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TOLA MAYTA LIMBERG 2013
TOLA MAYTA LIMBERG
UMSA
ANALISIS
DE RETORTA
Facultad De Ingeniería
Ingeniería Petrolera
Sem1/2013
Laboratorio de
fluidos de perforación
ANALISIS DE
RETORTA
NOMBRE DEL
ESTUDIANTE:
Tola Mayta
Limberg

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ANALISIS DE RETORTA
1. OBJETIVOS:
 OBJETIVO GENERAL
Conocer el funcionamiento y aplicación del equipo de retorta
 OBJETIVO ESPECIFICO
Determinar el contenido en líquidos y sólidos de un fluido de perforación.
2. JUSTIFICACION:
En general el fluido de perforación es una mezcla compuesta por una fase
continua formada por el líquido y por una fase discontinua formada por sólidos y líquidos
en suspensión. La adecuada medición del contenido de agua, aceite y sólidos provee
información fundamental para el control de las propiedades del lodo y es esencial para la
evaluación del equipo de control de sólidos.
3. FUNDAMENTO TEORICO:
3.1. CLASIFICACIÓN DE LOS LODOS DE PERFORACIÓN
Dentro de la clasificación de los lodos de perforación que se usan en la industria
petrolera se encuentran los fluidos:
 Fluidos de perforación a base agua.
 Fluidos de perforación a base de petróleo.
 Fluidos de perforación neumáticos.
3.2. FLUIDOS DE PERFORACIÓN A BASE AGUA
Los lodos en base agua consisten en una fase continua de agua en la cual están
suspendidos arcilla y otros sólidos (reactivos e inertes). Lo más usual es agua dulce,
se consigue normalmente, es barata y fácil de controlar aunque esté con sólidos, y es
el mejor líquido para evaluar formaciones. El agua salada se usa en perforación
marina dada su fácil accesibilidad. También se usa agua salina saturada para perforar
secciones de domos salinos con el fin de estabilizar la formación y reducir la erosión
de las paredes del hueco.
Los sólidos reactivos son arcillas comerciales que incorporan arcillas hidratables y
shales de las formaciones perforadas, las cuales están suspendidas en la fase agua.
Estos sólidos pueden ser enriquecidos añadiéndoles arcillas, mejorados a través de
tratamientos químicos o dañados por contaminación.
Los Sólidos inertes son sólidos químicamente inactivos, los cuales están
suspendidos en la fase agua. Estos sólidos incluyen sólidos inertes provenientes de la
perforación (como caliza, dolomita y arena) y sólidos para controlar la densidad del

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lodo como barita y galena. Algunos lodos en base agua pueden ser clasificados como
lodos inhibidos.
Ventajas:
 Mayor facilidad de perforación cuando se usa agua dulce
 Menos caro que los lodos base aceite.
Desventajas:
 Daño potencial a la formación.
 Sujeto a la contaminación.
 Afectado adversamente por las altas temperaturas
3.3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN A BASE DE PETRÓLEO.
Los lodos en base aceite consisten en una fase continua de aceite en la cual están
suspendidos arcilla y otros sólidos. En los lodos de emulsión inversa el agua está
suspendida en una fase continua de aceite.
Los lodos base aceite son usados en operaciones especiales de perforación, como
perforando en temperaturas extremadamente altas, en formaciones muy sensibles al
agua donde no se pueden usar lodos en base agua, y en la penetración de zonas
productivas que podrían ser dañadas por lodos base agua.
Ventajas:
 Minimiza la corrosión de la tubería
 Estabilidad en altas temperaturas.
 Minimiza el daño a la formación
Desventajas:
 Susceptible a contaminación con agua, aireamiento y espumamiento.
 Inflamable.
 Significativamente más caro que los lodos en base agua.
3.4. FLUIDOS DE PERFORACIÓN NEUMÁTICOS.
En situaciones en que los fluidos de perforación normales no son apropiados, el
aire, la espuma, y los lodos aireados son alternativas eficaces. Estos fluidos se
pueden usar al perforar las siguientes formaciones:
 Formaciones sumamente porosas
 Formaciones con presiones subnormales
 Formaciones cavernosas
El lodo aireado puede ser prácticamente cualquier lodo base agua al que se le
agrega aire. Este tipo de lodo tiene menos presión hidrostática y menos tendencia a

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fracturar formaciones débiles. La espuma y los lodos aireados son útiles en situaciones
en que no es posible la perforación con aire y cuando los fluidos de perforación no son
eficientes.
La perforación con espuma usa espuma como agente de transporte para la
remoción de recortes, en lugar de la velocidad del aire. La perforación con espuma
requiere menos volumen que la perforación con aire y se vale de la fuerza de las
burbujas para eliminar los recortes, mientras que la perforación con aire y rociado fino
dependen de tasas de flujo extremadamente altas.
3.5. FLUIDOS DEL POZO
Los fluidos del pozo se dividen en dos grupos principales:
A. Fluidos de perforación.
B. Fluidos de terminación.
C. Fluidos de empaque
A. FLUIDOS DE PERFORACION.
Se requieren fluidos de perforación que puedan funcionar satisfactoriamente
bajo alta presión y alta temperatura (P < 690 bares, T <150 C) durante la perforación
de muchas combinaciones y condiciones diferentes de la formación. También es
necesario lograr altas velocidades de penetración, bajo niveles de alteración por parte
de las herramientas de perforación y mantener los criterios mencionados
anteriormente.
B.FLUIDOS DE TERMINACIÓN.
Los fluidos de terminación son diferentes combinaciones de sustancias
químicas, a basa de agua o de petróleo, que se usan en los pozos, después de la
perforación, durante el reacondicionamiento y la terminación. Estas son operaciones
que se realizan para optimizar la producción de los pozos. También se realizan cuando
se requiere intervención, sin causar reacciones físicas o químicas en los pozos.
Los fluidos de terminación pueden tener composiciones diferentes; pero, en
general, la base es una solución salina. El fluido esta compuesto por sal disuelta sin
partículas solidas. Al usar tipos diferentes de sal con densidades diferentes, la solución
puede modificarse, a fin de que la densidad coincida para controlar la presión de la
formación durante las operaciones. El uso de esas soluciones salinas también evita daños
en el reservorio porque ya contiene agua salada.
C.FLUIDOS DE EMPAQUE

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La utilización de los fluidos de empaque en la etapa final de la terminación del pozo
y el motivo por el cual se diseñan para ser colocados en los espacios anulares entre
las tuberías de revestimiento y tubería de producción es, para que estas tuberías se
protejan adecuadamente de los efectos de la corrosión, y que faciliten la recuperación
de los aparejos de producción.
Este tipo de fluidos se emplean también para mantener una presión hidrostática en
la parte externa de las tuberías de producción y así evitar alguna falla por colapso de
las tuberías de revestimiento en algunas áreas de presión anormal. Se debe tener una
correcta manipulación al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes
contaminantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, los cuales reducirían la
eficiencia de estos productos.
Los fluidos empacantes se pueden preparar en fluidos base-agua y base-aceite.
Los base aceite presentan una mayor estabilidad que los preparados con agua, ya que
los base agua por su naturaleza química requieren el empleo de agentes químicos
especiales como son los inhibidores de corrosión, secuestrantes de gases, así como
algunos bactericidas y viscosificantes y cumplir su función como fluido empacante de
manera eficiente.
3.6. RELACIONES
Las propiedades de estos sistemas pueden ser influenciadas por el contenido de
sólidos, relaciones de liquido/liquido (relación petróleo-agua RPA), tipo y concentración
de emulsificante, así como presión y temperatura de fondo pozo.
3.6.1. RELACIÓN PETRÓLEO — AGUA (RPA)
Es la relación existente entre los porcentajes de petróleo y agua que se tienen en
un fluido de perforación. Es también conocida como relación aceite — agua (RAA)
3.6.2. RELACIÓN SÓLIDO — PETRÓLEO (RSP)
Es la relación existente entre el contenido porcentual de los sólidos y de aceite
presentes en un fluido de perforación.
3.6.3. RELACIÓN SÓLIDO — AGUA (RSA)
Similar al concepto del RSP, es la relación existente entre el contenido porcentual
de los sólidos y de agua en un fluido de perforación.
3.7. RETORTA

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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.
EQUIPO DETERMINACION DEL
CONTENIDO DE ARENA
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.
La retorta provee un medio para la
separación y medición de los volúmenes
de agua, aceite y sólidos contenidos en
una muestra de fluidos de perforación.
Se calienta un volumen conocido de
muestra, hasta vaporización de los
componentes líquidos, los cuales son
luego condensados y colectados en una probeta graduada. Los volúmenes líquidos se
determinan de la lectura de las fases oleosa y acuosa en la probeta graduada. El
volumen total de sólidos, tanto los suspendidos como los disueltos, se obtiene por
diferenciación del volumen total de muestra versus el volumen final de líquido
colectado. Son necesarios cálculos para determinar el volumen de los sólidos
suspendidos, debido a que ningún sólido disuelto será retenido en la retorta.
Las retortas están calibradas para calentar una muestra entre 930 - 1000°F, según
especificaciones API. Cualquier ajuste manual realizado sobre el termostato será
peligroso.
.

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CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO,
3.8. PROCEDIMIENTO
3.8.1. PREPARACIÓN DE LA MUESTRA
Al no tener un lodo emulsionado en laboratorio, se recomienda preparar un lodo
que simule una muestra de campo de la siguiente manera:
1. Colocar 50 ml de lodo recientemente agitado en un embudo de separación de
100 ml.
2. Agregar 10 ml de aceite, diesel o petróleo al embudo y dos gotas de agente
humectante.
3. Cerrar el embudo con su tapa y
agitar suavemente.
3.8.2. PRUEBA DEL SOLIDOS Y
LIQUIDOS
1. Sacar la retorta del bloque aislante y destornillar el condensador, utilizando
la espátula como destornillador, remover la cámara de lodo de la cámara
superior de la retorta.
2. Empacar la cámara superior de la retorta con un rollo de lana de acero fina
y agregar lubricante de alta temperatura a las roscas de la cámara de fluido
y del condensador.
3. Llenar la copa de fluido y colocar la tapa, permitiendo que el exceso salga
por el orificio de la tapa (en este momento es donde se introducen los
errores más frecuentes. Asegurarse de que no quede aire entrampado en

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la cámara.
Un volumen exacto de fluido es esencial en esta prueba.
4. Limpiar el exceso de fluido y atornillar la cámara de fluido en la cámara
superior
5. Conectar el condensador
6. Colocar la retorta en el bloque aislante y cerrar la tapa aisladora
7. Añadir una gota de agente humectante en el cilindro graduado de 10 ml y
colocarlo debajo del drenaje del condensador. Conectar el cable de la
retorta al enchufe de voltaje adecuado.
8. Calentar hasta que la luz piloto se apague (aproximadamente 30 – 35
minutos).
9. Remueva el recolector de líquidos y permita que se enfríe. Lea y registre
los volúmenes de: 1) volumen de líquido total; 2) volumen de aceite; 3)
volumen de agua, luego de que este ha sido enfriado a temperatura
ambiente.
10. Desconecte la retorta y permita que se enfríe, previo a su limpieza. No use
agua fría para tratar de enfriar rápidamente la cámara.
3.8.3. PROCEDIMIENTO, MÉTODO DE PESAJE
 Equipo necesario:
 Balanza de lodo.
 Balanza analítica con una precisión de ±0,01 g.
Se toman cuatro medidas:
A. Peso del lodo.
B. Peso de la retorta (incluyendo las virutas de acero y el vaso).
C. Peso de la retorta con lodo entero.
D. Peso de la retorta con los sólidos del lodo.
1. Preparar la retorta con las virutas de acero y el vaso de muestra.
Determinar el peso en gramos. Éste es el valor B.
2. Desmontar la retorta y añadir lodo para llenar el vaso de muestra. No se
requiere medir el volumen ni usar la tapa porque los volúmenes son
calculados durante este procedimiento de pesaje. Pesar la retorta
reensamblada. Éste es el valor C.
3. Operar la retorta normalmente, captando el destilado (agua y cualquier cantidad
de petróleo).
4. Dejar enfriar la retorta y pesar de nuevo el montaje. Éste es el valor D.
5. Calcule el porcentaje de sólidos de la siguiente manera:
4. CALCULOS
1. Calcular los porcentajes de agua, aceite y sólidos.
Sea el volumen total usado para el experimento:
VT=50ML
De ahí sale para cada lodo:

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LODO Vagua(ml) Vacite(ml) Vsolidos(ml) Vtotal(ml)
1 39,5 9,5 1 50
2 37 8,2 4,8 50
LODO %agua %acite %solidos
1 79 19 2 100
2 74 16,4 9,6 100
2. Calcular las relaciones RPA, RSP, RSA para el lodo.
LODO RPA RSP RSA
1 0,241 0,105 0,025
2 0,222 0,585 0,130
3. Determinar la gravedad específica promedio de los sólidos mediante un
balance de materia.
MEDIANTE LA ECUACION:
VO*DO+VA*DA+VS*DS=VT*DT……………….1
De la ECUACION despejando la densidad de los sólidos se tiene la
siguiente ecuación:
DS =
VT ∗ DT − VA∗ DA − VO ∗ DO
VS
Sustituyendo valores para cada lodo se tiene:
Considerando una aceite con 42°API y un lodo de densidad de 8.8LPG
LODO DS
1 6,389
2 8,651
DE AHÍ CALCULANDO LA GE:
LODO DS GE
1 6,389 0,767
2 8,651 1,039
4. Para lodos de agua dulce se puede leer las cantidades relativas de baritina y
bentonita contenidas en los sólidos. Usando la siguiente tabla, obtenga el
porcentaje en peso de los sólidos para cada lodo. Determine el porcentaje en
peso compárelos con el balance de materia y con los porcentajes de la tabla

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Gravedad
Específica
de los sólidos
Porcentaje en
peso de la
baritina
Porcentaje en
peso de la
arcilla
2,6 0 100
2,8 18 82
3,0 31 66
3,2 48 52
3,4 60 40
3,6 71 29
3,8 81 19
4,0 89 11
4,3 100 0
Usando al ecuación de dos puntos se forma la doble identidad:
𝐆𝐄 − 𝐆𝐄𝟏
𝐆𝐄𝟐 − 𝐆𝐄𝟏
=
%𝐁𝐀 − %𝐁𝐀𝟏
%𝐁𝐀𝟐 − %𝐁𝐀𝟏
=
%𝐀𝐑 − %𝐀𝐑𝟏
%𝐀𝐑𝟐 − %𝐀𝐑𝟏
Con una GE de 3.298 se obtiene los siguientes datos:
%Ba=53.88 , 5Arcilla=46.12
Se puede decir que existe una leve desviación de lo real con lo teórico, debido a errores
de laboratorio.
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:
 En la medición de los volúmenes de filtrado, se debe de usar una probeta bien
graduada y que no muestre errores de paralelaje al medir el nivel de liquido
filtrado.
 Se debe de tener cuidado con el manejo de los instrumentos que conforman a al
retorta (esto cuando se ha terminado la destilación, cuando se haya apagado la luz
piloto).
 El manejo de la retorta da índices de los porcentajes reales de sólidos y líquidos ,
 Se tubo errores en la instalación de las virutas de hierro , ya que se puso
demasiado lo que ocasiono un mayor tiempo de destilación.
 Se produjo errores en la obtención de los datos, por la posición de las virutas de
hierro.lo que ocasiono una la mala destilación.

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6. CUESTIONARIO
1. Determinar los volúmenes que se colectaran de agua, aceite y el volumen de
sólidos si se tienen los siguientes porcentajes:
Agua %VW =21. 3%
Aceite %VO = 55. 9%
Sólidos %VS = 22. 8%
Si suponemos que se usó un equipo (retorta) de una capacidad de 10 ml.
Se puede calcular de la siguiente manera:
Agua VW = 21. 3/100*10ml = 2.13ml
Aceite VO = 55. 9/100*10ml = 5.59ml
Sólidos VS = 22. 8/100*10ml = 2.28ml
2. Bajo qué principio físico trabaja la retorta
Al retorta trabaja bajo el principio de la destilación , la que se basa en la
diferencia de los puntos de ebullición .
3. Indique otro método para determinar los porcentajes de sólidos, agua y aceite
a partir de una muestra de lodo.
Otros métodos pueden ser mediante las pruebas :
 CANTIDAD DE ARENA
 MBT
4. Explique la clasificación de los lodos de perforación
Los lodos de perforación se dividen en :
LODOS BASE AGUA
 Inhibitorios (inhibición iónica y encapsulantes).
 No inhibitorios(ligeramente tratados(orgánicos e inorgánicos) y nativos).
 Sólidos mínimos
LODOS BASE E ACEITE
 Emulsión Directa
 Emulsión inversa
LOS ESPECIALES O NEUMÁTICOS
 Gas
 Aire
 Espuma o niebla
5. Cuál es la diferencia entre una prueba de Retorta para un fluido base agua y uno

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base aceite
La diferencia recae en sus puntos de ebullición de cada uno.
7. BIBLIOGRAFIA
 Guia De Fluidos De Perforacion Y Laboratorio
 Guia De Laboratorio
Fredy Guarachi Laura
 MANUAL DE FLUIDOS DE PERFORACION
Instituto Americano Del Petróleo,Dallas,Texas.