico podría perjudicar la hermeticidad de la
celda. Obturar la entrada con un dedo.
61
3. Llenar la celda con lodo hasta ¼ pulgada de la ranura de la junta tórica.
Colocar el papel filtro (Nº 50 o equivalente) encima de la junta tórica.
Colocar la tapa encima del papel filtro con las bridas de la tapa entre las
bridas de la celda, y girar en sentido horario hasta que quede apretada a
mano. Invertir la celda, introducir el empalme macho de la celda dentro
del empalme hembra del filtro prensa y girar en cualquier sentido para
bloquear.
4. Colocar un cilindro graduado apropiado debajo del orificio de descarga
de filtrado para recibir el filtrado.
5. Abrir la válvula de entrada aplicando presión sobre la celda. (Se puede
observar que la aguja oscila rápidamente hacia abajo a medida que la
presión llena la celda.)
6. La prueba de API dura normalmente 30 minutos. Al término de la
prueba, cerrar la válvula. Después de desconectar la fuente de presión,
la presión se purgará automáticamente. Retirar la celda.
7. Registrar el filtrado en mililitros, a menos que se especifique de otra
manera.
8. Desmontar la celda, desechar el lodo y recuperar el papel filtro con
mucho cuidado para perturbar lo menos posible el revoque. Lavar el
revoque minuciosamente para eliminar el exceso de lodo. Medir el
espesor del revoque y registrar la medida en 1/32 de pulgada.
3.2.4 CONTENIDO DE ARENA
“El contenido de arena del lodo se calcula usando una malla de arena. La
prueba de filtrado es de uso extendido en el campo, debido a lo sencillo de la
operación”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001. La medida
del contenido de arena puede ser usado como una base para el tratamiento
62
del lodo, pero principalmente se usa como una base para evaluar el
funcionamiento apropiado del equipo de control de sólidos, de las
facilidades de asentamiento y de los procedimientos de operación. La
presencia de arena y sólidos en general están directamente asociados con
la corrosión debido a que a altas velocidades, altas temperaturas y
presiones significativas de trabajo, eliminan o erosionan películas pasivas
sobre un metal (equipos, bombas, tubería, etc.) pudiendo dejar desnuda la
superficie de dicho metal y exponiéndolo a la corrosión.
Figura 3.5, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Equipo para determinar
contenido de arena.
3.2.4.1 Determinación del Contenido de Arena
“El juego de determinación del contenido de arena se compone de una
malla de 2½ pulgadas de diámetro, de malla 200 (74 micrones), un embudo
de tamaño que se ajusta a la malla y un tubo medidor de vidrio, marcado
para señalar el volumen de lodo a ser añadido para leer el porcentaje de
arena directamente en la parte inferior del tubo, el cual está graduado de 0
a 20%”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001. Esta prueba en
63
lodos que no han sido expuestos a contaminación con materiales
perforados, su determinación en valores es cero (0).
a) Procedimiento prueba Contenido de Arena
1. Llenar de lodo el tubo medidor de vidrio hasta la marca señalada.
Añadir agua hasta la siguiente marca. Tapar la boca del tubo con el
pulgar y agitar enérgicamente.
2. Verter la mezcla sobre la malla, añadir más agua al tubo, agitar y verter
de nuevo sobre la malla.
3. Repetir hasta que el agua de lavado esté clara. Lavar la arena retenida
por la malla.
4. Colocar el embudo en la parte superior de la malla. Introducir la
extremidad del embudo dentro del orificio del tubo de vidrio. Usando un
chorro fino de agua pulverizada, enjuagar la malla para arrastrar la
arena dentro del tubo.
Esperar que la arena se asiente. Usando las graduaciones del tubo, leer el
porcentaje de volumen de arena
3.2.5 CONTENIDO DE LÍQUIDOS Y SÓLIDOS
“Se usa una retorta de lodo con capacidad de calefacción en el “horno” para
determinar la cantidad de líquidos y sólidos contenidos en un fluido de
perforación”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
Una muestra de lodo es colocada (retortas de 10, 20 ó 50 ml están
disponibles) dentro del vaso y se añade la tapa para expulsar parte del
64
líquido sobrante. La muestra es calentada hasta que los componentes
líquidos se vaporicen (Figura 3.6).
Figura 3.6, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Retorta.
“Los vapores pasan a través de un condensador y se recogen en un cilindro
graduado que suele ser graduado en porcentajes, de acuerdo al Manual de
Fluidos Mi- Swaco, 2001. El volumen de líquido, petróleo y agua se mide
directamente en porcentajes. Los sólidos suspendidos y disueltos son
determinados restando de 100% o leyendo el espacio vacío en la parte
superior del cilindro. Los valores permisibles en un lodo base amina son de
porcentajes aproximados a 85% de líquidos y 15% de sólidos.
3.2.5.1 Procedimiento prueba Retorta
1. Dejar que la muestra de lodo se enfríe a la temperatura ambiente.
2. Desmontar la retorta y lubricar las roscas del vaso de muestra con grasa
para altas temperaturas. Llenar el vaso de muestra con el fluido a probar
casi hasta el nivel máximo. Colocar la tapa del vaso de muestra girando
firmemente y escurriendo el exceso de fluido para obtener el volumen
65
exacto – se requiere un volumen de 10, 20 ó 50 ml. Limpiar el fluido
derramado sobre la tapa y las roscas.
3. Llenar la cámara de expansión superior con virutas finas de acero y
luego atornillar el vaso de muestra a la cámara de expansión. Las virutas
de acero deberían atrapar los sólidos extraídos por ebullición. Mantener
el montaje vertical para evitar que el lodo fluya dentro del tubo de
drenaje.
4. Introducir o atornillar el tubo de drenaje dentro del orificio en la
extremidad del condensador, asentándolo firmemente. El cilindro
graduado que está calibrado para leer en porcentajes debería estar
sujetado al condensador con abrazaderas.
5. Enchufar el cable de alimentación en el voltaje correcto y mantener la
unidad encendida hasta que termine la destilación, lo cual puede tardar
25 minutos según las características del contenido de petróleo, agua y
sólidos.
6. Dejar enfriar el destilado a la temperatura ambiente.
7. Leer el porcentaje de agua, petróleo y sólidos directamente en la probeta
graduada. Una o dos gotas de solución atomizada ayudará a definir el
contacto petróleo-agua, después de leer el porcentaje de sólidos.
8. Al final de la prueba, enfriar completamente, limpiar y secar el montaje
de retorta.
9. Hacer circular un producto limpiador de tubos a través del orificio del
condensador y del tubo de drenaje de la retorta para limpiar y mantener
íntegro el calibre de los orificios.
3.2.6 CONCENTRACIÓN IÓNICA DE HIDRÓGENO (PH)
“La medición en el campo del pH del fluido de perforación (o filtrado) y los
ajustes del pH son operaciones críticas para el control del fluido de
perforación. Las interacciones de la arcilla, la solubilidad de distintos
componentes y la eficacia de los aditivos dependen del pH, al igual que en
66
el control de los procesos de corrosión causada por ácidos y el sulfuro”, de
acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
3.2.6.1 Medidor de pH digital
“Este medidor de pH consiste en un sistema de electrodo de vidrio, un
amplificador electrónico y un medidor calibrado en unidades de pH”, de
acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001. El medidor de pH digital
otorga una lectura exacta del pH de dicha solución. La lectura está descrita
en una pequeña pantalla LCD (Figura 3.7).
a) Procedimiento prueba medidor pH digital
1. Remueva la tapa del electrodo y presione el botón ON para prender el
equipo
2. Sumergir el electrodo de media pulgada a una pulgada en el fluido.
Esperar hasta que la lectura se estabilice
3. Presione el botón HOLD para que la lectura se congele y se pueda
tomar la data quitando el electrodo del fluido en que se encuentra
sumergido
Figura 3.7, Fuente: Q-MAX ECUADOR,(2010), Medidor pH digital.
67
3.2.7 PRUEBAS QUÍMICAS
Los análisis químicos de los fluidos de perforación y de filtrado se llevan a
cabo rutinariamente para determinar la presencia y concentración de ciertos
iones. Tales pruebas son necesarias para detectar el nivel en que los
electrolitos afectan los sólidos reactivos (bentonita) en el fluido de
perforación y sus propiedades en él.
Con el objeto de evitar el daño de formación, la hidratación de lutitas
inestables o la disolución de formaciones salinas, es importante formular y
controlar la composición química del filtrado para hacerlo compatible, o para
la inhibición de las formaciones que están siendo perforadas.
3.2.7.1 Contenido de cloruros
“La prueba de sal, o cloruro, es muy importante en las áreas donde la sal
puede contaminar el fluido de perforación. Esto incluye la mayoría de los
campos de petróleo del mundo. La sal puede provenir del agua de
preparación, sacos, capas discontinuas, estratos o corrientes de agua
salada”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
Valores permisibles en el lodo base amina cuya fase continua es el agua, se
encuentran en un rango desde 600 hasta un máximo de 1000 mg/L.
a) Equipo prueba contenido de cloruros
En esta prueba se determina la concentración de iones de cloruro disuelto
en el filtrado. El equipo a utilizarse es:
Plano de titulación
Pipeta de 1-ml.
Pipeta de 10ml
68
Varilla agitadora
Solución indicadora de cromato de potasio
Solución ácido sulfúrico 0.02N (N/50)
Solución indicadora fenolftaleína
Agua destilada
0.0282N Solución de nitrato de plata (AgNO3)
b) Determinación de contenido de cloruros
1. Medir 1 o 2 ml de filtrado dentro de un recipiente de valoración.
2. Añadir la cantidad de ácido requerida para la valoración de Pf.
3. Añadir 25 ml de agua destilada y 10 gotas de la solución de cromato de
potasio. Agitar continuamente y valorar con la solución normal de nitrato
de plata, gota a gota de la pipeta, hasta que el color pase de amarillo a
rojo anaranjado y permanezca en este color durante 30 segundos.
4. Registrar el número de ml de nitrato de plata requeridos para lograr el
punto final. (Si se utiliza más de 10 ml de solución de nitrato de plata
0,282N, considerar repetir la prueba con una muestra más pequeña de
filtrado medida con precisión, o diluir usando el factor de dilución.)
5. Indicar la concentración iónica de cloruro del filtrado en miligramos por
litro, calculada de la siguiente manera:
Ecuación 3.3 Ecuación Concentración Iónica de Cloruro
domldeFiltra
NodePlatamldeNitart
l
mgCl
1000*0282.0
3.2.7.2 Dureza del calcio
En esta prueba se determina la concentración de iones del calcio en un
fluido base agua.
69
“Cualquier contaminación extensa de calcio puede producir grandes
pérdidas de agua y altos geles”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco,
2001.
Valores permisibles en el lodo base amina cuya fase continua es el agua, se
encuentran en un rango desde 0 hasta un máximo de 150 mg/L.
a) Equipo prueba dureza del calcio
Pipeta de 5 ml
Pipeta de 1 ml
Cilindro graduado de 50 ml
Selección tituladora de dureza total (THTS)
Solución amortiguadora de calcio (Calcium Buffer Solution)
Polvo indicador CalVer II
Agua destilada
b) Procedimiento para determinar la dureza del calcio
1. Recoger una muestra de filtrado usando el método de filtrado API.
2. Agregar de 20 a 50 mL de agua destilada en el plato de titulación.
3. Agregar 5 gotas de solución amortiguadora de calcio.
4. Agregar 0.25 a 0.5 gr de polvo indicador CalVer II, y el color cambiará a
rojo si existe presencia de calcio.
5. Dosificar lentamente con el THTS hasta que el color cambie de rojo a
violeta azul.
6. Calcular la concentración de calcio en mg/L.
Ecuación 3.4 Ecuación Concentración de Calcio
L
mg
mlFiltrado
mlTHTSlcioDurezadeCa
400*
70
3.2.7.3 Alcalinidad de filtrado (Pf y Mf)
El objetivo de esta prueba es determinar las cantidades de iones solubles
que contribuyen a la alcalinidad de un fluido de perforación base agua.
Valores permisibles en el lodo base amina cuya fase continua es el agua, se
estima que deben estar en una relación Pf a Mf de 1:1 a 1:2 ml.
a) Equipo prueba alcalinidad de filtrado
Solución ácida normalizada, 0,02 N (N/50); ácido sulfúrico o nítrico.
(OBSERVACIÓN: También se puede utilizar la solución ácida
normalizada 0,1N (N/10), pero convirtiéndola al equivalente ml 0,02 N
multiplicando por 5).
Solución indicadora de fenolftaleína.
Solución indicadora de anaranjado de metilo/verde de bromocresol. API
recomienda al anaranjado de metilo (amarillo a rosado).
Recipiente de valoración, 100 a 150 ml, preferiblemente blanco.
Pipetas graduadas: una de 1 ml y otra de 10 ml.
Varilla de agitación.
Una jeringa de 1 ml.
Medidor de pH.
b) Procedimiento para determinar la Alcalinidad de Filtrado
1. Medir 1 ml de filtrado dentro del recipiente de valoración y añadir 5 ml de
agua destilada.
2. Añadir 2 o más gotas de indicador de fenolftaleína. Si la solución se
vuelve rosada.
3. Añadir ácido 0,02 N gota a gota de la pipeta, agitando hasta que el color
rosado desaparezca. Si la muestra está tan coloreada que no se puede
observar el cambio de color del indicador, el punto final será tomado
cuando el pH cae a 8,3, según sea medido por los métodos
71
anteriormente señalados. (La muestra puede ser diluida con agua
destilada.)
4. Indicar la alcalinidad de fenolftaleína del filtrado, Pf, como número de ml
de ácido 0,02 N requeridos por ml de filtrado para lograr el punto final.
5. Añadir 3 a 4 gotas de indicador de anaranjado de metil/verde de
bromocresol a la misma muestra que fue utilizada para medir Pf; un
color verde aparecerá.
6. Valorar con ácido 0,02 N hasta que el color se vuelva amarillo. Esto
ocurrirá al pH 4,3.
7. Mf se indica como el volumen total (ml) de ácido utilizado para Pf más
esta última valoración.
Figura 3.8, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Equipo para pruebas
químicas del fluido.
72
3.3 PRUEBAS ESPECIALES PARA DETERMINAR LA
INHIBICIÓN DE LOS FLUIDOS
3.3.1 PRUEBA DE EROSIÓN O DISPERSIÓN
3.3.1.1 Descripción
Las pruebas de erosión o dispersión usan fragmentos de lutita (o recortes)
de granulometría determinada para medir la cantidad de dispersión que
ocurre cuando estos fragmentos son sumergidos en un fluido de perforación
y rolados en caliente por un periodo determinado.
La prueba de erosión o dispersión de las lutitas se usa para medir el efecto
dispersante que un fluido tendrá sobre un tipo específico de lutitas.
“Los resultados de la prueba se obtienen en porcentaje de erosión o
dispersión. El porcentaje de erosión o dispersión se calcula en base a la
pérdida de peso medida después que la muestra ha sido rolada durante 16
horas a 150°F(65°C)”, de acuerdo a HALLIBURTON, Baroid, 1992.
Resultados de la prueba de erosión de lutitas. “Un porcentaje de erosión
menor del 5 por ciento indica que la lutita no se erosiona en el fluido
probado. La prueba de dispersión es excelente para evaluar la eficacia de
los polímeros encapsuladores”, de acuerdo a HALLIBURTON, Baroid, 1992.
3.3.1.2 Equipo
Horno de rolado.
Horno de secado MEMMERT.
Celdas de rolado de envejecimiento.
Balanza electrónica de 4 decimales.
Tamices de malla 10 y malla 20.
73
Figura 3.9, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Horno de Rolado.
3.3.1.3 Procedimiento
1. Limpiar lutitas con agua fresca y secar a 105 grados centígrados.
2. Tamizar una muestra de lutita a ser probada para obtener partículas
que pasan a través de un tamiz malla 10, pero que no pasan por un
tamiz malla 20.
3. Pesar 3.0 gramos de muestra para cada solución a ser probada.
Registrar el peso exacto de la muestra como WI peso inicial de la
muestra en gramos.
4. Agregar lutita en las celdas de rolado de envejecimiento con 400
mililitros de fluido. Rolar en caliente por 16 horas a 150°F (65°C).
5. Sacar las celdas de rolado del horno, enfriar y luego verter el
contenido en el tamiz de malla número 20.
6. Enjuagar bien la celda de rolado con agua destilada y verter esto en el
tamiz entonces todos los sólidos son retenidos.
7. Secar los sólidos retenidos en el horno a 105°C.
8. Depositar los sólidos dentro del desecador durante 30 minutos.
9. Tamizar las lutitas a través de la malla número 20. Mantener las lutitas
que se retienen en la malla y volver a pesar ésta. Registrar el peso
exacto de las lutitas como WF peso final de la muestra perdida.
10. (WI – WF) es la cantidad dispersa.
74
3.3.2 CAPACIDAD DE AZUL DE METILENO O MBT
Figura 3.10, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Equipo MBT.
3.3.2.1 Descripción
“La prueba MBT es una medida directa del contenido de bentonita del fluido
de perforación, y como tal, es una herramienta de diagnóstico en la
detección de problemas. En lodos nuevos los cuales no han sido expuestos
a contaminación, los valores permisibles no son apreciables ya que esta
prueba mide la reactividad de las arcillas que se van perforando, por otro
lado cuando la prueba MBT es corrida en muestras de formación están
considerados valores bajos aquellos que no sobrepasen 25 lb/bbl y valores
altos de reactividad son aquellos que ascienden de 25 lb/bbl”, de acuerdo a
OFI Testing Equipment (OFITE).
3.3.2.2 Equipo
Jeringa de 3 ml, bureta de 10 ml.
Micropipeta de 0,5 ml.
Matraz Erlenmeyer de 250 ml con tapón de caucho.
Bureta o pipeta de 10 ml.
Cilindro graduado de 50 ml.
Varilla de agitación.
75
Placa calentadora.
Papel filtro: 11 cm de diámetro, Nº 1 o equivalente.
3.3.2.3 Reactivos
Solución de azul de metileno: 1 ml = 0,01 miliequivalentes 3,74 g de azul
de metileno de calidad USP (C16H18N3SCl•3H2O) por litro.
Peróxido de hidrógeno, solución al 3%.
Solución de ácido sulfúrico 5 N.
3.3.2.4 Procedimiento prueba de Azul de Metileno
1. Añadir 2 ml de lodo (o un volumen adecuado de lodo que requiera de
2 a 10 ml de reactivo) a 10 ml de agua en el matraz Erlenmeyer.
2. Añadir 15 ml de peróxido de hidrógeno de 3% y 0,5 ml de la solución
de ácido sulfúrico 5 N, y mezclar revolviendo antes de calentar.
Hervir a fuego lento durante 10 minutos. Diluir con agua hasta
obtener una solución de aproximadamente 50 ml.
OBSERVACIÓN: Además de la bentonita, los lodos de perforación suelen
contener otras substancias que absorben el azul de metileno. El tratamiento
con peróxido de hidrógeno tiene por objeto eliminar el efecto de las materias
orgánicas tales como CMC (carboximetilcelulosa), poliacrilatos,
lignosulfonatos y lignitos.
3. Añadir la solución de azul de metileno, agregando cada vez una
cantidad de 0,5 ml de la bureta o pipeta al matraz. Después de cada
adición, introducir el tapón de caucho y agitar el contenido del matraz
durante unos 30 segundos. Mientras que los sólidos están
suspendidos, extraer una gota del matraz con una varilla de vidrio y
colocarla sobre el papel filtro. Se alcanza el punto final de la
76
valoración cuando el colorante aparece en la forma de un círculo azul
verdoso alrededor de los sólidos teñidos.
4. Al detectar el color azul verdoso que se está propagando a partir del
punto, agitar el matraz durante 2 minutos adicionales y añadir otra
gota al papel filtro. Si se observa otro círculo azul verdoso, el punto
final de la valoración ha sido alcanzado. Si el círculo no aparece,
repetir la operación anterior hasta que una gota extraída después de
agitar por 2 minutos muestre el color azul verdoso.
5. Registrar el volumen (ml) de solución de azul de metileno usado.
6. Capacidad de azul de metileno (MBT) del lodo MBT según el sistema
inglés (lb/bbl) = (cm3 de azul de metileno/cm3 de lodo) x 5
Figura 3.11, Fuente: BAKER HUGHES INTEQ, (1998), Prueba de titulación
con azul de metileno.
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
77
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 PRUEBAS DE LABORATORIO DEL SISTEMA BASE
AMINA-GLICOL-PHPA
En este capítulo se presenta los resultados de la parte experimental de las
pruebas químicas y especiales para la inhibición descritas en uno de los
capítulos anteriores, junto con las pruebas de reología que permiten
determinar el mejor controlador de pH.
Estas pruebas fueron realizadas en el laboratorio de QMAX Ecuador, con la
mejor tecnología, equipos y profesionales con los que cuenta esta
experimentada compañía que ha brindado su ayuda a varios campos de
nuestro país en la perforación de pozos petroleros.
4.1.1 Conformación del Fluido Base AMINA-PHPA-GLICOL
Las concentraciones apropiadas de los modificadores de la reología, los
agentes adicionales para el control de las lutitas y los agentes para el control
de la pérdida de fluido han sido determinadas a través de pruebas piloto a
condiciones de campo.
El orden de las adiciones es importante para un desarrollo óptimo de las
propiedades de los fluidos es así que los sistemas de fluidos base Amina-
PHPA-Glicol basados en la experiencia obtenida en numerosas áreas
geográficas y bajo diferentes condiciones de perforación ha desarrollado
formulaciones y técnicas especiales para situaciones específicas en
diferentes localizaciones.
78
4.1.2 Productos a utilizar en el Fluido Base AMINA-PHPA-GLICOL
A continuación la descripción de los productos a utilizar en el Fluido Base
Amina-PHPA-Glicol (Tabla 4.1).
Tabla 4.1, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Descripción de productos.
PRODUCTO COMPOSICIÓN QUÍMICA APLICACIÓN
Barita BaSO4 – Químicamente
inerte Agente densificante
Natural Gel Aluminio, Óxido de
Magnesio, Calcio, Sodio Viscosificante
Kelzan XCD Goma Xantica. Viscosificador-gelificante
Synerfloc A25-D Policrilamida Parcialmente
Hidrolizada (PHPA) Encapsulador
Stardrill Polisacarido modificado Control de pérdidas de
fluido
Maxdrill Aminas organico no-volatil Inhibidor de arcilla
Glymax
Glicol de
polietileno/polimero
mejorado de alta densidad
Agente de taponamiento
deformable. Inhibición de
lutitas-estabiliza la pared
Defoam x Surfactante de alcohol
anionico Agente antiespumante
Soda Caústica Hidróxido alcalino
(hidroxido de Sodio) NaOH.
Incrementa solubilidad de
dispersantes
Trietanolamina Amina terciaria y Tri-alcohol Control alcalino
4.1.2.1 Barita
Es usada como un agente densificante en sistemas de fluidos basados en
agua o en aceite. Se encuentra químicamente como sulfato de bario
(BaSO4) mineral. Es químicamente inerte y no reaccionará con varios
aditivos para lodo o con contaminantes encontrados.
79
4.1.2.2 Bentonita (Natural Gel)
Es la arcilla montmorillonita de sodio o bentonita de alto rendimiento la cual
imparte al fluido alta viscosidad y excelentes propiedades como reductor de
filtrado con enjarres casi impermeables otorgando mayor estabilidad al pozo.
Las concentraciones bentonita pueden variar dependiendo de la viscosidad
deseada y de la pérdida de fluido pero se puede mezclar en el rango de 4 -
50 kg/m3.
4.1.2.3 Kelzan XCD
Es usado principalmente como un viscosificador en todos los sistemas de
lodo, basados en agua. Es usado para suplementar el punto de deformación
cuando los valores de viscosidad plástica y punto cedente se tornan
inmanejables. Esta goma xantica biopolimerica de alto peso molecular
exhibe la propiedad reológica de pseudoplasticidad (reducción de
esfuerzos).
4.1.2.4 Synerfloc A25D
Es una acrilamida-copolimerica de alto peso molecular soluble en agua con
un mediano grado de carga aniónica. Poliacrilamida Parcialmente
Hidrolizada (PHPA) efectivo floculante usado en todos los segmentos del
proceso de perforación. Es un polvo dispersable que se mezcla fácilmente
en el agua reduciendo la formación de ojos de pescado.
4.1.2.5 Stardrill
Es muy eficiente para el control de la pérdida de fluido. Es un polisacárido
modificado el cuál en sinergia con la bentonita y otros polímeros refuerzan
las propiedades de desleimiento de esquila de un fluido de perforación que
80
proporciona una excelente costra para evitar que el lodo se pierda por aquel
agujero.
4.1.2.6 Maxdrill
Es un inhibidor de arcillas para formaciones sensibles al agua de base
polímero que se utiliza en los fluidos de perforación, es soluble en agua. Es
una amina orgánica catiónica multivalente non volátil en el agua. Las
concentraciones normales que se utiliza en el campo es de 0.3% a 0.6%.
Maxdrill está diseñado para ser utilizado en rangos de pH de 10.5 o menos.
Al utilizar en rangos de pH mayor que 10.5 reduce su efectividad y requerirá
de una cantidad mayor de la misma.
4.1.2.7 Glymax
Está diseñado para sistemas de glicol de alta saturación y puede ser
utilizado en pozos con temperaturas de formación moderadamente altas y
altas. Es un polímero mejorado, para sistemas base agua, que emplea la
tecnología de poliglicoles. Glymax, se puede beneficiar de la adición de la
ROP en ciertas aplicaciones. Glymax provee un alto grado de inhibición de
lutitas, estabilidad de la pared del pozo, alta temperatura y presión, control
de pérdida de fluido y lubricación.
4.1.2.8 Defoam x
Constituye una mezcla de baja toxicidad de agentes antiespumantes,
formuladas para controlar la formación de espumas en los lodos que
contienen agua dulce o salada. Es efectivo en cualquier grado de pH, en
altas temperaturas y en un amplio rango de salinidad.
81
4.1.2.9 Soda Caústica
Es usada para controlar pH en la mayoría de los sistemas de fluidos de
perforación base agua, el control del pH del hidróxido de sodio depende de:
la cantidad y tipo de aditivos añadidos y contaminantes encontrados.
4.1.2.10 Trietanolamina
Este producto químico es utilizado para balancear el pH en preparaciones
cosméticas, de higiene y en productos de limpieza. Pero en el desarrollo de
este estudio lo utilizamos para controlar el pH del sistema de fluido base
Amína-PHPA-Glicol.
En la siguiente tabla presentamos la concentración de los aditivos utilizados
en el Fluido de Perforación Base Amína-PHPA-Glicol:
Tabla 4.2, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Fórmula fluido base AMINA-
PHPA-GLICOL.
COMPONENTE CONCENTRACIÓN PESO/Litro
KELZAN XCD 1 ppb 2,85 g
STARDRILL 2 ppb 5,70 g
PHPA 2 ppb 5,70 g
MAXDRILL 0,3 gal/ bbl 7,14 ml
GLYMAX 1,5 % 15 ml
BARITA 9,5 ppb 197 g
BENTONITA 15 ppb 42,6 g
Los pasos que se toman para realizar un fluido de perforación en el
laboratorio son:
a) Se pesa las concentraciones de los productos sólidos como son:
Barita, Bentonita, Kelzan XCD, Stradril, PHPA.
82
b) Se determina la cantidad en volumen de: agua que es el fluido
base, Glymax, Maxdrill, Defoam.
Se comienza mezclando el volumen de agua con el PHPA en los
mezcladores (Hamilton), teniendo cuidado en añadir al fluido los productos
lentamente, para evitar el agrupamiento del polímero (ojos de pescado)
puesto que esto acarrea una variación en la concentración exacta del
producto.
En un vaso de precipitación se mezclan los productos líquidos, en una
plancha de agitación para luego ser añadidos en los mezcladores, con los
productos sólidos y el agua. Se debe dejar un tiempo prudencial para que los
productos se disuelvan y evitar los ojos de pescado, teniendo presente
siempre remover el producto que se queda en las paredes de los vasos
debido a la agitación.
Luego se procede añadir se el resto de aditivos sólidos: kelzan XCD, stardril,
barita y bentonita, cada lapso prudencial entre cada uno de ellos para
obtener que todos los componentes del fluido se disuelvan.
Cuando se obtiene el fluido de perforación se procede a tomar pruebas de
alcalinidad con el medidor de pH y conductividad, en nuestro estudio es muy
importante el valor del pH en el fluido para lograr un buen funcionamiento de
los polímeros, aumentando el pH con soda caústica y trietanolamina.
Luego se procede a determinar la densidad del lodo con la balanza de lodos,
si el peso del lodo en la zona intermedia es bajo con respecto al programa
de perforación se añade barita de acuerdo a la ecuación.
Ecuación 4.1 Ecuación Cálculo de sacos de Barita
83
A continuación se toma datos de reología para determinar: la viscosidad,
yeld point (punto cedente), viscosidad plástica. Para obtención de valores de
geles se realiza en determinados tiempos que comprenden 10 segundos, 10
minutos y 30 minutos, en una velocidad de 3 rpm.
Para la determinación del filtrado se procedió a la utilización de un filtro
prensa de baja presión y temperatura, para luego proceder a realizarle las
pruebas químicas al filtrado para determinar la cantidad de iones solubles,
concentración de iones calcio y el contenido de cloruros en el fluido de
perforación, esto es muy importante en las áreas donde la sal puede
contaminar el fluido de perforación. Esto incluye la mayoría de los campos
de petróleo en el mundo. La sal puede provenir del agua de preparación,
sacos, capas discontinuas, estratos o corrientes de agua salada.
También se realizó al fluido de perforación las pruebas especiales:
concentración del inhibidor, concentración de PHPA, prueba de lubricidad,
capacidad de azul de metileno, dispersión o erosión, para determinar la
efectividad de inhibición sobre componentes arcillosos.
Posteriormente se efectuó un análisis comparativo entre la soda caústica y la
trietanolamina para determinar el mejor controlador de pH, mediante la
adición de los dos componentes en fluidos base como el agua, lodo base
sin sólidos y un lodo con sólidos añadidos.
Las pruebas de: reología, pH, filtrado API, pruebas químicas son tomados
constantemente en el campo y son de mucha utilidad para el ingeniero de
fluidos, las pruebas especiales de inhibición y la comparación de diferentes
productos, en este caso de los dos controladores de pH se las realiza
exclusivamente en el laboratorio debido a que los equipos son muy
delicados y costosos, así como requieren de más tiempo para su utilización.
Los resultados se presentan en las siguientes gráficas y tablas:
84
4.2 ANÁLISIS DE LOS CONTROLADORES DE PH
Tabla 4.3, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Análisis de los controladores
de PH Agua – NaOH.
Agua – NaOH
ml NaOH pH
0,05 7,33
350 ml Agua Corriente
0,1 8,218
pH= 7,011
0,15 8,976
t= 18.4
0,2 9,262
Conductividad= 276 us/cm
0,25 9,473
0,3 9,641
0,35 9,804
0,4 9,939
0,45 10,044
0,5 10,177
0,55 10,27
0,6 10,355
0,65 10,424
0,7 10,513
0,75 10,628
0,8 10,714
0,85 10,816
0,9 10,922
0,95 11,091
1 11,137
1,05 11,204
1,25 11,331
1,45 11,431
1,65 11,515
1,95 11,616
2,25 11,702
2,75 11,813
3,25 11,903
3,75 12
85
Como se puede observar en la tabla 4.3, un rango pequeño de pH hace
resistencia, para luego constituirse en un aumento proporcional a la adición
de solución de NaOH, consecuentemente, entre 0,2 y 0,3 ml. de adición se
optimiza el valor pH en 9,3 unidades. De acuerdo a los datos de adición,
numéricamente se podría considerar 0.2 ml. de NaOH en solución al 5%,
necesarios para elevar el pH de un volumen de 350 ml.
CÁLCULO DE COSTOS
Para calcular el costo por barril de muestra de extracción se transformó los
barriles a mililitros:
Cálculo de volúmenes:
Por cada barril de solución, se necesitarán 91,54 ml. de solución al 5% de
NaOH:
Entonces:
El costo es de 0,39 centavos de dólar por el tratamiento de cada barril de
solución con NaOH.
86
Tabla 4.4, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Análisis de los controladores
de PH Lodo base – NaOH.
Lodo base – NaOH
ml
NaOH pH
350 ml Lodo Base
0,15 9,034
pH= 8,938
0,3 9,11
t= 32,8
0,6 9,216
Conductividad= 5,64
ms/cm
0,9 9,327
1,2 9,438
1,5 9,54
1,8 9,622
2,1 9,709
2,4 9,821
2,7 9,919
3 10,008
3,5 10,101
4 10,224
4,5 10,327
5 10,451
5,5 10,539
6 10,625
6,5 10,71
7,1 10,804
7,7 10,903
8,3 11,017
8,9 11,122
9,5 11,209
10,1 11,323
10,7 11,429
11,3 11,526
11,9 11,641
12,5 11,72
13,1 11,837
13,7 11,906
14,3 12,003
87
El rango de elevación es proporcional a la adición con valores entre 0,3 a 0,9
se obtiene el pH ideal de 9,3.
CÁLCULO DE COSTOS
Para calcular el costo por barril de muestra de extracción se transformó los
barriles a mililitros:
Cálculo de volúmenes:
Por cada barril de solución, se necesitarán 411,9 ml. de solución al 5% de
NaOH:
Entonces:
El costo es de 1,8 centavos de dólar por el tratamiento de cada barril de
solución con NaOH.
88
Tabla 4.5, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Análisis de los controladores
de PH Lodo Maxdrill – NaOH.
Lodo Maxdrill – NaOH
ml NaOH pH
350 ml Lodo Maxdrill
0,3 8,75
pH= 8,620
0,5 8,842
t= 37,6
0,65 8,922
0,9 9,017
1,15 9,132
1,4 9,211
1,65 9,31
1,9 9,411
2,15 9,5
2,5 9,602
2,85 9,73
3,2 9,855
3,45 9,931
3,7 10,019
4,05 10,116
4,4 10,204
4,75 10,301
5,15 10,408
5,65 10,529
6,05 10,632
6,45 10,737
6,85 10,837
7,2 10,907
7,6 11
8,4 11,155
8,8 11,201
9,4 11,296
10,1 11,418
11 11,506
12 11,623
13 11,74
14 11,846
15,5 11,913
17 12,031
89
Se observa variaciones abruptas, sin proporcionalidad. La adición está
comprendida entre 1,4 y 1,9 ml. de NaOH para obtener el pH ideal de 9,3.
CÁLCULO DE COSTOS
Para calcular el costo por barril de muestra de extracción se transformó los
barriles a mililitros:
Cálculo de volúmenes:
Por cada barril de solución, se necesitarán 755,2 ml. de solución al 5% de
NaOH:
Entonces:
El costo es de 3,2 centavos de dólar por el tratamiento de cada barril de
solución con NaOH.
90
Tabla 4.6, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Análisis de los controladores
de PH Agua – Trietanolamina.
Agua – Trietanolamina
ml
Trietanol
amina pH
350 ml de Agua
Corriente
0,2 8,685
pH= 6,988
0,4 9,02
T= 20,1
0,6 9,142
Conductividad= 370
us/cm
0,8 9,248
1 9,312
1,3 9,416
1,8 9,505
2,4 9,598
3,9 9,736
4,9 9,802
6,9 9,905
9,9 10,012
13,9 10,099
19,4 10,207
25,9 10,303
37,9 10,426
50,9 10,538
60,9 10,622
80,9 10,713
110,9 10,806
150,9 10,91
200,9 11
91
Existe una resistencia pequeña de elevación de pH, en la adición de 0,3 a
1,3 se logra una proporción de 0,2 ml. por cada 0,1 de pH, hasta obtener un
pH ideal de 9,3.
CÁLCULO DE COSTOS
Para calcular el costo por barril de muestra de extracción se transformó los
barriles a mililitros:
Cálculo de volúmenes:
Por cada barril de solución, se necesitarán 457,7 ml. de solución de
Trietanolamina.
Representando un costo de un dólar seis centavos por el tratamiento de
cada barril de solución con Trietanolamina.
92
Tabla 4. 7, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Análisis de los controladores
de PH Lodo Base – Trietanolamina.
Lodo Base – Trietanolamina
ml
Trietanola
mina pH
350 ml Lodo Base
0,2 8,915
pH= 8,771
0,7 9,032
t= 39,4
1,5 9,15
Conductividad= 6,14 ms/cm
2 9,216
3 9,301
6 9,401
11 9,525
17 9,644
22 9,727
30 9,807
70 9,954
100 10,034
130 10,132
180 10,206
280 10,314
430 10,401
630 10,57
Curva desproporcionada con reacciones abruptas entre 2 y 3 ml, se halla el
pH ideal, con variaciones de 0,1 unidades de pH. No debe superar el pH de
9,5, por la posterior adición de polímeros que actúa entre rangos de 8,5 -
9,5.
93
CÁLCULO DE COSTOS
Para calcular el costo por barril de muestra de extracción se transformó los
barriles a mililitros:
Cálculo de volúmenes:
Por cada barril de solución, se necesitarán 1373,1 ml. de Trietanolamina
representando un costo:
El costo es de cuatro dólares con ocho centavos, por el tratamiento de cada
barril de solución con Trietanolamina.
94
Tabla 4.8, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Análisis de los controladores
de PH Lodo Maxdrill – Trietanolamina.
Lodo Maxdrill – Trietanolamina
ml
Trietanola
mina pH
350 ml Lodo Maxdrill
0,2 8,745
pH= 8,620
0,7 8,832
t= 37,6
1,5 8,924
2,5 9,013
4 9,111
6,5 9,201
9 9,355
12 9,44
15 9,52
20 9,609
26 9,727
34 9,81
64 9,912
100 10,026
150 10,114
250 10,201
375 10,33
525 10,463
725 10,547
Presenta una curva abrupta, con adición de 3 ml, para una variación de 0,1
unidades de pH. El pH ideal se considera entre 6,5 a 9 ml.
95
CÁLCULO DE COSTOS
Para calcular el costo por barril de muestra de extracción se transformó los
barriles a mililitros:
Cálculo de volúmenes:
Por cada barril de solución, se necesitarán 4119,3 ml. de Trietanolamina
representando un costo:
El costo es de catorce dólares con cuarenta y dos centavos por el
tratamiento de cada barril de solución con Trietanolamina.
Con los resultados obtenidos se presenta a continuación una tabla de
resumen, donde se presenta la adición y costo por barril de cada una de las
bases utilizadas.
96
Tabla 4.9, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Resumen.
AGUA LODO BASE LODO MAXDRILL
ADICIÓN
(gramos)
COSTO
(dólares)
ADICIÓN
(gramos)
COSTO
(dólares)
ADICIÓN
(gramos)
COSTO
(dólares)
NaOH 4,577 0,0039 20,595 0,018 37,76 0,032
TEA 457,70 1,6 1373,1 4,8 4119,3 14,42
4.3 PRUEBAS DE RESISTENCIA A CAMBIOS DE UNIDADES
PH
Con la utilización de un reactivo ácido se pretende reducir los niveles de pH
hasta obtener rangos en los cuales se asegure la eficaz acción de los
polímeros a utilizarse en los tratamientos posteriores, esto es: 8,5 – 9,5
unidades de pH.
A continuación describimos los resultados obtenidos en laboratorio para la
reducción de los niveles de pH en caso de una elevación fortuita.
a. En la solución que se utilizó hidróxido de sodio
b. En la solución que se utilizó Trietanolamina.
97
4.3.1 ADICIÓN DE ÁCIDO A UN FLUIDO MAXDRILL CON NAOH PARA
BAJARLE EL PH
Tabla 4.10, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Adición de ácido a un fluido
MAXDRILL con NaOH para bajarle el pH.
Ácido
Fosfórico pH
0,1 9,92
0,2 9,596
0,3 7,85
0,4 6,448
0,5 5,672
Fluido Maxdrill
pH= 8,565
t= 35,8
NaOH pH=10,518
98
4.3.2 ADICIÓN DE ÁCIDO A UN FLUIDO MAXDRILL CON TEA PARA
BAJARLE EL PH
Tabla 4.11, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Adición de ácido a un fluido
MAXDRILL con TEA para bajarle el pH.
Fluido Maxdrill
Ácido
Fosfórico pH
pH= 8,555
0,1 9,784
t= 35,2
0,2 9,571
con TEA pH= 10,015
0,3 9,509
0,4 9,434
0,5 9,239
0,6 9,245
0,7 9,178
0,8 9,141
0,9 9,09
1 9,076
1,1 9,012
1,2 9,002
1,3 8,976
1,4 8,967
1,5 8,938
1,6 8,921
1,7 8,874
1,8 8,846
1,9 8,8
2 8,776
2,1 8,758
2,2 8,732
2,3 8,687
2,4 8,668
99
4.3.3 ANÁLISIS GENERAL
De los gráficos y tablas en torno a la reducción de unidades de pH en las
diferentes soluciones de prueba utilizando ácido fosfórico como reductor de
pH, establecemos que mayor facilidad en la reducción se obtuvo con la
solución que utilizó NaOH al 5%, como regulador de pH, obteniendo una
mayor estabilidad alcalina con la solución que utilizó la Trietanolamina.
4.4 PRUEBAS DE LABORATORIO AL SISTEMA AMINA-
GLICOL-PHPA
4.4.1 PRUEBAS DE LABORATORIO AL SISTEMA AMINA-GLICOL-PHPA
USANDO SODA CAÚSTICA
La densidad del lodo con NaOH no varía antes y después del
proceso de rolado, el fluido de perforación fue preparado para que
tenga la densidad de 9.5 Lpg en la segunda sección (sección 12
¼”).
La viscosidad plástica (VP) hace referencia de la cantidad de
sólidos presentes en el sistema. Este lodo tiene un valor de 22 cP,
el cual está dentro de los valores permisibles, la cantidad de
sólidos presentes en el fluido pueden ser manejados por el
sistema de control de sólidos, sin causar daño a la formación.
El valor de punto cedente (YP) es de 28 lb/100 ft2 en el fluido de
condiciones ambiente, mientras que el fluido rolado es de 29
lb/100 ft2 presentando una leve variación. Sin embargo estos
valores se encuentran dentro del rango de valores diseñados para
la sección de 12 ¼”.
Los valores reportados de los esfuerzos de gel a los 10 segundos,
10 minutos y 30 minutos a una revolución de 3 RPM, para el lodo
de perforación son 5/6/7 y 6/7/7, respectivamente, y no varían
100
mucho entre el fluido rolado y sin rolar; por lo tanto, la elaboración
del lodo es buena.
Los valores de contenido de líquidos y sólidos están dentro del
rango de valores de operación; lo que indica que el lodo está en
parámetros eficientes.
El valor reportado del filtrado del lodo es de 7 ml y 8ml, lo que nos
indica que esta dentro del rango permitido, ya que se deben tener
valores menores a 10 ml, para tener un lodo con buen revoque y
poca invasión del filtrado a la formación.
La costra del lodo es delgada, homogénea y no invasiva, lo cual
ayudará a un buen control de filtrado en la pared del pozo.
Como este es un lodo nuevo, preparado en el laboratorio y no se
le ha expuesto a ningún tipo de contaminación con restos de
cortes de perforación o sedimentos de perforación, los valores de
arena marcaron cero (0).
Dentro de las pruebas químicas podemos citar que las
características obtenidas están dentro de los rangos definidos para
un fluido en el cual su fase continua es agua dulce, agua destilada.
Al fluido se lo llevó a un pH de 9,3 a condiciones ambiente y luego
de someterlo al rolado por 16 horas presentó un pH de 8,9 que
para la segunda sección (12 ¼”) es un pH que se encuentra en los
parámetros de operación.
101
Tabla 4.12, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Pruebas de laboratorio al
sistema AMINA-GLICOL-PHPA usando soda caústica.
ANTES DE ROLAR DESPUÉS DE ROLAR
PRUEBA
FLUIDO MAXDRILL
(NaOH)
FLUIDO MAXDRILL
(NaOH)
DENSIDAD 9,5 9,5
Θ600 72 73
Θ300 50 51
Θ200 43 45
Θ100 30 32
Θ6 7 6
Θ3 5 4
VISCOSIDAD
APARENTE 36 36,5
VISCOSIDAD
PLASTICA
22 22
PUNTO CEDENTE 28 29
ESFUERZO GEL
10"/10'/30'
5,0/6,0/7,0 6,0/7,0/7,0
FILTRADO API 7 8
CONTENIDO ARENA 0 0
CONTENIDO
LIQ/SOL(%)
86/14 86/14
PH 9,34 8,95
Cl¯ 1200 1200
DUREZA DE CALCIO 400 400
Pf/Mf 0,37/1,22 0,4/1,7
Los resultados hacen referencia a las propiedades más importantes de un
lodo para la perforación de la segunda sección de diámetro de 12 ¼” de un
102
pozo en el Oriente Ecuatoriano, se realizan las pruebas a condiciones
ambiente con los dos controladores de pH, lo que no representa un valor
real; por esa razón también se realiza las mismas pruebas con el lodo rolado
por 16 horas a una temperatura de 175˚F, con la finalidad de simular las
condiciones de fondo en el pozo.
4.4.2 PRUEBAS DE LABORATORIO AL SISTEMA BASE AMINA-
GLICOL-PHPA USANDO TIETRANOLAMINA
La densidad del lodo con TEA no varía antes y después del
proceso de rolado, el fluido de perforación fue preparado para que
tenga la densidad de 9.5 lpg en la segunda sección (sección 12
¼”).
La viscosidad plástica (VP) hace referencia de la cantidad de
sólidos presentes en el sistema. Este lodo tiene un valor de 20 y
19 cP, el cual está dentro de los valores permisibles, la cantidad
de sólidos presentes en el fluido pueden ser manejados por el
sistema de control de sólidos, sin causar daño a la formación.
El valor de punto cedente (YP) es de 29 lb/100 ft2 lo cual está
dentro del rango de valores de 25 a 30 lb/100 ft2 diseñados para
la sección de 12 ¼”.
Los valores reportados de los esfuerzos de gel a los 10 segundos,
10 minutos y 30 minutos a una revolución de 3 RPM, para el lodo
de perforación son 4/5/6 y 3/5/5, respectivamente, y no varían
mucho entre el fluido rolado y sin rolar; por lo tanto, la elaboración
del lodo es buena.
Los valores de contenido de líquidos y sólidos están dentro del
rango de valores de operación; lo que indica que el lodo está en
parámetros eficientes.
El valor reportado del filtrado del lodo es de 6,8 ml y 7 ml, lo que
nos indica que esta dentro del rango permitido, ya que se deben
103
tener valores menores a 10 ml, para tener un lodo con buen
revoque y poca invasión del filtrado a la formación.
La costra del lodo es delgada, homogénea y no invasiva, lo cual
ayudará a un buen control de filtrado en la pared del pozo.
Como este es un lodo nuevo, preparado en el laboratorio y no se
le ha expuesto a ningún tipo de contaminación con restos de
cortes de perforación o sedimentos de perforación, los valores de
arena marcaron cero (0).
Al fluido se lo dispuso a un pH de 9,3 a condiciones ambiente y
luego de someterlo al rolado por 16 horas presentó un pH de 8,9
que para la segunda sección (12 ¼”) es un pH que se encuentra
en los parámetros de operación.
104
Tabla 4.13, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Pruebas de laboratorio al
sistema base AMINA- GLICOL-PHPA usando Trietanolamina.
ANTES DE ROLAR DESPUÉS DE ROLAR
PRUEBA
FLUIDO MAXDRILL
(TEA)
FLUIDO MAXDRILL
(TEA)
DENSIDAD 9,5 9,5
Θ600 69 67
Θ300 49 48
Θ200 42 40
Θ100 30 28
Θ6 7 6
Θ3 5 4
VISCOSIDAD APARENTE 34,5 33,5
VISCOSIDAD PLÁSTICA 20 19
PUNTO CEDENTE 29 29
ESFUERZO GEL 10"/10'/30' 4,0/5,0/6,0 3,0/5,0/5,0
FILTRADO API 6,8 7
CONTENIDO ARENA 0 0
CONTENIDO LIQ/SOL(%) 86/14 86/14
PH 9,33 8,96
Cl¯ 1300 1250
DUREZA DE CALCIO 400 440
Pf/Mf 2,9/10 3,6/10,6
105
4.5 PRUEBAS ESPECIALES PARA DETERMINAR EL EFECTO
INHIBITORIO
4.5.1 DISPERSIÓN O EROSIÓN
La prueba de Dispersión o Erosión indica la cantidad de fragmentos
dispersos o erosionados provocados al estar en contacto las muestras de
arcillas con el fluido de perforación bajo condiciones simuladas de fondo de
pozo en un horno de rolado.
Esto permite comparar la eficiencia entre los dos controladores de pH con
los componentes de un Fluido Base Amina, PHPA y Glicol como
encapsuladores, estabilizadores e inhibidores de lutitas. Obteniendo así una
referencia de qué sistema de fluido será más compatible con las formaciones
utilizadas y qué combinación de componentes serán las óptimas.
Para realizar este estudio fueron seleccionadas dos muestras por cada
formación; debido a que se necesitaba evaluar la dispersión con NaOH y
Trietanolamina con cada muestra respectivamente.
Para determinar los efectos de cada uno de los componentes del Sistema de
Fluido Base Amina PHPA y Glicol se utilizó un fluido con las
concentraciones requeridas para la segunda sección, preparando dos fluidos
similares pero con diferente controlador de pH (NaOH / Trietanolamina) para
apreciar individualmente la efectividad de cada uno de ellos.
Las concentraciones fueron las siguientes:
Fluido Blanco (Agua Destilada)
Maxdrill 0,3 gal/bbl
Glymax 1,5%
PHPA 2ppb
106
4.5.1.1 Fase experimental
Las muestra obtenidas de las formaciones tamizadas previamente con malla
No. 20 y No.10. Se pesó 3 muestras de aproximadamente 3 gramos cada
una, registrando los valores correspondientes a cada fluido a poner a
prueba.
Figura 4.1, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Muestra de la Formación
Orteguaza.
Se colocó 3 gramos de muestra en cada envase de 500 ml del horno de
rolado. Se agregó los 450 ml de cada fluido preparado para la prueba de
dispersión en los envases que contenían las diferentes muestras de
formaciones, después se introdujo en el horno de rolado previamente
calentado a 150°F para iniciar la prueba de dispersión o erosión rolando
durante 16 horas.
Figura 4.2, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Fluidos en los envases del
horno de rolado.
107
Luego de abrir los envases se procede a extraer cuidadosamente las
muestras con la menor cantidad de fluido, obteniendo todos los residuos de
la muestra. Se coloca las muestras en un horno de secado a 105°C por el
tiempo que sea necesario hasta que estén totalmente secas.
Figura 4.3, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Muestras en el horno de
secado.
Las muestras secas fueron tamizadas individualmente con la malla No. 20 y
la muestra obtenida se vuelve a pesar, y se hacen los cálculos de dispersión
o erosión de cada uno de los fluidos puestos a prueba. Los resultados de la
prueba se presentan como un porcentaje de erosión.
a) Orteguaza
Se escogió los cortes de color gris verdosa, gris clara y verde clara para
asegurarnos que la muestra contiene en su totalidad lutita.
108
Figura 4.4, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Dispersión Orteguaza con
TEA Y NaOH.
Tabla 4.14, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Resultados de Dispersión
para la Formación Orteguaza.
b) Tiyuyacu
Se escogió los granos de color verde clara, gris verdosa, café rojiza,
moteada crema y crema.
Fluido Peso
Inicial WI
Peso
Final WF
Dispersión
(%)
Agua Destilada 3,0003 2,6668 11,1156
Fluido Base Amina PHPA Glicol
(TEA) 3,0002 2,8881 3,7364
Fluido Base Amina PHPA Glicol
(NaOH) 3,0003 2,9038 3,2163
109
Figura 4.5, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Muestra de la formación
Tiyuyacu.
Figura 4.6, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Dispersión de la Formación
Tiyuyacu con TEA Y NaOH.
Tabla 4.15, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Resultados de dispersión
para la formación Tiyuyacu.
Fluido Peso
Inicial WI
Peso Final
WF Dispersión (%)
Agua Destilada 3,0003 2,2859 23,8110
Fluido Base Amina PHPA Glicol
(TEA) 3,0004 2,8989 3,3829
Fluido Base Amina PHPA Glicol
(NaOH) 3,0002 2,9118 2,9465
110
c) Tena
Se cogió 3 muestras de 3 gramos cada una de cortes de color café, café
oscura, café rojiza, crema, gris oscura y café rojiza moteada con crema, para
ponerles a prueba con los diferentes fluidos.
Figura 4.7, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Muestra de la Formación
Tena.
Tabla 4.16, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Resultados de dispersión
para la formación Tena.
Fluido
Peso
Inicial
WI
Peso Final
WF
Dispersión
(%)
Agua Destilada 3,0003 1,8046 39,8527
Fluido Base Amina PHPA Glicol
(TEA) 3,0008 2,9381 2,0894
Fluido Base Amina PHPA Glicol
(NaOH) 3,0001 2,9567 1,4466
111
d) Napo Shale
Se escogió los cortes de color gris oscura, gris y negra, para asegurarnos
que la muestra contiene en su totalidad lutita.
Figura 4.8, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Muestras en el horno de
secado.
Figura 4.9, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Dispersión para una muestra
de Napo Shale con TEA Y NaOH.
112
Tabla 4.17, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Resultados de dispersión
para Napo Shale.
Fluido Peso Inicial
WI
Peso Final
WF
Dispersión
(%)
Agua Destilada 3,0008 2,6815 10,6405
Fluido Base Amina PHPA Glicol
(TEA) 3,0006 2,9254 2,5062
Fluido Base Amina PHPA Glicol
(NaOH) 3,0004 2,9313 2,3030
4.5.1.2 Análisis de resultados
Figura 4.10, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Porcentaje de dispersión de
formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo Shale con los diferentes
controladores de pH en los fluidos puestos a prueba.
Mediante la figura 4.10 podemos observar que las Formaciones Tiyuyacu y
Tena tienen el mayor porcentaje de dispersión, siendo estas las más
113
reactivas y con mayores propiedades de dispersión que las Formaciones
Orteguaza y Napo Shale.
Los porcentajes de dispersión con el Fluido Base Amina PHPA Glicol en la
Formación Tena tienen una diferencia significativa entre el un Fluido con
Trietanolamina y NaOH, siendo con este último el valor más bajo; en las
otras formaciones no existe un diferencia significativa entre los valores de
dispersión con los dos controladores de pH. La Formación Tena por sus
valores altos de dispersión es la más propensa a tener problemas durante la
perforación.
La disminución en la dispersión se debe a que los componentes del Fluido
Base Amina PHPA Glicol tienen un efecto inhibitorio, estabilizador y
encapsulador sobre las arcillas.
4.5.2 MBT DE FLUIDOS A CONDICIONES DE SUPERFICIE Y DE FONDO
4.5.2.1 MBT de los fluidos a condiciones de superficie
Puede servir este método para evaluar la cantidad y la calidad de las arcillas
presentes en el fluido. Normalmente se registra la Capacidad de Azul de
Metileno (MBC) como cantidad equivalente de bentonita de Wyoming, en
ppb, requerida para obtener esta misma capacidad.
La cantidad aproximada de bentonita y sólidos en el lodo puede ser
calculada basándose en el hecho de que los sólidos de perforación normales
tienen una CEC equivalente a 1/9 de la CEC de la bentonita, y si se calcula
la cantidad de sólidos de perforación presentes en el lodo a partir de un
análisis de retorta.
Para analizar los efectos sobre el lodo de los controladores de pH en el
proceso de inhibición de arcillas, se elaboraron 2 tipos de pruebas; la
primera realizada con la bentonita comercial directamente con el agua, para
114
la segunda evaluación se elaboraron cuatro tipos de fluidos con diferentes
concentraciones de glicol y aminas pero añadiéndole la misma cantidad de
bentonita comercial, con la finalidad de evaluar el poder inhibitorio del
sistema de fluido usado al contacto con la arcilla más reactiva tanto en
condiciones de superficie como de fondo.
Con esto se garantiza una evaluación correcta de la inhibición de los
componentes arcillosos analizando desde su tope de reactividad máxima
hasta su el valor más alto de inhibición cuando las muestras han sido
sometidas al sistema base Amina, y Glicol.
Cabe notar que la adición de bentonita solo se la realiza en píldoras de
desplazamiento o para la perforación de la primera sección de un pozo, en
concentraciones de 10 a 20 ppb, solo para efectos de mejorar la viscosidad y
de reducir el filtrado de fluido. En este caso se añadió 20 ppb de bentonita
porque se considera una concentración ideal para mostrar los efectos de
reacción e inhibición de arcillas y que los mismos se ilustren de una manera
concluyente obteniendo resultados lo más cercanos a la realidad.
Se citará el siguiente ejemplo para aclarar lo mencionando: Un fluido de
perforación preparado con 20 ppb de bentonita registra un valor de 2 ml de
azul de metileno en la prueba de MBT, donde se evaluó 2 ml de lodo.
Calcular el equivalente de bentonita a usar en otro fluido que obtenga esta
misma capacidad de intercambio.
Ecuación 4.2 Ecuación Capacidad de Intercambio Catiónico
InhibidosppbyInhibidosnoBentonitappbml
ml15.55*
2
2
Además se realizo el MBT a 2 lodos de perforación diferentes base amina –
glicol - PHPA, libres de bentonita, usados en el campo con el propósito de
conocer y respaldar el valor aproximado de aporte de componentes
115
arcillosos de formación al sistema de fluidos, obtenido de los registros de
MBT de pozos vecinos.
Los lodos de perforación de campo registran valores de azul de metileno de
2 ml y 1.5ml que significan 5 y 3.75 ppb de bentonita no inhibidas, valores no
distantes de los 5 ppb de bentonita no inhibidas registradas con el primer
fluido. Este valor respalda que la concentración de 20 ppb de arcilla de
formación para la elaboración de los fluidos es la ideal y en lo posterior
registrará resultados reales.
a) Resultados de los fluidos a condiciones de superficie
A continuación se preparó 500 ml de Fluido de Perforación Base Amina-
Glicol con diferentes concentraciones de los componentes mencionados y
con 20 ppb de bentonita comercial, los pesos de los componentes del lodo
se detallan en la siguiente tabla:
Tabla 4.18, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Concentraciones de los
componentes del lodo.
FLUIDO 1 FLUIDO 2 FLUIDO 3 FLUIDO 4
MAXDRILL (gal/bl) 0,3 0,15 0,3 0,3
GLYMAX (%) 1,5 1,5 1 0,7
BENTONITA (ppb) 20 20 20 20
Luego que el fluido ha estado por una hora en los mezcladores y se tiene
una mezcla homogénea de todos sus elementos, se procedió a medir el PH
de los diferentes fluidos y posterior a esto se le adicionó Soda Caustica y
Trietanolamina a los fluidos respectivamente para alcanzar un pH de 9,3.
Esto se realiza para mantener una homogeneidad del pH en todas las
pruebas realizadas, debido a que en las anteriores pruebas se trabajo con
116
ese pH porque los polímeros actúan con eficiencia únicamente cuando los
valores de pH se mantienen entre el rango de 8.5 a 9.5.
La tabla 4.19 muestra los valores iniciales de PH marcados por los fluidos de
cada formación así como los ml de Soda Caustica y Trietanolamina añadidos
para lograr el pH final.
Tabla 4.19, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Valores de pH.
pH INICIAL ml NAOH pH FINAL
FLUIDO 1 8,80 1,5 9,35
FLUIDO 2 8,95 1,2 9,38
FLUIDO 3 8,63 1,8 9,32
FLUIDO 4 8,55 2 9,35
pH INICIAL ml TEA pH FINAL
FLUIDO 1 8,70 18 9,33
FLUIDO 2 9,04 13 9,32
FLUIDO 3 8,51 25 9,35
FLUIDO 4 8,32 30 9,31
Una vez estabilizado el PH de los 4 diferentes tipos de fluidos, se procede a
realizar la prueba con la Bentonita comercial y el agua para tomarla como
referencia cuando se obtenga los resultados de la inhibición de la Bentonita
con los diferentes fluidos. Para lo cual se toma 2 ml de cada fluido y se
realiza la prueba de Azul de metileno, de acuerdo a la norma API 13B 1.
117
Tabla 4.20, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Resultados de la prueba de
MBT a los fluidos a condiciones de superficie.
BENTONITA COMERCIAL
AGUA
ml MBT 8
CEC (ppb bentonita) 20
% INHIBICIÓN 0
CONDICIONES AMBIENTE (NAOH)
FLUIDO 1
ml MBT 2,5
CEC (ppb bentonita) 6,25
% INHIBICIÓN 68,75
CONDICIONES AMBIENTE (TEA)
FLUIDO 1
ml MBT 2,5
CEC (ppb bentonita) 6,25
% INHIBICIÓN 68,75
118
Tabla 4.21, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Tabla de porcentajes de
inhibición de los fluidos a condiciones de superficie.
Figura 4.11, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Porcentajes de inhibición
de los fluidos a condiciones de superficie
FLUIDOS CONTROLADOR DE pH % INHIBICIÓN
FLUIDO 1 NAOH 68,75
TEA 68,75
FLUIDO 2 NAOH 62,5
TEA 62,5
FLUIDO 3 NAOH 68,75
TEA 68,75
FLUIDO 4 NAOH 68,75
TEA 62,5
119
Debido a que fueron sometidos al poder inhibitorio de la amina y el glicol
todos los fluidos obtuvieron un valor bajo de MBT, con resultados similares
en algunos y en otros no muy distantes, a pesar de la diferente
concentración de cada uno. De la misma manera no existe ninguna
diferencia considerable entre los efectos de la Soda Caústica y la
Trietanolamina en los fluidos puestos a prueba.
4.5.2.2 MBT de los fluidos rolados
Una vez en el pozo el fluido de perforación se somete a condiciones de
presión y temperatura extremas en relación a las condiciones normales, las
cuales causan un envejecimiento del lodo provocando una disminución de
las propiedades inhibitorias del fluido.
Se trata de conocer mediante esta prueba cual es el efecto de estas
condiciones sobre el fluido base amina – glicol y los controladores de pH
debido al envejecimiento del lodo en la inhibición del componente arcillosos
en este caso de estudio la Bentonita Comercial.
a) Resultados de MBT de los fluidos rolados
Los fluidos preparados anteriormente se precedieron a envejecer en el horno
de rolado, durante 16 horas a 150°F simulando condiciones de fondo de
pozo. Luego de las 16 horas se saca los fluidos para medir el PH de los
mismos; en caso de ser necesario se los subirá con su respectivo
controlador de pH.
Los valores de pH de los fluidos rolados se presentan en la siguiente tabla:
120
Tabla 4.22, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Valores de PH de fluidos
rolados.
PH FLUIDOS ROLADOS (NAOH)
FLUIDO 1 FLUIDO 2 FLUIDO 3 FLUIDO 4
8,8 8,98 8,74 8,8
PH FLUIDOS ROLADOS (TEA)
FLUIDO 1 FLUIDO 2 FLUIDO 3 FLUIDO 4
8,89 8,95 8,89 8,9
Se realiza la prueba de MBT a 2 ml de fluido, con el mismo procedimiento
que se realizo al fluido sin envejecimiento.
Tabla 4.23, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Resultados de la prueba de
azul de metileno de los fluidos rolados.
ROLADO (NAOH)
FLUIDO 1
ml MBT 3
CEC (ppb bentonita) 7,5
% INHIBICIÓN 62,5
ROLADO (TEA)
FLUIDO 1
ml MBT 2,5
CEC (ppb) 6,25
% INHIBICIÓN 68,75
121
Tabla 4.24, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Tabla de porcentajes de
inhibición de los fluidos rolados.
FLUIDOS CONTROLADOR DE pH % INHIBICIÓN
FLUIDO 1 NAOH 62,5
TEA 68,75
FLUIDO 2 NAOH 62,5
TEA 62,5
FLUIDO 3 NAOH 62,5
TEA 68,75
FLUIDO 4 NAOH 56,25
TEA 62,5
Figura 4.12, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Porcentajes de inhibición
de los fluidos rolados.
122
Se observa que el envejecimiento de los fluidos que contienen NAOH
producen un efecto considerable de disminución en la inhibición de la
Bentonita, mientras que los fluidos con Trietanolamina no producen ninguna
variación en el efecto inhibitorio del fluido.
Se puede observar en la grafica que los porcentajes de inhibición de los
fluidos con Trietanolamina no varían después de ser sometidos de
condiciones de fondo en el horno de rolado, en cambio los fluidos con NAOH
sufren pequeñas variaciones en los porcentajes de inhibición, sin embargo
no son cambios muy significativos.
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
123
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Se comprobó mediante la adición de los dos controladores de pH
sobre fluidos base como el agua, fluidos sin sólidos y fluidos base
Amina, PHPA y glicol que el NaOH, es el mejor regulador de pH, tanto
por efectividad como por costos; debido a que sobre los fluidos base
la Trietanolamina determino puntos de sobresaturación, lo que implica
el uso de más de este regulador de pH para alcanzar los valores
deseados, y esto con lleva un mayor costo en el fluido de perforación
base Amina, PHPA y Glicol.
La utilización de un reactivo ácido reduce los niveles de pH hasta
obtener rangos en los cuales asegure la eficaz acción de los
polímeros a utilizarse en los tratamientos, esto es: 8,5 – 9,0 unidades
de pH; siendo el fluido con Trietanolamina el que presenta una mayor
resistencia a reducir sus unidades de pH con ácido fosfórico, en
cambio es más fácil reducir las unidades de pH en el fluido con
Hidróxido de Sodio (NaOH) como controlador de pH, a partir de la
adición de ácido fosfórico.
Según el estudio realizado al fluido base Amina, PHPA y glicol en las
pruebas generales de laboratorio como son: Reología, filtrado,
densidad, viscosidad, contenido de arena, contenido de líquidos no se
obtuvieron diferencias notables en los resultados entre los fluidos que
contenían Trietanolamina y los fluidos que contenían Hidróxido de
Sodio (NaOH). El envejecimiento de los fluidos base Amina, PHPA y
Glicol tampoco provoca una disminución significativa de las
124
propiedades y funciones inhibitorias de los minerales arcillosos,
manteniendo resultados similares a los obtenidos en los fluidos sin
rolar.
La prueba de dispersión es excelente para evaluar la eficacia de los
polímeros encapsuladores. Se trata de una de las mejores pruebas
para obtener una indicación del sistema de lodo que será más
compatible con una lutita en particular y del rendimiento real que este
sistema tendrá en el campo. Un porcentaje de erosión menor del 5
por ciento indica que la lutita no se erosiona en el fluido probado.
Luego de realizar las pruebas encontramos que el mayor porcentaje
de dispersión se dio con agua destilada con un 23,8110% de
dispersión, mientras que con el Fluido Base Amina PHPA y Glicol que
contiene NaOH se obtuvieron los menores porcentajes de inhibición
en todas las formaciones puestas a prueba, debido a la presencia de
sus componentes indicándonos que la combinación de estos hace
que trabajen de mejor manera inhibiéndolo, estabilizando y
encapsulando las arcillas; sin embargo no existe una variación muy
significativa con el Fluido Base Amina PHPA y Glicol que contiene
Trietanolamina.
En la prueba de MBT los fluidos a condiciones de superficie y los
fluidos a condiciones de fondo presentan resultados positivos sobre
los parámetros normales de inhibición, sin ninguna diferencia entre los
valores finales obtenidos por los fluidos que contenía NaOH y los
fluidos que contenían Trietanolamina.
Las concentraciones de los componentes del fluido base Amina,
PHPA y Glicol que actualmente la empresa Qmax utiliza en la
perforación de pozos petroleros en el oriente ecuatoriano, trabajan
eficientemente en la inhibición de los minerales arcillosos.
125
5.2 RECOMENDACIONES
La utilización del Fluido Base Amina PHPA y Glicol con Hidróxido de
Sodio (NaOH) por su efectividad y por no presentar problemas de
sobresaturación.
Se debe controlar los valores de pH de los fluidos antes de realizar las
pruebas y previo al envejecimiento de los fluidos en el horno de
rolado, manteniéndolos en un rango de 8,5 - 9,5 para garantizar que
el pH de los fluidos no impida el funcionamiento de los polímeros.
Es recomendable mantener los valores de las concentraciones de los
componentes y productos químicos con los que la empresa QMAX
Ecuador perfora en la segunda sección del oriente ecuatoriano, para
no tener problemas causados por arcillas reactivas o inestabilidad de
lutitas.
Se recomienda que la preparación del fluido sea lo más pausada
posible cuando se adicionan los productos y que el tiempo de
mezclado sea el más largo posible para que el fluido tenga las
características y propiedades necesarias para el que fue elaborado,
pero sobre todo conviene realizar el corte del PHPA
independientemente de las otros compuestos por el lapso de 30
minutos para que las moléculas de cadenas largas del polímero
logren su expansión.
Es necesario reportar los resultados de las pruebas con la mayor
exactitud posible a evitar que existan valores incorrectos en el
estudio, y también es necesario realizar más de una vez cada prueba
en el laboratorio para correlacionar los valores debido a que por
efectos de procedimiento, efectos ambientales, efectos de
dosificaciones pueden variar los resultados.
REFERENCIAS
BIBLIOGRÁFICAS
126
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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http://www.uclm.es/users/higueras/yymm/arcillas.htm (Fecha de Consulta:
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128
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de: http://www.monografias.com/trabajo16/derivados-petroleo/derivados-
petroleo.shtml (Fecha de Consulta: 25-Junio -201)
GLOSARIO
129
GLOSARIO
Absorción: Dicho de una sustancia sólida: Ejercer atracción sobre un
fluido con el que está en contacto, de modo que las moléculas de éste
penetren en aquella. La penetración o desaparición aparente de
moléculas o iones de una o varias sustancias dentro de un sólido o
líquido.
Acidez: Potencia ácida relativa de los líquidos, que se mide por
medio del pH. Acidez implica un pH inferior a 7.0
Adhesión: Fuerza que mantiene juntas a moléculas diferentes.
Adsorción: Atraer y retener en la superficie de un cuerpo moléculas o
iones de otro cuerpo. Un fenómeno superficial demostrado por un sólido
(adsorbente) para mantener o concentrar gases, líquidos o sustancias
disueltas (adsortivos) sobre su superficie, una propiedad causada por la
adhesión.
Análisis de Lodo: Examen sistemático y continuo del fluido de
perforación, para determinar sus propiedades físicas y químicas.
Aglomeración: Agrupamiento de partículas individuales.
Arcilla: Dícese de aquella materia plástica, blanda, de varios colores,
generalmente compuesta por silicato de aluminio, formada por la
descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio.
Barita: Sulfato de bario natural que se usa para aumentar la
densidad de los lodos. El mineral se manifiesta en depósitos de color
gris, blanco, verdoso y/o rojizo, y en estructuras masivas de cristal.
Bentonita: Arcilla plástica, coloidal, constituida principalmente por
Montmorillonita sódica, que es un silicato de aluminio hidratado.
Caolinita: Es una arcilla no hidratable ya que sus capas unitarias están
fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Presentan caolín
por hidrólisis de los feldespatos que contienen las rocas graníticas.
Clorita: Los minerales arcillosos de clorita son similares a la arcilla ilita
en lo que se refiere a la reactividad, no contiene agua entre capas, no se
130
hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que hinchen ligeramente
al ser modificadas.
Catión: Partícula positivamente cargada en la solución de un
electrolito que bajo la influencia de un potencial eléctrico, se moviliza
hacia el cátodo (electrodo negativo).
Cohesión: La fuerza de atracción entre moléculas del mismo tipo. Acción
y efecto de reunirse o adherirse las cosas entre sí o la materia de que
están formadas
Coloide: Estado de subdivisión de la materia que consiste en
grandes moléculas individuales o en agregados de moléculas más
pequeñas ,dispersadas en el grado que la grado que la fuerza de
superficie se convierte en un factor importante para determinar sus
propiedades . El tamaño de las partículas coloidales varían entre
0.001 a 0.005 micrones.
Embolamiento: Acumulación de material perforado por encima de la
broca o barrena impidiendo que se continúe perforando.
Erosión: Proceso geológico de desgaste de la superficie terrestre y de
remoción y transporte de materiales del suelo o roca originados por la
gravitación y otros agentes.
Filtrado: Líquido forzado a través de un medio poroso durante el
proceso de filtración.
Luido de Perforación: material fluido de composición química variable,
que se hace circular en el hoyo que cumple funciones importantes
durante la perforación. Sus componentes más comunes son la bentonita
y la barita.
Floculación: Es la asociación de borde a borde y/o borde a cara de las
partículas, resultando en la formación de una estructura similar a un
“castillo de naipes”.
Glicol: Es un agente de taponamiento deformable usado en fluido de
perforación base agua, utilizado para la inhibición de lutitas.
Hidratación: Acto por el cual una sustancia admite agua por medio de
absorción y / o adsorción.
131
Ilita: La ilita es un mineral arcilloso con una estructura principal de
aluminosilicato similar a la esméctica, pero no muestran la capacidad de
hinchamiento entre capas.
Inhibición: Cualquier agente que en operaciones de perforación
previenen de la hidratación de minerales arcillosos por agua mediante
acciones preventivas sobre la arcilla.
Lutitas: Arcilla de origen rocoso, finamente granular, con clivaje tipo
pizarra, que es una sustancia orgánica parecida al petróleo.
PHPA: La amina Poliacrilamida parcialmente hidrolizada se usa como
inhibidor de lutitas y como polímero encapsulador de sólidos en los
sistemas de agua dulce, agua salada, NaCl y KCl.
Plasticidad: Propiedad que se debe a que el agua forma un
recubrimiento sobre las partículas laminadas produciendo un efecto
lubricante que facilita el deslizamiento de unas partículas sobre citas
cuando se ejerce un esfuerzo sobre ellas.
Polímero: Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas
iguales, unidas extremo con extremo, dando por resultado una
sustancia que posee los mismos elementos en la misma proporción
que las moléculas originales, pero de mayor peso molecular y con
diferentes propiedades físicas.
Reología: Es un término que denota el estudio de la determinación de
materiales, incluyendo el flujo.
Revoque: Los sólidos suspendidos que se depositan sobre un medio
poroso durante el proceso de filtración.
Soda Caustica: Es un sólido blanco, higroscópico (absorbe humedad del
aire), generalmente se usa para el control del pH, la neutralización de
ácidos residuales.
Tixotropía: Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel
con el tiempo. Cualidad de una suspensión coloidal de desarrollar una
fuerza gelificante cuando se encuentra en reposo, pero que se
convierte nuevamente en fluido por agitación mecánica.
132
Trietanolamina: Frecuentemente abreviada como TEA es un compuesto
químico orgánico del cual es tanto una amina como un tri-alcohol,
utilizado como aditivo para controlar el pH del Fluido de perforación.
Viscosidad: Resistencia interna al flujo ofrecido por un fluido debido
a atracciones entre moléculas.
ANEXOS
133
ANEXO 1
PRUEBA MBT
(Methylene Blue Test)
134
CONDICIONES AMBIENTE (NAOH)
FLUIDO 1
ml MBT 2,5
CEC (ppb bentonita) 6,25
% INHIBICIÓN 68,75
CONDICIONES AMBIENTE (NAOH)
FLUIDO 2
ml MBT 3
CEC (ppb bentonita) 7,5
% INHIBICIÓN 62,5
CONDICIONES AMBIENTE (NAOH)
FLUIDO 3
ml MBT 2,5
CEC (ppb bentonita) 6,25
% INHIBICIÓN 68,75
BENTONITA COMERCIAL
AGUA
ml MBT 8
CEC (ppb bentonita) 20
% INHIBICIÓN 0
135
CONDICIONES AMBIENTE (NAOH)
FLUIDO 4
ml MBT 2,5
CEC (ppb bentonita) 6,25
% INHIBICIÓN 68,75
CONDICIONES AMBIENTE (TEA)
FLUIDO 1
ml MBT 2,5
CEC (ppb bentonita) 6,25
% INHIBICION 68,75
CONDICIONES AMBIENTE (TEA)
FLUIDO 2
ml MBT 3
CEC (ppb bentonita) 7,5
% INHIBICION 62,5
CONDICIONES AMBIENTE (TEA)
FLUIDO 3
ml MBT 2,5
CEC (ppb bentonita) 6,25
% INHIBICIÓN 68,75
136
CONDICIONES AMBIENTE (TEA)
FLUIDO 4
ml MBT 3
CEC (ppb bentonita) 7,5
% INHIBICIÓN 62,5
ROLADO (NAOH)
FLUIDO 1
ml MBT 3
CEC (ppb bentonita) 7,5
% INHIBICIÓN 62,5
ROLADO (NAOH)
FLUIDO 2
ml MBT 3
CEC (ppb bentonita) 7,5
% INHIBICIÓN 62,5
ROLADO (NAOH)
FLUIDO 3
ml MBT 3
CEC (ppb bentonita) 7,5
% INHIBICIÓN 62,5
137
ROLADO (NAOH)
FLUIDO 4
ml MBT 3,5
CEC (ppb bentonita) 8,75
% INHIBICIÓN 56,25
ROLADO (TEA)
FLUIDO 1
ml MBT 2,5
CEC (ppb) 6,25
% INHIBICIÓN 68,75
ROLADO (TEA)
FLUIDO 2
ml MBT 3
CEC (ppb) 7,5
% INHIBICION 62,5
ROLADO (TEA)
FLUIDO 3
ml MBT 2,5
CEC (ppb) 6,25
% INHIBICION 68,75
138
ROLADO (TEA)
FLUIDO 4
ml MBT 3
ppb INHIBIDAS 7,5
% INHIBICIÓN 62,5
139
ANEXO 2
PROCEDIMIENTOS PARA MANIPULAR
QUÍMICOS
ANÁLISIS DE TRABAJO SEGURO
(ATS/JSA)
140
Trabajo: MANIPULACIÓN de sosa caustica Referencia n° Ats 6
Locación: DS Fecha de
ejecución: 5 de Septiembre 2007
Descripción del trabajo: Manipular químicos DS para preparación de lodo base agua Completado por: Operaciones DS/HSE
Máxima perdida potencial: Lesiones personales, derrames
Requerimientos legales / Códigos / Procedimientos: Procedimientos de manejo de químicos
# Secuencia de pasos del trabajo Riesgo identificado
Personas
involucradas Medidas de control en el sitio
1
Escoger al empleado que va a realizar la operación
Quemaduras, trastornos
respiratorios, alergias, inhalación, ingestión o
penetración a la piel del químico.
Que el empleado no
conozca los procedimientos para
la mezcla del cáustico En caso de accidente
las estaciones de
lavado no funcionen.
Ing. de Lodos Ayudantes de
perforadora
1. Usar guantes de caucho, delantal, protector respiratorio, overol de manga larga, gafas de
seguridad, casco y el overol por fuera de la bota. 2. Únicamente el encuellador mezclará la soda cáustica y
si es necesario otra persona, se la entrenará adecuadamente.
3. Adicionalmente a la inspección diaria a las estaciones
de lavaojos por parte del supervisor de seguridad del taladro, se revisará que las estaciones estén
funcionando y mostrarle a todos los involucrados en el trabajo donde están ubicadas.
4. Utilizar el montacargas para movilizar los pallets en
caso de necesitar buena cantidad de sacos
2
Verificar que los sacos no estén rotos, levantar
los sacos y transportarlos
Hernias, lumbalgias y
sobre esfuerzos.
Quemaduras
Ayudantes de
perforadora
1. Levantar los sacos entre dos personas, con las piernas
dobladas y la espalda recta, no torcer medio cuerpo
para voltear con el peso sino que girar el cuerpo con los pies.
2. Si los sacos están rotos, reemplazarlos utilizando todo el equipo de protección personal recomendado en el
paso anterior, usar el pantalón por fuera de la bota.
ANÁLISIS DE TRABAJO SEGURO
(ATS/JSA)
141
Trabajo: MANIPULACIÓN de sosa caustica Referencia n° Ats 6
Locación: DS Fecha de
ejecución: 5 de Septiembre 2007
Descripción del trabajo: Manipular químicos DS para preparación de lodo base agua Completado por: Operaciones DS/HSE
Máxima perdida potencial: Lesiones personales, derrames
Requerimientos legales / Códigos / Procedimientos: Procedimientos de manejo de químicos
# Secuencia de pasos del trabajo Riesgo identificado
Personas
involucradas Medidas de control en el sitio
3
Llenar con agua hasta la mitad o ¾ del barril mezclador.
Reacción térmica inesperada del producto.
Ayudantes de perforadora
1. Verificar que no haya residuos de otro producto en el barril mezclador.
2. Todos los taladros deben de tener un barril para la mezcla de cáusticos.
4
Depositar el cáustico en el barril. Salpicaduras y quemaduras por reacción térmica inesperada del producto
Ayudantes de perforadora
1. Verificar que el producto no se encuentre en terrones y vaciarlo poco a poco en el barril mezclador.
2. Verificar que la Temperatura del líquido no es mayor a 80 C. Si lo es, parar la adición del químico
5
Tapar el barril mezclador. Machucado por la tapa si esta se le suelta de la mano.
Ayudantes de perforadora
1. Asegurarse de los guantes no estén tan húmedos que haga que se resbale la tapa del barril mezclador.
6
Agitar el contenido. Quemaduras y salpicaduras a la cara y ojos
Ayudantes de perforadora
1. Para agitar el tanque, se debe parar por la parte de atrás y agitar suavemente, verificar que la válvula de descarga no este cerrada.
2. No llenar por completo el barril mezclador para evitar derrames.
7 Limpiar el área. Salpicaduras y quemaduras.
Ayudantes de perforadora
3. Lavar el área de trabajo donde haya quedado regueros del producto cáustico, recoger las bolsas y depositarlas en un sito adecuado, no mezclarlas con otras sacos de químicos desocupados, lavar los
ANÁLISIS DE TRABAJO SEGURO
(ATS/JSA)
142
Trabajo: MANIPULACIÓN de sosa caustica Referencia n° Ats 6
Locación: DS Fecha de
ejecución: 5 de Septiembre 2007
Descripción del trabajo: Manipular químicos DS para preparación de lodo base agua Completado por: Operaciones DS/HSE
Máxima perdida potencial: Lesiones personales, derrames
Requerimientos legales / Códigos / Procedimientos: Procedimientos de manejo de químicos
# Secuencia de pasos del trabajo Riesgo identificado
Personas
involucradas Medidas de control en el sitio
bordes del barril, usando el equipo de protección personal mencionado el los pasos anteriores.
8 Lavar los implementos utilizados, guantes y mandil.
Quemaduras por cáusticos remanentes.
Ayudantes de perforadora
1. No dejar de usar los guantes de caucho y el pantalón por fuera de las botas hasta tanto no haya terminado de lavar los implementos usados.
Entrenamiento requerido (sugerido):
HMIS, MSDS, Procedimiento de
mezcla de cáusticos Fecha de Revisión:
Custodio : Departamento HSE Firma:
ANÁLISIS DE TRABAJO SEGURO
(ATS/JSA)
143
Trabajo: MANIPULACIÓN DE QUIMICOS Referencia n° ATs 7
Locación: DS / ES Fecha de
ejecución: 5 de Septiembre 2007
Descripción del trabajo: Manipular químicos de DS para preparación de lodo base agua y de ES para dewatering o tratamiento de aguas
Completado por: Operaciones DS/ES/HSE
Máxima perdida potencial: Lesiones personales, derrames
Requerimientos legales / Códigos / Procedimientos: Procedimientos de manejo de químicos
# Secuencia de pasos del trabajo Riesgo identificado
Personas
involucradas Medidas de control en el sitio
1
Reunión de seguridad con el Ing. De lodos, Supervisor de seguridad del taladro y el personal involucrado el la tarea.
Que se mal entienda o se deje explicar algo.
Ing. de Lodos 1. Leer las instrucciones del producto, dar a conocer a los empleados el peligro existente al manipular estos productos.
2
Escoger a los empleados que vayan a realizar la operación.
Trastornos respiratorios,
alergias, inhalación, ingestión o
penetración a la piel
del químico. Que el empleado no
conozca los procedimientos para
el mezclado del
químico En caso de
accidente las estaciones de
lavado no funcionen
Ing. de Lodos 1. Usar guantes de caucho, delantal, protector respiratorio, overol de manga larga, gafas de seguridad, casco y el pantalón por fuera de la bota, dependiendo del producto a adicionar.
2. El personal de patio del taladro y en encuellador son los entrenados para la adición de los materiales por el embudo mezclador. Los ayudantes de ES y el Ing. de Aguas son los empleados responsables del manejo de químicos para dewatering y tratamiento de aguas.
3. Adicionalmente a la inspección diaria a las estaciones de lavaojos y duchas por el personal que va a mezclar el químico, se revisara que las estaciones estén funcionando y mostrarle a todos los involucrados en el trabajo donde están ubicadas.
ANÁLISIS DE TRABAJO SEGURO
(ATS/JSA)
144
Trabajo: MANIPULACIÓN DE QUIMICOS Referencia n° ATs 7
Locación: DS / ES Fecha de
ejecución: 5 de Septiembre 2007
Descripción del trabajo: Manipular químicos de DS para preparación de lodo base agua y de ES para dewatering o tratamiento de aguas
Completado por: Operaciones DS/ES/HSE
Máxima perdida potencial: Lesiones personales, derrames
Requerimientos legales / Códigos / Procedimientos: Procedimientos de manejo de químicos
# Secuencia de pasos del trabajo Riesgo identificado
Personas
involucradas Medidas de control en el sitio
3
Levantar los sacos y transportarlos Hernias, lumbalgias, sobre esfuerzos y resbalones. Derrame y contaminación.
Ayudantes de perforadora, ayudantes ES
1. Levantar los sacos entre dos personas, con las piernas dobladas y la espalda recta, no torcer medio cuerpo para voltear con el peso sino que girar el cuerpo con los pies.
2. Uso del montacargas para transportar pesos altos
4 Verificar que no haya residuos de otro producto en el embudo mezclador (en caso de que le químico vaya a ser añadido por el embudo)
Reacción inesperada del producto.
Ayudantes de perforadora, ayudantes ES
1. El embudo de mezclado debe estar limpio
5 Depositar el material en el embudo (en caso de que le químico vaya a ser añadido por el embudo) o en el tanque de químicos
Salpicaduras, inhalación y resbalones.
Ayudantes de perforadora, ayudantes ES
1. Verificar que el producto no se encuentre en terrones y vaciarlo poco a poco en el embudo mezclador.
2. No llenar por completo el embudo mezclador para evitar derrames y que se atore con el material adicionado.
ANÁLISIS DE TRABAJO SEGURO
(ATS/JSA)
145
Trabajo: MANIPULACIÓN DE QUIMICOS Referencia n° ATs 7
Locación: DS / ES Fecha de
ejecución: 5 de Septiembre 2007
Descripción del trabajo: Manipular químicos de DS para preparación de lodo base agua y de ES para dewatering o tratamiento de aguas
Completado por: Operaciones DS/ES/HSE
Máxima perdida potencial: Lesiones personales, derrames
Requerimientos legales / Códigos / Procedimientos: Procedimientos de manejo de químicos
# Secuencia de pasos del trabajo Riesgo identificado
Personas
involucradas Medidas de control en el sitio
6 Limpiar el área. Salpicaduras y resbalones.
Ayudantes de perforadora, ayudantes ES
1. Lavar el área de trabajo donde haya quedado regueros del producto químico, recoger las bolsas y depositarlas en un sito adecuado, lavar el embudo, usando el equipo de protección personal mencionado el los pasos anteriores.
7 Lavar los implementos utilizados, guantes y mandil.
Inhalación y resbalones.
1. No dejar de usar los guantes de caucho y el pantalón por fuera de las botas hasta tanto no haya terminado de lavar los implementos usados.
Entrenamiento requerido (sugerido):
BUMP (Levantamiento de cargas), HMIS (Identificación de Materiales Peligrosos), MSDS
Fecha de Revisión:
Custodio : Departamento HSE Firma:
146
ANEXO 3
LISTA DE PRODUCTOS QUÍMICOS Q-MAX
147
148
PRODUCTO
NOMBRE
S I R S I R S I R S I R
Stokopol 2624 0 0 0 0 0 0 B 0 0 0 0 0 0 J
Alkapam A -1103 1 0 0 1 0 0 1 0 0 1 0 0 J
Synerfloc A25D 1 0 0 1 0 0 J
Glymax 1 1 0 3 1 0 J
Ecoglycol H 1 1 0 .. .. .. J
Maxdrill 3 2 0 3 2 0 J
Soltex 1 0 0 1 0 0 J
Defoam X 1 1 0 1 1 0 J
Desco 2 0 0 2 0 0 J
SAPP .. .. .. 1 0 0 E 7758-16-9 .. .. .. 1 0 0 J
Soltex 1 0 0 1 0 0 1 0 0 1 0 0 J
Drilling Detergent 1 1 0 1 1 0 J
Aceite Mineral /Mineral Oil 0 1 0 0 1 0 J
Drispac 0 0 0 0 0 0 J
PAC 27 LV 0 0 0 0 0 0 J
PAC 30 HV 0 0 0 0 0 0 J
Stardrill …. .. .. .. .. .. .. 0 0 0 0 0 0 J
Kwik Seal (med) 0 0 0 0 0 0 J
Q' Stop Fine 0 0 0 0 0 0 J
Wall Nut 0 0 0 0 0 0 J
Kelzan XCD 0 0 0 0 0 0 J
Natural Gel 0 0 0 0 0 0 J
Praestol 2500/1103/787
Synerfloc CP 787 1 0 0 1 0 0 J
Cyfloc 1143 0 1 0 0 1 0 J
Nitrato de Calcio/Calcium Nitrate 2 0 3 2 0 3 J
Barita/ Barite 1 0 0 1 0 0 J
Carbonato de Calcio/ Calcium Carbonate 1 0 0 1 0 0 J
Lipcide G-2 3 0 2 3 0 0 J
Cal Hidratada/Hydrated Lime 3 0 0 3 0 0 J
Soda Caustica/ Caustic Soda 3 0 1 3 0 1 J
Soda Ash/ Carbonato de Sodio 2 0 0 2 0 0 J
Bicarbonato de sodio/Sodium Bicarbonate 1 0 1 1 0 1 J
Acido Cìtrico / Citric Acid 1 2 0 1 2 0 J
Cloruro de Potasio / Potassium Chloride kCl 1 0 0 1 0 0 J
Q' Lube 0 1 0 0 1 0 J
Sulfito de Sodio/ Sodium Sulphite 2 0 1 2 0 1 J
TDL-13 Corr.Inhibitor 2 3 0 2 3 0 J
Q'Free HeavyWateN.T 2 2 0 2 2 0 J
Super Sweep Fiber .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. ..
Biosoil .. .. .. .. .. .. J
Acido Fosfórico/ Phosphoric Acid 2 0 1 2 0 1 J
Hipoclorito de Calcio/cloro 2 0 2 2 0 2 J
Sulfato de Aluminio/Aluminum sulfate 3 0 0 3 0 0 J
PROVEEDOR Q´MAX
CODIFICACIÓN
NFPA
CODIFICACIÓN
HMIS
CODIFICACIÓN
NFPA
CODIFICACIÓN
HMIS
149
ANEXO 4
HOJAS TÉCNICAS DE LOS CONTROLADORES DE PH
150
151
152
153
154