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1. Propiedades de los Fluidos de Perforación
INTRODUCCIÓN
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.
En el presente trabajo técnico se dará a conocer cada una de las propiedades relacionadas
con los lodos de perforación así como la influencia directa que estos tienen en los altos o bajos
niveles dentro del objetivo deseado, de igual manera se detallara los equipos utilizados en la
medición de estas propiedades y el procedimiento empleado.
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION
1. Densidad.
La densidad o peso del lodo es la propiedad más crítica de cualquier fluido de perforación o
completación ya con ella se provee el control primario del pozo. La densidad del fluido de perforación
debe ser ajustada de modo que la presión hidrostática de su columna dentro del pozo sea suficiente
para equilibrar la presión de las formaciones expuestas (excepto cuando se perfora en bajo balance)
y permita un margen de seguridad de 200 psi.
Sin embargo, si el sobre balance es excesivo podría ocurrir atrapamiento diferencial, daño de
formación (invasión excesiva de fluido) o fractura hidráulica (provocando pérdidas de fluido).
Los agentes densificantes típicos incluyen los minerales barita (SG 4.2), dolomita (SG 2.8) y
sales individuales para la formulación de una salmuera particular.

2. Nota: En pozos HP – HT se debe tomar en cuenta la temperatura y utilizar la balanza de lodos
presurizada para obtener “el peso real” del sistema.
 Incremento de Densidad
La densidad del lodo se incrementa normalmente con la adición de más agente densificante.
Las salmueras de varios tipos y densidades tienden a estar mezcladas en salmuera unificada para
evitar inventarios excesivos de sal en sacos en la localización y para reducir labores de mezclado en
el equipo. Sin embargo, se debe tener cuidado que la mezcla se mantenga en solución a las
temperaturas esperadas del ambiente, en el conductor submarino o en el fondo del agujero.
 Reducción de Densidad:
Una reducción de la densidad del lodo se puede lograr por dilución o por remoción mecánica del
agente densificante o de los sólidos contaminantes.
 La remoción mecánica se logra con el uso de un equipo de control de sólidos eficiente como
la centrifuga de decantación que es por lo general, el método preferido.
 La dilución es también una manera eficiente de reducir la densidad del fluido de perforación.
Aunque con ello se pueden afectar fácilmente otras propiedades del fluido. Con salmueras
cualquier dilución deberá hacerse con agua fresca y no con agua de mar con el fin de evitar
problemas potenciales.

3.  Equipo de Medición: Balanza de Lodo
2. Propiedades Reológicas.
La reología es la ciencia que trata de la deformación y del flujo de fluidos. 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 son la viscosidad y la resistencia del gel.
La medición de las propiedades reológicas de un lodo es importante en el cálculo de:
 Las pérdidas de presión por fricción
 Para determinar la capacidad del lodo para elevar los recortes ydesprendimientos a la superficie
 Para analizar la contaminación del fluido por sólidos, substancias químicas y temperatura.
 Para determinar los cambios de presión en el interior del pozo durante un viaje.
La viscosidad:
La viscosidad se puede describir como la resistencia interna de un fluido a circular. Es una
propiedad importante de los fluidos de perforación. Define la capacidad del lodo de lograr una buena

4. limpieza útil de perforación, de mantener en suspensión y desalojar los detritus y de facilitar su
decantación en las balsas o tamices vibrantes.
La viscosidad y las propiedades reológicas de los fluidos de perforación tienen un efecto
importante sobre la limpieza del pozo. Cuando un fluido es más viscoso tiene mejor capacidad para
suspender los detritos de la roca y transportarlos hacia la superficie. Sin embargo, se necesita más
presión para bombear los fluidos muy viscosos, provocando un desgaste natural adicional del
equipo de perforación. Además, los fluidos viscosos son más difíciles de separar de los detritos.
Según la fórmula de Stokes, la velocidad de caída del detritus en el fluido es inversamente
proporcional a su viscosidad, y por tanto, la capacidad de arrastre lo es directamente.
Ley de Stokes
V = velocidad de caída de las partículas (consideradas esféricas) en cm/sg.
d = diámetro de las partículas (en cm)
γf = peso específico del material de las partículas (gr/cm3
);
μ = viscosidad del fluido (en poises),
g = gravedad (cm/sg2
).
Por lo tanto, es preciso adoptar, una solución de compromiso: “viscosidad no muy grande para
que el lodo sea fácilmente bombeable, pero no tan pequeña que impida al lodo extraer el detritus
producido”.
 Viscosidad de embudo:
Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para comparar la fluidez de un líquido con la del
agua. A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica aunque carece de base
científica, y el único beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formación en
el espacio anular, cuando el flujo es laminar Por esta razón, generalmente no se toma en
consideración para el análisis riguroso de la tixotropía del fluido. Es recomendable evitar las altas

5. viscosidades y perforar con la viscosidad embudo más baja posible, siempre y cuando, se tengan
valores aceptables de fuerzas de gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado
exhibe alta viscosidad embudo.
La prueba consiste en medir el tiempo requerido para que un cuarto de galón (946ml) de lodo
pase a través de un embudo y a continuación una taza el valor resultante. Este es un valor cualitativo
de la viscosidad del lodo y que es comparado con la viscosidad verdadera del fluido de perforación.
El embudo de Marsh tiene un diámetro de 6 pulgadas en la parte superior y una longitud de 12
pulgadas. En la parte inferior, un tubo de orificio liso de 2 pulgadas de largo, con un diámetro interior
de 3/16 pulgadas, esta acoplado de tal manera que no hay ninguna constricción en la unión. Consta
de un vaso llamado litrera o galonera y una malla de tela metálica con orificios de 1/16 pulgada,
cubriendo la mitad del embudo, está fijada a ¾ de pulgada debajo de la parte superior del embudo,
con la finalidad de retener toda partícula mayor que pueda taponar el orificio inferior del embudo.

6. La viscosidad de embudo se usa como indicador relativo de la condición del fluido. No
proporciona suficiente información para determinar las propiedades reológicas o las características
de flujo de un fluido. Debería usarse en el campo para detectar los cambios relativos en las
propiedades del fluido. Además, ningún valor en particular de la viscosidad de embudo puede ser
adoptado como valor representativo de todos los fluidos. Lo que produce buenos resultados en un
área puede fallar en otra; sin embargo, se puede aplicar una regla general a los fluidos de
perforación a base de arcilla. La viscosidad de embudo de la mayoría de los fluidos se controla a
cuatro veces la densidad (lb/gal) o menos. Sin embargo hay ciertas excepciones, como en las áreas
donde se requiere el uso de fluidos de alta viscosidad.
Los sistemas de polímeros e inversión inversa (base aceite o base sintético) no siguen
necesariamente estas reglas.
Procedimiento para la calibración:
La calibración consiste en:
1. Tapar el extremo del embudo con un dedo y verter agua limpia a través del tamiz hasta que el
nivel coincida con la base del tamiz.
2. Sostener firme y recto el embudo sobre una jarra graduada con indicación de ¼ de galón.

7. 3. Retirar el dedo del extremo y medir con un cronómetro el tiempo que toma en escurrir ¼ de galón
de agua a través del embudo. Este tiempo debe ser de 26 segundos que es la viscosidad
embudo del agua.
Procedimiento para realizar la medición al fluido de perforación:
1 Mantenga el embudo en posición vertical hacia arriba tapando el orificio de salida con el dedo
índice.
2 Vierta una muestra de lodo fresco para ser ensayado a través de la malla hasta que el nivel del
fluido alcance la parte inferior de la malla.
3 Remueva el dedo de la salida y comience a medir el tiempo con un cronómetro. Usando una
jarra graduada, mida el tiempo para que el fluido llene ¼ (946 ml) marcado en la jarra.
4 Mida la temperatura del fluido en °F o °C.
5 Reporte el tiempo en segundos como viscosidad de embudo Marsh y registre la temperatura del
fluido.
3. Viscosidad Plástica
La viscosidad plástica (PV) se define como “la resistencia al flujo” debido a fricciones
mecánicas entre las partículas sólidas suspendidas en el fluido. La PV depende principalmente del
contenido de sólidos y de la forma y el tamaño de estos sólidos.
 Incremento de la PV
Las partículas sólidas tales como la Bentonita y la Barita, etc., son requeridas para lograr que
el fluido de perforación se desempeñe satisfactoriamente, pero un exceso de sólidos perforados, no
es deseable; su presencia es la causa principal de cualquier incremento en la Viscosidad Plástica
(PV) o en el Punto de Cedencia (YP).
Si se permite que los sólidos perforados se mantengan en el lodo ellos serán gradualmente
remolidos y convertidos en partículas más pequeñas por medio de la acción cortante de la barrena y
de las bombas con un incremento consiguiente en la PV al generar mayor área de contacto entre las
nuevas partículas.

8.  Reducción de PV
La concentración de sólidos en el lodo se debe reducir para así disminuir la PV. Esto se puede
lograr fácilmente por alguno de los siguientes métodos:
Con el uso de equipos de control de sólidos eficientes (muy a menudo la opción preferida) ó, Por
dilución de volumen total de lodo con la adición de fluido base. Bajo algunas circunstancias, se
puede utilizar el tratamiento químico para reducir la PV, es decir, floculación para remover la
contaminaron de sólidos. Sin embargo, esto no es comúnmente aplicable a la mayoría de los fluidos
de perforación de uso común, ya sea por razones técnicas o económicas.
 Equipo de Medición de la Viscosidad Plástica: Viscosimetro
Viscosidad Plástica, cp = Lectura a 600 RPM –Lectura a 300 RPM
4. Punto de Cedencia (YP)
El punto de cedencia (YP) es la “resistencia al flujo” causada más por fuerzas
electroquímicas que por fricción mecánica. Estas fuerzas son el resultado de la atracción entre las
cargas negativas y positivas localizadas en la superficie de las partículas. De esta forma, el punto de
cedencia es una medida de estas fuerzas de atracción bajo condiciones de flujo. En fluidos de
perforación no densificados el YP se mantiene al nivel requerido para una limpieza adecuada de
pozo.

9. En fluidos densificados se requiere un YP moderadamente alto para mantener en suspensión
las partículas del agente densificante.
 Incremento del Punto de Cedencia, YP
Ocurre de forma “natural” cuando se presenta la floculación, después de la introducción de
contaminantes solubles específicos como por ejemplo la sal, la anhídrita y el yeso encontrados
durante la perforación.
También ocurre de forma natural a través de la contaminación de sólidos. Un incremento en la
concentración de sólidos perforados inmediatamente creará un incremento de atracciones entre las
partículas.
Mediante tratamiento químico: adiciones de viscosificadores químicos (como polímeros y
arcillas), efectuadas con frecuencia para mantener las especificaciones del YP.
 Reducción de Punto de Cedencia
El punto de cedencia puede ser reducido ya sea por medio de un tratamiento químico o
mecánico:
 Tratamiento químico:
La dispersión, la de floculación o el adelgazamiento, neutralizarán las fuerzas de atracción
 Tratamiento mecánico:
El uso de suficiente equipo de control de sólidos es el método preferido.
También podría lograrse por dilución pero ésta puede afectar al resto de las propiedades del
fluido a menos que la concentración de sólidos sea alta.
 Equipo de Medición del Punto Cedente: Viscosímetro.
Punto Cedente, lbs/100 pie2
= Lectura a 300 RPM – Viscosidad Plástica

10. 5. Tixotropía o Fuerza Gel
La tixotropía es la propiedad demostrada por algunos fluidos que forman una estructura de gel
cuando están estáticos, regresando luego al estado de fluido cuando se aplica un esfuerzo de corte.
La mayoría de los fluidos de perforación base agua demuestran esta propiedad, debido a la
presencia de partículas cargadas eléctricamente o polímeros especiales que se enlazan entre sí para
formar una matriz rígida. Las indicaciones de esfuerzo de gel tomadas con el viscosímetro FANN
(VG) a intervalos de 10 segundos y 10 minutos, y a intervalos de 30 minutos para las situaciones
críticas, proporcionan una medida del grado de tixotropía presente en el fluido. La resistencia del gel
formado depende de la cantidad y del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y
del tratamiento químico. Es decir que cualquier cosa que fomenta o impide el enlace de las
partículas, aumentará o reducirá la tendencia a gelificación de un fluido.
La magnitud de la gelificación, así como el tipo de esfuerzo de gel, es importante en la
suspensión de los recortes y del material densificante. No se debe permitir que la gelificación alcance
un nivel más alto del necesario para cumplir estas funciones. Los esfuerzos de gel excesivos pueden
causar complicaciones, tales como las siguientes:
1. Entrampamiento del aire o gas en el fluido.
2. Presiones excesivas cuando se interrumpe la circulación después de un viaje.
3. Reducción de la eficacia del equipo de remoción de sólidos.
4. Pistoneo excesivo al sacar la tubería del pozo.
5. Aumento brusco excesivo de la presión durante la introducción de la tubería en el pozo.
6. Incapacidad para bajar las herramientas de registro hasta el fondo.

11.  Equipo de Medición de la Fuerza gel (Viscosímetro)
1 Agitar la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 15 segundos y levantar lentamente el
mecanismo de cambio de velocidad hasta la posición neutra.
2 Apagar el motor y esperar 10 segundos.
3 Poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar las unidades de deflexión
máxima en lb/100 pies2 como esfuerzo de gel inicial. Si el indicador del cuadrante no vuelve a
ponerse a cero con el motor apagado, no se debe reposicionar el conmutador.
4 Repetir las etapas 1 y 2, pero dejar un tiempo de 10 minutos y luego poner el conmutador en
la posición de baja velocidad y registrar las unidades de deflexión máxima como esfuerzo de
gel a 10 minutos. Indicar la temperatura medida.
6. Filtración:
El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las
formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta característica
es afectada por los siguientes factores:
 Presión
 Dispersión
 Temperatura
 Tiempo
Se mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los fluidos base agua y a
alta presión (HP) y alta temperatura (HT) para los fluidos base aceite. Su control depende del tipo de
formación. En formaciones permeables no productoras se controla desarrollando un revoque de
calidad, lo cual es posible, si se tiene alta concentración y dispersión de sólidos arcillosos que son
los verdaderos aditivos de control de filtración. Por ello, es práctica efectiva.
 El Enjarre (depósito de sólidos contra la cara de la formación permeable perforada con
el fluido)
La naturaleza del enjarre es importante. El enjarre ideal es delgado (no disminuye el diámetro
del agujero y reduce la probabilidad de tener atrapamiento diferencial de la sarta) e impermeable

12. (previene que el filtrado del lodo se fugue hacia la formación). Generalmente medido en 1/32avos de
pulgada ó en milímetros. Un enjarre de buena calidad, debería estar en el orden de 2/32avos de
pulgada de espesor.
 Pérdida de Fluido
Este parámetro provee una indicación de la invasión de filtrado del lodo hacia la formación.
Para las lutitas reactivas perforadas con un WBM el valor del filtrado obtenido podría ser una
indicación de estabilidad del pozo. Cuando se perfora el yacimiento el filtrado podría proveer una
indicación de la escala de la invasión de filtrado y por lo tanto del daño potencial a la formación. La
Pérdida de fluido es generalmente reportado como el volumen filtrado de la prueba durante 30
minutos, expresado en mililitros. Los valores de filtrado menores a 2 ml para lodos base agua
utilizando la prueba de API Estandar y su equivalente con un OBM utilizando una prueba PTT son
indicativos de propiedades de buena calidad y lodos de baja filtración.
Nota: La prueba estándar API de filtración es la prueba primaria de filtración para los lodos
base agua. Dicha prueba nunca es conducida en lodos base aceite. Para ellos se conduce siempre
la prueba de filtración de alta presión y alta temperatura HT-HP. Ambas pruebas determinan el
volumen de filtrado y describen el carácter del enjarre. Una prueba API conducida a temperatura
ambiente y 100 psi de diferencial en un OBM no producirá filtrado debido a la fuerza de emulsión en
el fluido. Para la mayoría de las aplicaciones se requiere de una pérdida de fluido controlada
sugiriendo invasión controlada del filtrado de lodo hacia la roca en las cercanías del agujero. Un
enjarre delgado y flexible es deseable ya que ambas condiciones reducen el riesgo de sufrir un
atrapamiento diferencial e indican pérdida controlada de filtrado.
 Equipo de Medición de Filtración: Filtro Prensa API

13. Filtro Prensa HP – HT

14. 7. Sólidos
Los sólidos son cuerpos que, debido a la gran cohesión de sus moléculas, mantienen su
forma y volumen constantes. Toda partícula contenida en los fluidos de perforación. Forma de
controlarlo conociendo su naturaleza físico química.
Los lodos son, básicamente dispersión de arcilla en agua o aceite con varios aditivos para
proveer las propiedades deseadas, los sólidos que contienen consisten, en arcillas, aditivos
densificante y sólidos. Las partículas que constituyen un sólido están unidas entre sí por fuerzas muy
intensas, de manera que resulta muy difícil separarlas; por ello los sólidos tienen una forma bien
definida.
 Clasificación de los Sólidos:
Sólidos de Baja Gravedad especifica (LGS):
 Sólido activo.
 2,3 -2,6 de gravedad específica.
 Alta actividad o cedencia (Bentonita).
 Efecto debido a las atracciones químicas y su presencia física (PC)
 Considerados indeseables excepto por una pequeña fracción para construir el revoque.
 Se controlan manteniendo el MBT por debajo de los niveles pre-establecidos.
 Tienen un efecto debido a su presencia física (VP)
Sólidos de Alta Gravedad específica: (HGS)
 Sólidos inertes, 4,2-5,2 de gravedad específica.
Fase Solida
Esta fase está formada por sólidos no reactivos y reactivos que pueden ser deseables e indeseables.
 Sólidos no Reactivos Deseables.
Estos sólidos pueden ser de alta y baja gravedad especifica y son agregados al fluido para dar
peso. El sulfato de bario (Barita), oxido de hierro (Hematita) y el sulfuro de plomo (Galena), son de
alta gravedad y el Carbonato de Calcio (CaCO3) de baja gravedad.

15.  Sólidos no Reactivos Indeseables.
Estos sólidos se incorporan al fluido durante la perforación y son los que realmente causan
serios problemas a la operación. Deben ser removidos tan pronto y eficientemente como sea posible.
La arena, la caliza, el sílice, la dolomita son ejemplos típicos de estos sólidos. La arena es
extremadamente abrasiva y si es recirculada a través del sistema de lodo, causara daños a los
pistones y cilindros de las bombas. Por esta razón, es de suma importancia tratar de mantenerla en
el porcentaje mínimo posible.
 Sólidos Reactivos.
Son sólidos arcillosos que poseen cargas eléctricas. Se pueden agregar o ser incorporados de
la formación. Entre los agregados están los comerciales (Bentonita) y entre los incorporados las
arcillas de formación tipo gumbo. Los sólidos arcillosos son coloides que pueden ser removidos del
fluidos mediante la utilización de una centrifuga de alta revoluciones.
8. Propiedades Químicas
Una propiedad química es cualquier propiedad de un material que se hace evidente durante
una reacción química; es decir, cualquier cualidad que puede ser establecida solamente al cambiar
la identidad química de una sustancia. En otras palabras, las propiedades químicas no pueden ser
determinadas simplemente por ver o tocar la sustancia, la estructura interna debe ser afectada para
que sus propiedades químicas sean investigadas. Las propiedades de un fluido son las que definen
el comportamiento y características del mismo tanto en reposo como en movimiento.
Entre las propiedades de los Fluidos tenemos:
 Alcalinidad de una solución: Se puede definir como la concentración de iones solubles en
agua que pueden neutralizar ácidos.
 Alcalinidad del Filtrado.
Pf: Es la alcalinidad del filtrado determinada con la fenolftaleína. Se define como los cc sulfúrico N/50
que se requieren, por cc de filtrado, para llevar el pH del lodo a 8.3
Mf: Es la alcalinidad del filtrado determinada con el anaranjado de metilo. Se define como los cc de
acido sulfúrico de N/50 que se requieren, por cc de filtrado, para llevar el pH del lodo a 4.3
Pm: Es la alcalinidad del lodo determinada con la fenolftaleína. Permite medir la conc. De OH, en
el Fluido, también el exceso de Cal libre en el Fluido.

16. Con los valores de la alcalinidad del filtrado (Pf) y del lodo (Pm), se puede determinar el
exceso de cal que contiene un fluido.
 Contenido de cal: El exceso de cal en los sistemas calados es función de la alcalinidad del
filtrado, de la alcalinidad del lodo y de la fracción de agua obtenida en la retorta.
Exceso de cal, lb/bbl = o.26 (Pm-Fw Pf)
 Cloruros: Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta
concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua. Los cloruros
afectan la reología de los fluidos base agua y causan comúnmente problemas de floculación.
En algunos casos ocurren problemas de arremetida por influjo de agua salada
 Calcio: El calcio soluble es extremadamente contaminante, particularmente para los fluidos
que contienen arcillas. Este puede proceder del agua dura, del cemento o de la formación y se
determina en el filtrado como ion solo o formando parte de la dureza total del agua.
 M.T.B (Methylene Blue Test) :Es una medida de la concentración total de sólidos arcillosos
que contiene el fluido.
Equipos de Medición
 Kit de Arena: Se utiliza para determinar el porcentaje en volumen de arena en los fluidos de
perforación.
El kit de arena está constituido por un recipiente de 2.5” de diámetro con malla de bronce de 200
mesh; un embudo y una probeta graduada de 0 a 20 %, para leer directamente el porcentaje en
volumen de arena.
Recomendaciones:
 Mantener limpio y seco cada componente del kit.
 Verificar antes de realizar la prueba que el tamiz no este obstruido.

17.  Retorta: Se utiliza para determinar el porcentaje en volumen de sólidos y líquidos que
Contiene el fluido.
Objetivos:
 Determinar el porcentaje en volumen de los sólidos de alta y baja gravedad
especifica.

18.  Calcular en los fluidos base agua, el porcentaje de sólidos no reactivos de formación, tomando
como referencia el porcentaje total de sólidos obtenido en la retorta.
 Cuantificar la eficiencia de los equipos de control de sólidos, en base a los resultados del
análisis de sólidos.
.
 Envase Erlenmeyer: Es un tipo de matraz hecho de vidrio; tiene forma de cono con fondo
plano pueden estar graduados o no y se encuentran por diversos tamaños. Se usa en el
ensayo MBT. Este ensayo es el que permite determinar la
Concentración total de sólidos arcillosos que contiene el fluido. Viene graduado en porcentaje
por volumen. El más utilizado es el de 250 ml.
9. Estabilidad Eléctrica
La estabilidad eléctrica (ES) de un fluido de perforación base oleosa es una propiedad
relacionada a la estabilidad de la emulsión y su capacidad oleo-humectante. La estabilidad eléctrica
se determina aplicando una señal eléctrica sinusoidal de voltaje progresivo, a través de un par de
electrodos de placas paralelas y planas, separadas por un espacio de 0.061 plg (1.59 mm), que
están sumergidos en el fluido. La corriente resultante permanecerá baja hasta que se alcance el
umbral de voltaje, a partir del cual la corriente se elevara rápidamente. Este umbral de voltaje se
refiere a la estabilidad eléctrica del fluido (ES) y se define como el voltaje medido cuando la corriente
alcanza 61 A. La onda sinusoidal especificada por el voltaje progresivo resulta en una energización
más eficiente del fluido, y genera valores considerablemente menores de ES (frecuentemente
menores a la mitad), en relación a las ondas en pico de los 131-50 Medidor de Estabilidad Electrica
(ES) instrumentos antiguos manufacturados por OFITE y otros. La simetría de la señal sinusoidal
también inhibe el pegamiento de sólidos sobre las fases de los electrodos y mejora la
reproductibilidad de los resultados. Para mejoras posteriores en la reproductibilidad, las
especificaciones del instrumento incluyen una progresión de voltaje automática a una tasa fija de
incremento.

19. La composición química y la historia tensional del fluido de perforación controla la magnitud
absoluta de la ES en una forma compleja. Por esta razón, no es recomendable la interpretación del
estado oleo-humectante de un lodo, a partir de una simple medida de su ES.
Sólo las tendencias en ES deberían ser usadas para tomar decisiones sobre el tratamiento de
los lodos.
 Medidor de la Estabilidad Eléctrica (ES)
El Medidor OFITE de Estabilidad Eléctrica (ES) es un instrumento de onda sinusoidal
fabricado de acuerdo a la “Recommended Practice Standard Procedure for Field Testing Oil-Based
Drilling Fluids”, 13B-2 del American Petroleum Institute (API). Este aparato es preciso, compacto y
portátil y se usa rutinariamente en el campo y en el laboratorio para medir la resistencia eléctrica
relativa de los fluidos de perforación que tienen una fase oleosa continua. El instrumento posee un
medidor y una sonda y se opera con cuatro baterías alcalinas de 9 volt, las cuales son fáciles de
conseguir. Se incluye un sistema standard de calibración de alta y baja con cada unidad, para
asegurar su exactitud. El voltaje dieléctrico de ruptura es el punto en el cual el fluido de perforación
se torna eléctricamente conductivo. La fuente de poder DC (corriente continua) de las baterías
provee a los electrodos un voltaje de corriente alterna de baja frecuencia. La unidad provee una tasa
constante e incremental de voltaje hasta que la emulsión se torna eléctricamente conductiva. La
corriente de 61 micro amps (61 A) que fluye a través de los electrodos hará que el display pare y la
lectura se mantenga constante mientras se tenga presionado el interruptor. La lectura se denomina
estabilidad eléctrica, estabilidad de emulsión o valor ES del fluido. El valor de la estabilidad eléctrica
disminuirá con el aumento de la temperatura del ensayo. La temperatura de ensayo recomendada
por API es de 120°F + 5° (49°C + 3°). La temperatura debería siempre monitorearse cuidadosamente
y registrarse.
10. PH
Generalmente, los lodos de perforación son alcalinos (pH>8) durante su uso. Este pH
decrecerá durante el envejecimiento natural en el medio ambiente debido a la absorción de dióxido
de carbono atmosférico. El rango de pH, de acuerdo a los criterios de las descargas de aguas
permitidas, estará en el orden de 6-9. Valores inferiores a 6 (francamente ácidos) y valores
superiores a 8 (francamente básicos) serán nocivos para la fauna y flora del lugar de disposición del
residuo, como así también para las propiedades fisicoquímicas del suelo.

20. Equipo de Medición de PH
CONCLUSIÓN.
Las propiedades físicas de un fluido de perforación, la densidad y las propiedades reológicas
son monitoreadas para facilitar la optimización del proceso de perforación. Estas propiedades físicas
contribuyen a varios aspectos importantes para la perforación exitosa de un pozo, incluyendo:
Proporcionar el control de las presiones para impedir el influjo del fluido de la formación, Transmitir
energía a la barrena para maximizar la Velocidad de Penetración (ROP), Proporcionar la estabilidad
del pozo a través de las zonas presurizadas o sometidas a esfuerzos mecánicos, Suspender los
recortes y el material densificante durante los periodos estáticos, Permitir la separación de los

21. sólidos perforados y el gas en la superficie, Extraer los recortes del pozo. Cada pozo es único, por lo
tanto es importante que estas propiedades sean controladas respecto a los requisitos para un pozo
en particular y del fluido que se está usando. Las propiedades reológicas de un fluido pueden afectar
negativamente un aspecto, al mismo tiempo que producen un impacto positivo importante sobre otro.
Por lo tanto se debe lograr un equilibrio para maximizar la limpieza del pozo, minimizar las presiones
de bombeo y evitar los influjos de fluidos o de la formación, además de impedir la pérdida de
circulación hacia la formación que se está perforando.