Análisis y caracterización de fluidos de perforación

1
Índice
Resumen……………………………………………………………………………………………….7
Introducción……………………………………………………………………………………………8
Planteamiento del problema…………………………………………………………………………9
Justificación…………………………………………………………………………………………..10
Objetivos…………………………………………………………………………………………...…11
 Objetivo general
 Objetivos especifios
Definición de la metodología………………………………………………………………………..12
Alcances y limitaciones………………………………………………………………………………13
Capítulo I………………………………………………………………………………………………14
1 descripción de la empresa………………………………………………………………………...14
Macrolocalización…………………………………………………………………………………....15
Microlocalización……………………………………………………………………………………..15
Ubicación de la empresa
Misión…..……………………………………………………………………………………………..16
Visión………...………………………………………………………………………………………..16
Valores…..……………………………………………………………………………………………16
Integridad…...………………………………………………………………………………………...16
Lealtad...………………………………………………………………………………………………16
Solidaridad……………………………………………………………………………………………16
Sustentabilidad……………………………………………………………………………………….17
Capitulo II……………………………………………………………………………………………..18
2.1 tipos de perforación……………………………………………………………………………...18
2.1.1 perforacion vertical, horizontal, direccional controlada y bajo balance………………….18
2.1.2 factores mecánicos……………………………………………………………………………18
2.2.3 factores geológicos……………………………………………………………………………19
2.1.4 perforacion vertical…………………………………………………………………………….19
2.1.5perforacion direccional…………………………………………………………………………20
2.1.6 causas que originan la perforación direccional………………………………………….…20
2.1.7 conceptos básicos de la perforación direccional……………………………………………21
2.1.8 perforacion bajo balance……………………………………………………………………...21

2
2.2 Funciones de un fluido de perforación…………………………………………………………22
2.2.1 Enfriar y lubricar barrena……………………………………………………………………...22
2.2.2 Trasmisión de potencia hidráulica a la barrena…………………………………………….23
2.2.3 Trasporte y acarreo de los recortes a superficie……………………………………………23
2.2.4 Control de las presiones de la perforación…………………………………………………..23
2.2.5 Estabilidad de las paredes del pozo…………………………………………………………23
2.2.6 Ayuda en toma de registros eléctricos………………………………………………………24
2.2.7 Sustentación de la sarta de perforación y de revestimiento………………………………24
2.2.8 Suspensión de los recortes…………………………………………………………………...24
2.3 Factores de influencia de un fluido de perforación……………………………………………25
2.3.1 Velocidad de perforación……………………………………………………………………...25
2.3.2 Limpieza del agujero…………………………………………………………………………..25
2.3.3 Estabilidad del agujero………………………………………………………………………..25
2.3.4 Programa de revestimiento…………………………………………………………………...25
2.3.5 Evaluación de formación……………………………………………………………………...26
2.3.6 Tiempo de perforación total y costos de terminación………………………………………26
2.3.7 Selección de equipo…………………………………………………………………………...26
2.4Criterios para seleccionar un fluido de perforación……………………………………………27
2.4.1 Pozo exploratorio………………………………………………………………………………27
2.4.2 Pozos de desarrollo …………………………………………………………………………..27
2.4.3 Reparación y terminación de pozos …………………………………………………………27
2.4.4 Limpieza del fondo del agujero ………………………………………………………………27
2.4.5 Relación de la densidad con la función de mantener controlada la presión de formación y
minimizar daños a la misma. ……………………………………………………………………...27
2.5 Presiones…………………………………………………………………………………………28
2.5.1 Presión hidrostática. …………………………………………………………………………..28
2.5.2 Presión normal y anormal de formación. ……………………………………………………29
2.5.3 Presión total de formación o de sobrecarga. …………………………………………….…31
2.5.4 Comportamiento de las presiones de un yacimiento. ……………………………………..33
2.6 Tipos de lodos base agua……………………………………………………………………….35
2.6.1 Concepto general de lodo base agua………………………………………………………..35
2.6.2 Lodos iniciales …………………………………………………………………………………35

3
2.6.3 Lodo bentonitico……………………………………………………………………………….35
2.6.4 Lodos tratados con fosfatos…………………………………………………………………..35
2.6.5 Lodo gel-quimicos……………………………………………………………………………..35
2.6.6 Lodo tratado con lignitos y lignosulfonatos…………………………………………………36
2.6.7Lodos cálcicos………………………………………………………………………………….36
2.6.8Con adición de cal……………………………………………………………………………...36
2.6.9Con adicion de yeso……………………………………………………………………………36
2.6.10Lodos de polímeros de bajo contenido de solidos no dispersos ………………………..36
2.7 Lodos salados……………………………………………………………………………………37
2.7.1 Lodos de baja salinidad……………………………………………………………………….37
2.7.2 Lodos salados saturados ……………………………………………………………………..37
2.7.3 Lodos salados de aplicación especial……………………………………………………….37
Capitulo III…………………………………………………………………………………………….38
3.1 En el desarrollo de este proyecto se ha realizado las siguientes actividades………….....38
3.2 Registro de operaciones de reparación menor……………………………………………….39
Capitulo IV…………………………………………………………………………………………….40
4.1 Sistemas protefaom fluido espumado…………………………………………………………40
4.1.1 Formulación sistema protefoam……………………………………………………………...40
4.1.3 Características físico químicas del fluido espumado protefoam…………………………41
4.2 Sistema polimerico politemp at…………………………………………………………………41
4.2.1 Formulación sistema politemp at……………………………………………………………42
4.2.2 Características físico químicas del fluido polimerico politemp at………………………..43
4.3 sistema politexa fluido disperso-inhibido bentonitico…………………………………………44
4.3.1 formulacion de fluido politexa……………………………………………………………..….44
4.3.2 Características físico químicas del fluido polimerico inhibido politexa…………………..45
4.4 sistema politexa k………………………………………………………………………………..45
4.4.1 Formulación de fluido politexa k……………………………………………………………..46
4.5 Características físico químicas…………………………………………………………………47
4.5.1 Densidad del lodo……………………………………………………………………………...47
4.5.2 Equipo…………………………………………………………………………………………..47
4.5.3 Características del equipo…………………………………………………………………….47
4.5.4 Nombre de las piezas………………………………………………………………………….47

4
4.5.5 instrucciones de uso del equipo………………………………………………………………48
4.5.6 Procedimiento de la prueba…………………………………………………………………..48
4.5.7 cálculos…………………………………………………………………………………………48
4.6 Viscosímetro marsh……………………………………………………………………………...49
4.6.1 Equipo…………………………………………………………………………………………..49
4.6.2 Nombre de las piezas…………………………………………………………………………50
4.6.3 Instrucciones de uso del equipo………………………………………………………………50
4.6.5 Cálculos………………………………………………………………………………………...50
4.7 Viscosidad y fuerza de gel………………………………………………………………………51
4.7.1 Equipo…………………………………………………………………………………………..51
4.7.3 Instrucciones de uso de equipo………………………………………………………………53
4.7.4 Procedimiento de la prueba………………………………………………………………….53
4.8 Filtración…………………………………………………………………………………………..54
4.8.1 Equipo…………………………………………………………………………………………..55
4.8.5 Cálculos………………………………………………………………………………………...56
4.9 Contenido de aceite, agua y solidos……………………………………………………………56
4.9.1 Equipo…………………………………………………………………………………………..57
4.9.4 Cálculos………………………………………………………………………………………...58
4.10 mbt capacidad azul metileno………………………………………………………………….58
4.10.1 Equipo…………………………………………………………………………………………59
4.10.2 Características del equipo…………………………………………………………………..59
4.10.3 Instrucciones de uso del equipo……………………………………………………………59
4.10.4 Procedimiento de la prueba…………………………………………………………………59
4.10.5 Cálculos……………………………………………………………………………………….60
4.11 PH………………………………………………………………………………………………..61

5
4.11.1 Equipo…………………………………………………………………………………………61
4.11.2 Nombre de las piezas………………………………………………………………………..61
4.12 Análisis químicos alcanilidad y contenido de cal……………………………………………62
4.12.1 Equipo…………………………………………………………………………………………63
4.12.3 Cálculos……………………………………………………………………………………….64
4.13 Alcalinidad del filtrado pf y mf…………………………………………………………………64
4.13.1 Equipo…………………………………………………………………………………………64
4.13.2 Sustancias…………………………………………………………………………………….65
4.13.4 Cálculos……………………………………………………………………………………….67
4.13.5 Estimación del contenido de cal……………………………………………………………68
4.14 Cloruros………………………………………………………………………………………….69
4.14.1 Equipo…………………………………………………………………………………………69
4.14.2 Soluciones…………………………………………………………………………………….69
4.14.4 Instrucciones de uso del equipo…………………………………………………………….70
4.14.6 Cálculos……………………………………………………………………………………….71
4.14.7 Consideraciones generales de seguridad y buenas prácticas de operaciones……….71
4.15 Calcio como dureza total………………………………………………………………………72
4.15.1 Soluciones…………………………………………………………………………………….72
4.15.4 Instrucciones de uso del equipo…………………………………………………………….73
4.15.5 Cálculos……………………………………………………………………………………….73
4.16 Tensión superficial……………………………………………………………………………..74
4.16.1 Equipo…………………………………………………………………………………………74

6
4.16.5 Cálculos……………………………………………………………………………………….75
4.17 % inhibishale……………………………………………………………………………………76
4.17.1 Equipo…………………………………………………………………………………………76
4.16.5 Cálculos……………………………………………………………………………………….77
4.17 Potasio libre……………………………………………………………………………………..77
4.17.1 Equipo…………………………………………………………………………………………78
4.17.2 Soluciones…………………………………………………………………………………….78
4.17.3Características del equipo……………………………………………………………………78
4.17.5 Procedimiento de prueba……………………………………………………………………79
4.17.6 Cálculos……………………………………………………………………………………….80
4.17.7 Consideraciones generales de seguridad y buenas prácticas de operaciones……….80
4.18 % de arena………………………………………………………………………………………81
4.18.1 Equipo…………………………………………………………………………………………81
4.18.6 Cálculos……………………………………………………………………………………….82
4.18.7 Consideraciones generales seguridad……………………………………………………..83
Conclusiones…………………...………………………………………………………………........84
Referencias bibliográficas…………………………………………………………………………...85
Anexos……………………………...…………………………………………………………………86

7
Resumen
El presente proyecto tiene por objeto, la evaluación del efecto en las propiedades
fisicoquímicas de los fluidos de perforación base agua para tal fin parte de la descripción de
los fundamentos teóricos de los fluidos de lodo base agua.
En la industria de los hidrocarburos, la perforación desempeña una de las operaciones de
mayor relevancia ya que mediante su desarrollo es posible determinar la presencia de
petróleo. Como parte de esta operación el área de fluidos de perforación juega un papel muy
importante, puesto que permite llevar acabo de manera segura y eficaz las operaciones. De
manera de mejorar las propiedades de los fluidos de perforación, entre ellas la lubricación
se pretende por el uso de aditivos lubricantes, que permiten la disminución del coeficiente
de fricción a la mezcla indicada para condiciones rigurosas y de alta demanda en cuanto a
esfuerzos. Y debido a la multiplicidad de productos ofrecidos en la industria la siguiente
investigación tiene por objeto determinar el efecto de las propiedades fisicoquímicas de los
fluidos base agua.
Se compone principalmente de agua en el papel de fase continua, la cual está normalmente
acompañada de bentonita, en su configuración más básica llega a conocérsele como fluido
bentónico o de inicio, como su nombre lo indica es usado para las fases más superficiales
de la perforación en un pozo, debido a la posible presencia de aceite siendo el mismo
petróleo crudo se habla de la formación de una emulsión de agua en aceite durante las
operaciones de perforación, ya que debido a las condiciones turbulentas y algunos agentes
químicos emulsificantes se da lugar a dicha mezcla de los fluidos naturalmente inmiscibles.
La importancia de tener un fluido de control principalmente es para levantar recortes, evitar
derrumbes de agujero y lograr perforar el pozo para ello es importante tener un buen diseño
de fluido de control para cumplir con el diseño perfectamente reduciremos tiempo y por lo
tanto al reducir tiempo se ahorra dinero, cumpliendo con esta característica tan importante
se lograra los objetivos requeridos para usar el fluido de control y así lograr una excelente
perforación.

8
Introducción
Los fluidos utilizados durante las labores de perforación de un pozo, son denominados como
fluidos de perforación. Este término está restringido a los fluidos que son circulados a través
del hoyo y cumplen con los requisitos mínimos de eficiencia de limpieza y seguridad durante la
perforación de un pozo.
El fluido de perforación es el que lubrica la barrena durante la perforación con la cual se puede
enfriar y así lograr perforar los estratos para llegar al objetivo que es el hidrocarburo.
Los fluidos usados en la perforación rotatoria que inicialmente fueron tomados para trasportar
los recortes de perforación a superficie, son considerados ahora como uno de los factores más
importantes para evitar fallas en las operaciones de perforación. Además de trasportar recortes
a la superficie los fluidos deben cumplir con otras funciones de igual importancia y directamente
relacionadas con la eficiencia, economía y total desarrollo en la operación de perforación. Por
esta razón la composición del fluido y sus propiedades resultantes están sujetas a muchos
estudios y análisis.
Atendiendo a las necesidades, los fluidos de perforación deben poseer la capacidad de tener
propiedades físicas y químicas que permitan adaptarse a una gran variedad de condiciones,
para satisfacer las funciones más complejas, por ello se ha requerido que la composición de
los fluidos sea más variada y que sus propiedades estén sujetas a mayor control.

9
Planteamiento del problema
Unas de las prioridades por la cual el fluido de lodo base agua se utiliza en la perforación es
evitar la contaminación de los mantos freáticos al inicio de la perforación donde, el principal
componente de este fluido es la bentonita que es, un aditivo no contaminante en los acuíferos
localizados en estas profundidades iniciales de la perforación.
También el fluido base agua es un fluido que no tiene alto costo ya que es un fluido también
conocido como lodo natural y también se puede utilizar para pozos someros este fluido ayuda
sobre todo en las primeras etapas de la perforación.
El lodo base agua también cumple con diferentes funciones como limpiar el pozo durante la
perforación y mantener la estabilidad del pozo para evitar derrumbes.
Unos de los principales problemas durante la perforación es la lubricación de la barrena por lo
cual se complementa con un fluido de control para realizar la perforación tomando en cuenta
que el fluido se debe evaluar mediante la medición de sus propiedades fisicoquímicos para el
desarrollo del mismo.
Los parámetros fisicoquímicos más importantes para el control de este fluido son los
siguientes: densidad, Ph, filtración, viscosidad, contenido de solidos aceite y agua.
La mayoría de los pozos petroleros el factor más importante para su terminología es utilizar el
lubricador que permite la perforación ya que sin ella no se podría alcanzar los objetivos que
son necesarios para la obtención del hidrocarburos que se encuentra en las profundidades de
la tierra y para llegar a ellos se tiene que realizar un proceso cuidadoso por este hecho es
necesario realizar esta investigación de las propiedades físico químicas del lodo base agua.

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Justificación
En las primeras etapas de perforación convencional siempre se sugiere un fluido base agua
debido a su importancia y parámetros que son fácilmente identificable por sus propiedades
físico químicas que son la herramienta para evitar impactos ambientales en el manto freático,
acuíferos y el entorno ecológico donde se lleva a cabo la perforación.
La propuesta es también llegar con una adición de costo lo menos significativa por cada barril
de fluido utilizado, para la industria representa la oportunidad de evaluar de manera más rápida
una elección de aditivo lubricante en una dosificación técnicamente sustentada de igual manera
se valoran y establecen las propiedades químicas de los fluidos.
El lodo es una parte clave del proceso y el éxito de la perforación esto depende de su diseño
en el programa de perforación, en general los dichos fluidos tendrán muchas propiedades que
son benéficas para la operación. Por esta razón se debe conocer con exactitud los
fundamentos que rigen el fluido de perforación para abordar estos conocimientos y aplicarlos
en diferentes campos.
En esta oportunidad haremos una investigación de las propiedades físico químicas del lodo
base agua y ver que nos sirve este fluido frente a problemas que surgen durante la etapa de
perforación este fluido nos sirve para los problemas de inestabilidad de hueco, derrumbe,
empaquetamiento, puentamiento generado sobretensión y pega tubería.
Otra justificación importante, es el hecho que con este trabajo se demostrara todo lo aprendido
durante las residencias profesionales en lo cual se empleó mediante la realización de trabajos
durante las horas de prácticas lo cual me beneficiara para el termino de mis estudios
profesionales.

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Objetivos
Objetivo general
Validar los efectos de las propiedades fisicoquímicas de los fluidos de perforación base agua
mediante un análisis de parámetro basado en los alcances del API 13B y 13B1 ´´Práctica
recomendada para la pruebas de los fluidos de perforación base agua en campo´´.
Objetivos específicos
 Analizar los parámetros fisicoquímicos de los fluidos de perforación a través de la
evaluación en los laboratorios.
 Analizar los parámetros fisicoquímicos de los fluidos de perforación para su evaluación
en el campo.
 Evaluar los análisis comparativos de la variación de las propiedades a través de los
parámetros establecidos para la perforación.
 Validar las propiedades fisicoquímicas entre la preparación de lodo en laboratorio y en
campo para las pruebas de los fluidos de perforación base agua.

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Definición de la metodología
Este trabajo cuneta con la metodología cuantitava a partir de estudios reales, la metodología
cuantitativa utiliza la recolección y el análisis de datos para contestar preguntas de
investigación y probar hipótesis establecidas previamente, y confía en la medición numérica,
el conteo y frecuentemente el uso de estadística.
El Método cuantitativo tiene su base en el positivismo 1, que busca las causas mediante
métodos tales como el cuestionario y producen datos susceptibles de análisis estadístico, por
ello es deductivo. Para el positivismo, la objetividad es muy importante, el investigador
observa, mide y manipula variables; además de que se desprende de sus propias
tendencias y es que la relación entre éste y el fenómeno de estudio es independiente. Lo que
no puede medirse u observarse con precisión se descarta como “objeto” de estudio.
Este proyecto parte a través de datos reales y cabe mencionar que toda la información es
auténtica gracias a la ayuda de los laboratorios de Protexa ubicados en Huimanguillo, utilizando
lodos de la patente de Protexa, con la ayuda de los químicos y régimen de seguridad se llevó
a cabo dicha pruebas tomando solamente la información de las pruebas ya antes mencionadas.
Se realizó una serie de cuestionarios para los químicos en base en la ayuda en la realización
del proyecto que se llevó en curso durante la residencia profesional así tomando toda la
información y utilizando solo lo que necesita el proyecto realizado con ayuda de mi asesor el
ingeniero Efrén Luna Núñez consiguió apoyarme con la información con la autorización de la
empresa para el empleo de ella y terminar el proyecto de mi residencia profesional.

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Alcances y limitaciones
Alcances
Este proyecto tiene valides en fluidos de perforación base agua de los análisis de los
parámetros fisicoquímicos en laboratorios para la preparación de este fluido.
Este proyecto tiene valides en fluidos de perforación base agua de los análisis de los
parámetros fisicoquímicos en campo para la preparación de este fluido.
Limitaciones
Que la empresa no proporciona datos su patente. No se contempla al cien por ciento con las
instalaciones de los laboratorios por manejo de quipo altamente costoso.

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Capítulo I Descripción de la empresa.
1.1. Nombre de la empresa
Las actividades del GRUPO PROTEXA datan de 1945, año en que se estableció en Monterrey,
Nuevo León una pequeña empresa que se inició en la producción y aplicación de productos
impermeabilizantes para uso residencial e industrial en Monterrey. En 1955 incursionó en la
Industria de la Construcción, logrando contratos para tendido de Oleoductos y Gasoductos. Su
experiencia Internacional inicia en 1960 con la instalación de Plantas Industriales en Colombia
y posteriormente en Argentina, Brasil, Chile, Venezuela e Italia.
La experiencia adquirida por Protexa en el tendido de ductos y perforaciones petroleras condujo
a la realización posterior de complejas obras de ingeniería para la conducción de agua, gas,
petróleo o cualquier otro fluido en todo tipo de terreno y localización geográfica, ya sea mar,
pantanos o ríos, lo que ha dado a Protexa un gran prestigio en México, América Latina, Estados
Unidos de América y Asia. En este sentido sobresalen los 17,000 Kms. de ductos terrestres
tendidos en América Latina que equivalen a 1.3 veces el diámetro de la Tierra. Nuestra
experiencia nos ha dado el conocimiento, la experiencia y la especialización de nuestro
distinguido capital humano, que es sin duda, la mayor fortaleza del Grupo.
1.2 Macrolocalización.
En la figura 1.1 se muestra la ubicación de la empresa en el sureste de México en el estado de
Tabasco.
Figura 1.1 Macrolocalización

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1.3 Microlocalización
Protexa ubicado en la carretera federal 187, tramo Paraíso-Villa Puerto Ceiba, sin número en
el municipio de Paraíso, asignado al área de diseño Protexa (Ver figura 1.2).
Figura 1.2 Microlocalización de la empresa.
1.4 Misión y Visión.
 Misión
Ofrecer bienes y servicios que cumplan y superen las expectativas de cada uno de nuestros
clientes a nivel nacional e internacional.
 Visión
Trascender globalmente a través de nuestras acciones, trabajo y responsabilidad social para
promover el cuidado al medio ambiente y un desarrollo sustentable comprometido a lograr una
mejor calidad de vida para las nuevas generaciones.
1.5 Valores
1.5.1 Integridad.
Ser honestos, respetuosos, responsables y comprometidos con el trabajo que hacemos.
Reconocemos la integridad en la forma en que tratamos a nuestros clientes, colegas, y en la
forma en que tomamos decisiones día tras día. Satisfacción del Cliente. Superar las

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expectativas de nuestros clientes cumpliendo en tiempo y calidad nuestros compromisos para
ayudarlos a ser más exitosos.
1.5.2 Lealtad.
Desarrollar nuestras funciones comprometidos con el crecimiento y bienestar de nuestra
empresa y nuestros clientes, trabajando de manera transparente, objetiva e imparcial.
Calidad Humana y Profesional. Promover el desarrollo integral de nuestros empleados y
clientes para ser reconocidos gracias al mérito de cada uno de ellos.
1.5.3 Solidaridad.
Entendida como la determinación firme y perseverante de empeñarse por el bien común, tanto
al interior de la empresa como al exterior.
1.5.4 Sustentabilidad.
Estar comprometidos con el cuidado del medio ambiente y la ecología. Responsabilizamos
nuestros actos para que nuestros servicios y actividades logren un balance en las
comunidades, promoviendo el uso eficiente de los recursos en beneficio de la sociedad y el
mundo en general.

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Capítulo II. Marco teórico
2.1 Perforación.
El objetivo delaperforación es lograrperforarpozos petroleros en formaeficiente, segura, económica
y que permita la explotación adecuada de loshidrocarburos.
Laoperacióndeperforación,puedeserdefinidatansimplecomoelprocesodehacer
un agujero, sinembargo,es una tarea bastante compleja y delicada, porlo que debe
ser planeada y ejecutada de tal manera que sea efectuada en forma segura,
eficiente y produzca un pozo económico y útil.
2.2 Tipos de perforación
2.2.1 Perforación vertical, horizontal, direccional controlada, bajo balance.
En el pasado, la perforación direccional se utilizó para solucionar problemas relacionados con
herramientas o equipos dejadas dentro del hoyo, mantener la verticalidad del pozo o para la
perforación de un pozo de alivio para contrarrestar la presión de fondo en un reventón. En la
actualidad, la perforación de pozos de hidrocarburos ha logrado grandes progresos.
Desarrollado nuevas técnicas (muy avanzadas). Diseñado y mejorado herramientas y taladros
especiales (Ver figura 2.1).

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Figura 2.1 Pozo direccional
La perforación direccional controlada es la ciencia que se ocupa de la desviación de un hoyo a
lo largo de un rumbo planificado, hacia un objetivo subterráneo localizado a una distancia
horizontal dada desde un punto directamente debajo del centro de la mesa rotatoria de un
taladro de perforación.
No es fácil mantener el hoyo en rigurosa verticalidad desde la superficie hasta la profundidad
final, mientras más profundo esté el yacimiento petrolífero, más control exigirá la trayectoria de
la mecha para mantener el hoyo recto. Esta verticalidad se ve afectada por factores mecánicos
y geológicos.
2.2.2 Factores Mecánicos.
 Características, diámetros y pesos de la sarta de perforación.
 Tipo de mecha.
 Velocidad de rotación de la sarta.
 Peso sobre la mecha.
 Tipo y propiedades del fluido de perforación.
 La hidráulica para garantizar la limpieza del fondo del hoyo y el transporte del ripio
hasta la superficie.
2.2.3 Factores Geológicos.

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Tienen que ver con la clase y constitución del material de las rocas, grado de dureza; el
buzamiento o inclinación.
Por tanto, es necesario verificar cada cierto tiempo y a intervalos determinados la verticalidad
convencional del hoyo, mediante registros y análisis de los factores mencionados. En la
práctica se acepta una cierta desviación del hoyo. Desde los comienzos de la perforación
rotatoria se ha tolerado que un hoyo es razonable y convencionalmente vertical cuando su
trayectoria no rebasa los límites del perímetro de un cilindro imaginario, que se extiende desde
la superficie hasta la profundidad total y cuyo radio, desde el centro de la mesa rotatoria, toca
las cuatro patas de la cabria.
2.2.4 Perforación vertical.
De las experiencias derivadas de la desviación fortuita del hoyo durante la perforación rotatoria
normal, nació, progresó y se perfeccionó la tecnología de controlar intencionalmente el grado
de inclinación, el rumbo y el desplazamiento lateral para llegar al objetivo seleccionado.
Durante el proceso de desviación se realiza la verificación y el control de la trayectoria del hoyo
mediante la utilización de instrumentos y/o registros directos electrónicos que al instante
relacionan el comportamiento de cada uno de los factores que influyen y permiten la desviación
del hoyo (Ver figura 2.2).
Figura 2.2 Pozo vertical
2.2.5 Perforación direccional
La perforación direccional es el proceso de direccionar el pozo a lo largo de una trayectoria a
un objetivo predeterminado. El control de la desviación es el proceso de mantener el pozo con

20
unos límites preestablecidos relacionados al ángulo de inclinación y Azimuth. En la figura 2.3
se muestra los tipos de perforación direccional.
Figura 2.3 Tipos de perforación.
2.2.6 Causas que originan la perforación direccional.
 Perforar en localizaciones inaccesibles: son aquellas áreas donde se encuentra
algún tipo de instalación, edificación, comunidades, zonas urbanas o por condiciones
naturales (lagunas, ríos, montañas, etc). Ejemplo: Costa Oriental del Lago.
 Evitar perforar domos de sal: cuando el yacimiento a explotar se encuentra
entrampado baja la fachada de un domo salino y por razones operacionales no se
desee atravesar.
 Perforar múltiples pozos desde una misma plataforma o macolla: desde una misma
plataforma o macolla se pueden perforar varios pozos y reducir costos operacionales y
de instalaciones de facilidades de producción. Ejemplos: perforaciones costa afuera y
en macollas en la Faja Petrolífera del Orinoco.
 Perforar pozos de alivio: es aquel pozo perforado para controlar un pozo en reventón
y las operaciones para clausurar el pozo desde superficie se hacen muy difíciles. La
idea es contrarrestar las presiones que ocasionaron el reventón.
 Desviación de un hoyo perforado originalmente (Side Track): es el caso de un pozo,
en proceso de perforación, que no marcha según la trayectoria programada, bien sea
por problemas de operaciones o fenómenos inherentes a las formaciones atravesadas.
Ejemplo: no pudo recuperar pez en el hoyo, etc.

21
 Realizar control de desviación: ocurre esencialmente en pozos verticales en lo que
se atraviesan fallas, la cuales ocasionan una desviación natural de la trayectoria.
 Desarrollo múltiple del yacimiento: cuando se desea drenar más rápidamente el
yacimiento y aprovechar más eficazmente el espesor de los yacimientos. Ejemplo:
pozos horizontales y multilaterales.
 Razones Económicas: perforar en el continente es más barato que perforar costa
afuera.
2.2.7 Conceptos básicos de la perforación direccional.
 Profundidad Medida (MD): es la distancia o longitud del hoyo. Representa la distancia
de la trayectoria del pozo o la medición de la tubería en el hoyo.
 Profundidad Vertical Verdadera (“True Vertical Depth”): es la proyección de la
profundidad medida en la vertical. Representa la distancia vertical de cualquier punto
del hoyo al sistema de referencia.
 Desvío: es la distancia horizontal de cualquier punto del hoyo al eje vertical de
referencia, también se le conoce como desplazamiento o desviación horizontal.
 Punto de arranque (“Kickoff Point, KOP”): es la profundidad del hoyo en la cual se
coloca la herramienta de deflexión inicial y se comienza el desvío.
 Ángulo de inclinación: es el ángulo formado del pozo con respecto a la vertical.
 Tasa de incremento o disminución de ángulo: es la cantidad de grados por unidad de
longitud necesarios para incrementar o disminuir el ángulo.
 Dirección u orientación: ángulo fuera del Norte o Sur (hacia el Este u Oeste), que
muestra la orientación y el desplazamiento.
 Azimuth: ángulo desde el Norte, en dirección de las agujas del reloj, de la desviación
del hoyo.
 Sección aumentada: sección del hoyo, después del KOP, donde el ángulo de
inclinación aumenta.
 Sección tangencial: sección del hoyo donde el ángulo de inclinación y dirección
permanecen constante.
 Sección de descenso: sección del hoyo donde el ángulo de inclinación disminuye.
 Giro: es el movimiento necesario desde la superficie para obtener un cambio de
dirección u orientación.

22
 Registro: es la medición por medio de instrumentos, del ángulo de inclinación y
dirección en cierto punto del hoyo.
 Coordenadas: son las distancias en las direcciones N-S y E-O de un punto dado.
 Rumbo: es la intersección entre el estrato y un plano horizontal, medido desde el plano
N-S.
 Buzamiento: es el ángulo entre el plano de estratificación de la formación y el plano
horizontal, medido en un plano perpendicular al rumbo.
 Pata de Perro: cualquier cambio severo de ángulo y trayectoria del pozo.
 Severidad de Pata de Perro: es la tasa de cambio del ángulo entre dos secciones,
expresado en grados por unidad de longitud.
 Objetivo (Target): es un punto fijo del subsuelo que corresponde a la formación que
debe ser penetrada por el pozo.
2.2.8 Perforación bajo balance
Es la cantidad de presión (o fuerza por unidad de área) ejercida sobre una formación expuesta
en un pozo, por debajo de la presión interna del fluido de esa formación si existe suficiente
porosidad y permiabilidad, los fluidos de formación ingresan en el pozo, la velocidad de
perforación habitualmente se incrementa a medida de se alcanza una condición de bajo
balance.
Perforación Bajo balance es cuando la presión efectiva de circulación en el fondo del pozo, la
cual es igual a la presión hidrostática de la columna de fluido más las pérdidas de fricción en
el anular, es menor que la presión de poro de la formación. Convencionalmente, los pozos son
perforados sobre balance lo cual provee la primera barrera de control sobre el yacimiento. La
presión ejercida sobre el yacimiento se origina de tres diferentes mecanismos:
 Presión Hidrostática (pasiva) debido al peso de la columna de fluido y al peso delos
cortes de perforación.
 Presión Dinámica (Dinámica) debido a la fricción por la circulación del fluido de
perforación dentro del pozo.
 Presión Impuesta (confinada o activa) se origina cuando se ejerce una contrapresión
en la cabeza del pozo o simplemente cuando se aísla parcial o totalmente el pozo en

23
superficie creando áreas con presiones diferenciales (por ejemplo mediante cabezas
rotativas o gomas sellantes).La perforación bajo balance es definida como la operación
de perforación donde la presión hidrostática del fluido es intencionalmente diseñada
para ser menor que la presión del yacimiento que está siendo perforado.
La presión hidrostática del fluido de perforación puede ser por sí sola menor que la presión de
la formación, o puede ser inducida por medio de la inyección de aire, gas natural o Nitrógeno
dentro de la fase líquida del fluido de perforación. En cualquiera de los dos casos en que se
alcance la condición bajo balance, el resultado es un influjo de fluidos de formación los cuales
2.3 Fluidos de perforación.
El fluido de perforación es un fluido de características químicas y físicas apropiadas, que
pueden ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferentes
contenidos de sólidos. No debe ser toxico, corrosivo ni inflamable, pero si inerte a las
contaminaciones de sales solubles o minerales y además, estables a altas temperaturas. Debe
mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al
desarrollo de las bacterias. El objetivo principal que se desea lograr con un fluido de perforación
es garantizar la seguridad y rapidez del proceso de perforación, mediante su tratamiento a
medida que se profundizan las formaciones de altas presiones, la circulación de dicho fluido se
inicia al comenzar la perforación y solo debe interrumpirse al agregar cada tubo, o durante el
tiempo que dure el viaje que se genere por el cambio de barrena.
2.3.1 Funciones de un fluido de perforación
 Enfriar y lubricar barrena
Durante la perforación se produce considerable calor debido al contacto de la barrena con la
formación. El calor producido se trasmite al fluido de perforación el cual por circulación es
llevado a la superficie, donde se disipa dicho calor. El fluido de perforación también lubrica la
barrena y reduce la fricción de la formación con la barrena y con la sarta de perforación. La
mayoría de los fluidos de perforación contienen diferentes aditivos (bentonita, polímeros, etc.)
que ayudan a reducir la fricción al enfriar y lubricar la barrena y sarta de perforación

24
 Trasmisión de potencia hidráulica a la barrena
El fluido de perforación es el medio a través del cual se trasmite la potencia hidráulica a la
barrena.
Un fluido cuya viscosidad se aproxima a la del agua, disminuirá las pérdidas de presión por
fricción y aumentara la potencia hidráulica disponible de la barrena. Esto se debe a que
mientras más baja viscosidad tenga un fluido, menos perdidas por fricción en las paredes del
pozo tendrá, ya que será más fácil el movimiento y por lo tanto, aumentara el rendimiento de
la potencia hidráulica disponible.
 Trasporte y acarreo de los recortes a superficie
Uno de los aspectos principales en la perforación es la obtención de un óptimo valor de la
velocidad de penetración. Para obtenerlo es esencial el acarreo apropiado de los recortes de
acuerdo con el tipo de barrena, peso, velocidad de rotación y programa hidráulico. El fluido de
perforación deberá un flujo adecuado para crear una turbulencia, atravesó de la barrena que
levanta y acarrea instantáneamente los recortes perforados, esto se realiza mediante el diseño
de un programa hidráulico. De otra manera la velocidad de perforación será reducida, debido
al remolimiento de los recortes por la barrena. El levantamiento de los recortes depende
principalmente de las características reológicas del lodo y de su velocidad. El valor del punto
de cedencia deberá controlarse para obtener el óptimo desplazamiento de los recortes a la
superficie.
2.2.4 Control de las presiones de la perforación
La densidad del fluido de perforación debe ser adecuada para obtener cualquier presión de la
formación y evitar el flujo de los fluidos de la formación hacia el pozo además de dar un cierto
margen de seguridad mientras de efectúa un viaje de tubería. Sin embargo la densidad no debe
ser tan alta para crear excesivas presiones diferenciales las cuales disminuirán la velocidad de
penetración y podría causar una pérdida de circulación así como una posible pegada de
tubería.
 Estabilidad de las paredes del pozo
Estabilizar las paredes del pozo mientras se perfora a través de formaciones inestables, es una
función de gran importancia. Las causas de la inestabilidad en las formaciones pueden ser

25
numerosas y son diferentes en cada área. Estas causas deben quedar bien definidas, para así
poder formular un fluido de perforación con los requerimientos físicos y químicos que permitan
evitar el problema. Para asegurar la estabilidad del agujero, el enjarre, la densidad, el flujo y la
actividad química del lodo deberán ser ajustados.
 Ayuda en toma de registros eléctricos
El lodo debe suministrar un medio apropiado para evaluar las formaciones a través de los
registros eléctricos. Para tomar los registros eléctricos se requiere que el fluido de perforación
sea un medio conductor eléctrico, que permita obtener las propiedades eléctricas de los
diferentes fluidos de perforación. La evaluación apropiada de la formación se dificulta
enormemente si la fase liquida del fluido de perforación se ha desplazado al interior de la
formación, o bien si el fluido altera las propiedades químicas o físicas del agujero.
 Sustentación de la sarta de perforación y de revestimiento
El fluido de perforación tiene entre otras funciones la de sustentar la sarta de perforación y de
revestimiento. Esto se realiza por medio de un empuje ascendente que obra en la tubería al
estar sumergida en el fluido de perforación. Este empuje dependerá de la profundidad a la que
se encuentra la tubería. Y de la densidad del fluido sustante. Cuando el fluido considerado es
aire, el empuje es casi nulo, por la baja densidad del aire, pero en el caso de un pozo donde la
tubería se encuentra sumergida en lodo, el empuje puede ser considerado y se deberá de
tomar en cuenta para obtener un análisis real de todas las variables involucradas en el pozo.
Para la determinación de la sustentación de la sarta de perforación, se seguirá la siguiente
secuela, considerando la tensión que obra en una determinada sección de tubería, como base
de estudio.
Sea una sección de tubería de revestimiento o perforación a “h” pies de base, con peso lineal
de w (lb/pie). El peso o fuerza de tensión que obra es igual a wh, siempre y cuando la tubería
se encuentre libre o colgada sin fluido de perforación.
 Suspensión de los recortes
La superficie de los recortes se efectúa principalmente cuando la circulación del fluido es
detenido por un tiempo determinado durante un viaje de tubería, o por cualquier otra causa.
Los recortes que no han sido removidos deberán de quedar suspendidos, ya que si no se

26
efectúa el fenómeno anterior caerán al fondo y causaran problemas al meter nuevamente la
tubería de perforación y al reanudar la perforación, reduciendo la velocidad de perforación al
producir un atascamiento de la barrena con los recortes sueltos asentados.
La velocidad de asentamiento de una partícula a través del fluido de perforación, depende de
la densidad de la partícula así como de la densidad, la viscosidad y la gelatinosidad o tixotropía
del fluido.
La gelatinosidad previene el asentamiento al reducir el grado de caída de partículas: sin
embrago altas gelatinosidades requieren altas presiones de bombeo para iniciar la circulación.
Debido a esto se deberá programar, antes de hacer cualquier operación, las propiedades que
convengan para un cierto objetivo. En algunas ocasiones se puede dejar de perforar y circular
antes de sacar la tubería de perforación a fin de limpiar el agujero de recortes y presumir el
asentamiento de estas durante el viaje de la tubería.
2.4 Factores de influencia de un fluido de perforación
2.4.1 Velocidad de perforación
La velocidad o ritmo de perforación depende principalmente de la selección y mantenimiento
apropiados del fluido de perforación. El fluido debe tener propiedades que permiten la mayor
velocidad de penetración; por ejemplo: la menor densidad posible, el minimo contenido de
solidos y optimas propiedades del flujo.
2.4.2 Limpieza del agujero
Para mantener una apropiada limpieza en el agujero, la velocidad anular, el punto de cedencia
y la gelatinosidad del fluido de perforación, deben ser mantenidos en los valores apropiados,
indicados por las condiciones de la perforación.
2.4.3 Estabilidad del agujero
La estabilidad del agujero se afecta principalmente por tres factores externos:
 Erosión mecánica debido a la barrena y al aparejo de perforación
 Composición química de fluido de perforación
 El tiempo que el agujero permanece descubierto

27
La erosión mecánica es producto de la rotación y de los viajes del aparejo de perforación y no
existe modo de eliminarla. La composición química del filtrado se puede modificar, de manera
que cause el menor daño posible a las formaciones sensibles al agua. El fluido de perforación
se debe diseñar de tal manera que aumente la velocidad de penetración. El lodo debe
permanecer el menor tiempo posible en el agujero descubierto.
2.4.4 Programa de revestimiento
Aunque el programa de revestimiento esta principalmente determinando por la profundidad del
pozo y la presión la de la formación, queda también suspendido el fluido de perforación en
zonas donde se encuentre formaciones inestables. Un fluido de perforación debe ser
acondicionado para estabilizar el agujero, de manera que pueda introducirse el revestimiento
a mayores profundidades.
2.4.5 Evaluación de formación
El fluido de perforación se debe diseñar de manera que tenga el mínimo efecto sobre la
formación productora, esto permitirá una mejor interpretación de las características del
yacimiento del potencial de la zona productora. La mayoría de los fluidos de perforación son,
con algunas excepciones, dañinos a la zona productora. Para reducir cualquier daño, es
importante que el fluido de perforación este en buenas condiciones (bajo contenido sólidos,
composición química apropiada) al perforar en zona productora.
2.4.6 Tiempo de perforación total y costos de terminación.
La elección de los fluidos se debe hacer tomando en cuenta el mayor valor de penetración con
un agujero estable y el mínimo daño a la formación productora. Los costos diarios y final no
son el factor más importante en la elección del fluido. El objetivo es reducir el número de días
en el pozo, a través de una apropiada elección y mantenimiento del fluido.
2.4.7 Selección de equipo
Generalmente el equipo empleado, para manejar los fluidos de perforación, se selecciona de
forma inapropiada. Muchos equipos perforan ineficientemente debido a un programa de lodo
mal escogido y viceversa. Siendo la meta de un programa de perforación terminar un pozo en
el menor tiempo, con el mínimo costo; el equipo escogido debe funcionar apropiadamente con

28
el fluido de perforación. Esto significa que el equipo deberá contar con dispositivos para
eliminar sólidos y proporcionen una adecuada circulación, de manera que los beneficios de un
buen programa de lodo pueden realizarse. La elección de un fluido de perforación es una
variable importante en la optimización de la perforación y un buen fluido de perforación no se
puede mantener y usar sin un buen equipo apropiado de circulación y remoción de sólidos, en
el equipo de perforación.
2.5 Criterios para seleccionar un fluido de perforación
 Pozo exploratorio
El fluido de perforación que se escoja para un pozo exploratorio debe permitir la obtención de
información, geológica con facilidad y seguridad. Debe proporcionar estabilidad en las paredes
del pozo, así como permitir tomar muestras y controlar las operaciones en el fondo del pozo.
 Pozos de desarrollo
Los pozos de desarrollo permiten el uso completo de las técnicas de perforación. Los sistemas
de lodos experimentales u otros no probados aun, se usan una vez que se conoce la litología
básica. Si se desea que los pozos de desarrollo se perforen en el mínimo de tiempo y con el
menor costo posible, el programa de perforación debe ser planeado cuidadosamente.
 Reparación y terminación de pozos
Los fluidos para reparación y/o terminación de pozos se deben escoger de tal manera que se
produzca el mínimo daño a la formación productora. Usualmente estos fluidos se elaboran con
la mínima cantidad de sólidos, solubles en ácidos y se densifica con sales disueltas para evitar
daño a la formación.
 Limpieza del fondo del agujero
La eficiente limpieza del fondo del agujero y el desplazamiento de los recortes son dos de los
prerrequisitos para optimizar la perforación. La limpieza del fondo del agujero depende
principalmente del flujo turbulento a través de la barrena. El trasporte o desplazamiento efectivo
de los recortes depende del perfil del flujo anular.

29
 Relación de la densidad con la función de mantener controlada la presión de formación
y minimizar daños a la misma.
Sabemos ya que la presión de formación ejercida por el aceite, gas y agua que se encuentran
en el subsuelo, debe equilibrarse con la presión hidrostática que produce el peso de los fluidos
de control. Para comprender mejor esta relación es conveniente profundizar un poco en los
conceptos de presión hidrostática y presión de formación, así como aprender a calcular sus
valores.
2.6 Presiones
2.6.1 Presión hidrostática.
Es la fuerza por unidad de área que ejercerá una columna de fluido a cualquier profundidad.
La presión hidrostática es la parte de la presión debida al peso de un fluido en reposo. En un
fluido en reposo la única presión existente es la presión hidrostática, en un fluido en movimiento
puede aparecer una presión hidrodinámica adicional relacionada con la velocidad del fluido.
¿Qué presión hidrostática tendría que soportar la base de ese centímetro cúbico de agua dulce
si tuviera encima otros nueve centímetros cúbicos, siendo diez en total? La presión hidrostática
que tendría que soportar la base de esa columna de agua dulce, sería de diez gramos por
centímetro cuadrado (10 gr/cm2).
Debido a que los gr/cm2 es una unidad muy pequeña para medir la presión hidrostática de los
fluidos de control; en la práctica se expresa en kilogramos por centímetro cuadrado. Un kg/cm2
equivale a colocar 1,000 centímetros cúbicos de agua dulce uno sobre otro, o lo que es lo
mismo formar una columna de diez metros de altura.
Medida de la presión hidrostática.- La presión hidrostática en el sistema métrico decimal se
calcula matemáticamente con la siguiente fórmula:
10
Pr
Pr
ofundidadrDensidadpo
státicaesiónHidro 

30
10
* H
Ph


Donde:
Ph = Presión hidrostática (Se expresa en kg/cm2)
ρ = Densidad del fluido (Se expresa en gr/cm3)
H = Profundidad ó altura de la columna del líquido (Se expresa en metros)
10 = Constante para convertir gr/cm3/m a kg/cm2
2.6.2 Presión normal y anormal de formación.
Presión normal de formación.- Es la presión ejercida por la densidad promedio de los fluidos
contenidos en los poros de la formación de una profundidad determinada. Para la costa del
golfo de México, la densidad promedio de estos fluidos oscila de 1.02 a 1.08 gr/cm3 (agua
salada).
Figura 2.4 Presión normal de formación.
2
2
/270Pr
/270
10
08.1*500,2
cmkgónldeFormaciesiónNorma
cmkgPh



31
En la figura 2.4 representa que la presión normal de formación es debida a la presión
hidrostática del agua contenida entre la superficie y la formación.
Presión anormal de formación.- El término presión anormal de formación se refiere a la presión
contenida en un yacimiento que sea menor a una presión hidrostática ejercida por una columna
de agua salada con densidad de 1.02 gr/cm3 o una presión hidrostática mayor a la ejercida por
una columna de agua salada con densidad de 1.08 gr/cm3 (Ver figura 2.5).
Son originadas por asentamiento estructurales que ocurren dentro del subsuelo. Incluyen la
compactación y cementación de los granos, área muy fracturada, acumulaciones cerradas y
erosión.
Figura 2.5 Presión anormal de la formación.
Ejemplo:
Para obtener la presión anormal de formación se aplicará la siguiente fórmula:
PAF = Ph + Ps
Donde:
PAF = Presión anormal de formación (kg/cm2)

32
Ph = Presión hidrostática que ejerce el fluido (kg/cm2)
Ps = Presión en superficie (kg/cm2
Primeramente se obtiene la presión hidrostática
2
2
/5.317
1005.217
/5.217
10
500,2*87.0
cmkgPAF
PAF
cmkgPh



Este resultado muestra lo que es una presión anormal de formación con un fluido de densidad
menor de 1.02 gr/cm3.
2.6.3 Presión total de formación o de sobrecarga.
Equivale al peso de una columna de agua salada con densidad de 1.08 grlcm3 (al 11 % de
contenido de sal), más el incremento para alcanzar el valor total de densidad promedio de las
rocas y fluidos contenidos en ellas. La presión total de formación, por tanto, siempre tendrá un
valor mayor incluso, que la presión anormal de formación.
La presión total de formación, así como los otros tipos de presión, se conocen y determinan
por regiones. Por ejemplo, en la costa del Golfo de México, la densidad total de la formación
es de 2.31 gr/cm3.
Para determinar los distintos tipos de presiones por regiones, los técnicos se valen de los datos
de presiones de formación reales, obtenidas en pozos terminados anteriormente y esto les
sirve para predecir con bastante probabilidad, el comportamiento de algunos pozos de
desarrollo, en determinados lugares.
En la figura 2.6 se muestra la gráfica con relación a la costa del Golfo de México.
 La línea A corresponde a la presión normal de formación.
 La línea B corresponde a la presión total de formación.

33
 La zona sombreada C corresponde a las presiones anormales que se han
representado.
Figura 2.6 Presión normal con respecto a la profundidad.

34
2.6.4 Comportamiento de las presiones de un yacimiento.
Para comprender con mayor precisión la relación que existe entre la función de mantener
controlada la presión de formación y la densidad de los fluidos de control, veremos más
ampliamente como se comportan y actúan las presiones en un yacimiento.
En la figura 2.7 se presentan tres pozos terminados bajo distintas condiciones:
Pozo “A”, lleno de agua salada. Se disparó a 3,500 m de profundidad en la cima del yacimiento.
Se abrió a la superficie produciendo agua salada con densidad de 1.07 gr/cm3.
Presión hidrostática del agua salada. Presión de Formación.
10
* H
Ph


10
500,3*/07.1 3
cmkg
Ph 
2
/375 cmkgPF 
La presión hidrostática del pozo se iguala a la presión de formación del yacimiento. El
manómetro en la superficie no registrara presión.
10
500,3*/07.1 3
cmgr
PF 
2
/375 cmkgPF 

35
Figura 2.7 Comportamiento de las presiones de un yacimiento.

36
2.7 Tipos de lodos base agua
2.7.1 Concepto general de lodo base agua
Un fluido de control es una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un líquido que se emplea
en los campos petroleros para cumplir ciertas funciones específicas.
El uso de fluidos de control Base - Agua por su bajo costo en la preparación, manejo y
mantenimiento son los comúnmente usados; debiéndose extremar cuidados en aquellos que
utilizan Base - Agua dulce ya que la pérdida de ésta causará daños al yacimiento.
2.7.2 Lodos iniciales
Los lodos iniciales se usan en la perforación del agujero del tubo conductor. Usualmente
consisten de una mezcla viscosa de bentonita o atapulgita, que proveen al lodo de una buena
capacidad de acarreo para limpiar los agujeros de gran diámetro. Los lodos iniciales se
desechan ya que se ha perforado el agujero del tubo conductor, debido a que no se tiene
instalado el equipo de recuperación del fluido.
2.7.3 Lodo bentonitico
Los lodos tratados con bentonita son fluidos de perforación simples que se pueden utilizar en
la perforación de pozos someros en áreas no problemáticas. La bentonita mejora la capacidad
de acarreo y previene los problemas que se presentarían perforando con agua solamente.
2.7.4 Lodos tratados con fosfatos
Los fosfatos son productos inorgánicos (dispersantes) usados para reducir la viscosidad de los
lodos betoniticos que han sido contaminados con sólidos de la formación o cemento. Los
fosfatos no controlan el filtrado y son inestables a temperaturas mayores de 150 ⁰F. De
cualquier manera los fosfatos son los dispersantes químicos más eficientes y solo se necesita
una pequeña cantidad para controlar las propiedades de flujo.
En las partes superiores del pozo o en pozos someros en lugar de tratamientos costosos a
base de lignitos y surfactantes se pueden utilizar fosfatos, siempre y cuando no existan
problemas de altas temperaturas de fondo.

37
2.7.5 Lodo gel-químicos
Un lodo gel-químico consiste de bentonita y pequeñas concentraciones de adelgazante
(reductor de viscosidad) como el quebracho o un lignosulfonato. Un lodo de este tipo es similar
en su aplicación al lodo tratado con fosfato, pero puede ser utilizado a mayores profundidades.
2.7.6 Lodo tratado con lignitos y lignosulfonatos
Los lodos tratados con lignosulfonatos son el último avance a partir de un lodo gel-quimico. A
medida que la concentración de solidos aumenta, se hace necesario añadir mayores
cantidades de lignosulfonatos para controlar el valor de cedencia y a la consistencia gel del
lodo. Los lodos con lignosulfonatos son también los más resistentes a la contaminación por
calcion o aumento en el contenido de cloruros. Los lodos con lignitos y lignosulfonatos se
pueden usar para reparar lodos de densidad elevada y son estables a temperaturas hasta 400
⁰F. Esto se da por que la combinación de estos dos ingredientes químicos se debe a que los
lignitos son efectivos para controlar el filtrado, mientras que los lignosulfonatos son
adelgazantes más efectivos.
2.7.7Lodos cálcicos
Los lodos cálcicos son aplicables en la perforación de capas de poco espesor de anhidrita y
también en aquellas zonas donde las lutitas deleznables y los flujos de agua salada son
comunes. Estos lodos difieren de los otros lodos base agua, en que las arcillas sódicas
(bentonita) se convierte en arcillas cálcicas a través de la adición de cal y yeso.
2.7.8Con adición de cal
Los lodos de cal se preparan mediante la adición de sosa caustica, adelgazantes orgánicos y
cal hidratada, a un lodo bentonitico. Estos lodos resisten contaminación hasta de 50,000 ppm.
De sal (30,000 cloruros) sin embargo tiende a solidificarse o desarrollar alta Gelatinosidad a
altas temperaturas.

38
2.7.9 Con adición de yeso
Los lodos con adición de yeso se han usado en la perforación de formaciones de anhidrita y
yeso, especialmente aquellas con intercalaciones de sal y lutitas. Se elaboran a partir de lodos
naturales mediante la adición de yeso (sulfato de calcio) y lignosulfonatos.
2.7.10 Lodos de polímeros de bajo contenido de solidos no dispersos
Los lodos de bajo contenido de solidos no dispersos son el resultado de recientes avances
tecnológicos entre la industria química de los polímeros y la tecnología de la perforación. El
objetivo de este tipo de lodos, es que en lugar de dispersar los sólidos en el lodo, los recubre
y los flocula para facilitar su desplazamiento y así mejorar la estabilidad y las características
de perforación del fluido de perforación.
2.8 Lodos salados
2.8.1 Lodos de baja salinidad
Estos lodos exhiben altas velocidades de filtración y enjarres gruesos. Para su control se
utilizan reactivos orgánicos. Su P.H. generalmente es mayor de 8.0 con uso de valores uso de
valores de P.H. mayores de 9.5, se controla la fermentación de los agentes reductores de
filtrado. La suspensión es difícil, debido a la floculación de las arcillas, donde para mejorar esta
propiedad se utiliza atapulguita o bien bentonita que deberá ser hidratada en agua dulce. La
salinidad puede ser producto de agua de mar, sal añadida (NaCL) es la superficie o sal disuelta
provenientes de estratos de sal. (Domos salinos o formaciones evaporiticas). Este tipo de lodos
se utiliza donde se perfora domos salinos y algunas veces cuando se encuentran flujos de agua
salada, así como formaciones o secciones de anhidrita, de yeso y de lutitas problemáticas.
2.8.2 Lodos salados saturados
Estos lodos se utilizan para perforar domos salinos, donde existen problemas de
agrandamiento del agujero con otros lodos. Es necesario controlar el filtrado antes de llegar al
domo salino, por medio de agentes de control de filtración (reducirlo si es posible hasta 1 cc
según la prueba API). El control de sus propiedades consiste en la adición de agua salada para
reducir la viscosidad; de atapulguita para aumentar su poder de sustentación; y de agentes
reductores para controlar el filtrado.

39
2.8.3 Lodos salados de aplicación especial
Algunos de estos sistemas se elaboran a partir de polímeros los cuales aumentaran la
viscosidad del agua salada. Su aplicación principal es de operaciones de reparación de pozos
o en la perforación costa fuera y es en las áreas de lutitas donde no se necesitan lodos de alta
densidad. Otros de los lodos son los convencionales pero necesitan muchos aditivos para la
estabilización de la lutitas.

40
Capítulo III. Diagnóstico de la situación actual
3.1 En el desarrollo de este proyecto se ha realizado las siguientes
actividades.
 Revisión de la literatura: Investigar y documentar sobre la tecnología actual en
mediciones de los fluidos producidos en todas las fases del lodo base agua; en los
cuales se especifican funciones de lodo, tipos de lodo base agua y determinaciones
específicas de cada lodo base agua. Recopilar Información específica de las
tecnologías actuales propuestas. Con la información recopilada se realizó el marco
teórico y conceptual del capítulo anterior, incluye temas como los conceptos principales
relacionados al tema del fluido base agua, entre ellos uso, comportamiento de ciertos
lodos a la temperatura y sus funciones principales para la perforación de pozos
petroleros.
 Estudio diagnóstico del Proceso actual: Actualmente la empresa Protexa es encargada
de realizar fluidos de perforación para los pozos que sean de exploración, perforación
y reparación según la demanda que exista la empresa Protexa realiza el servicio, hasta
en ocasiones realiza diseños de pozo para la perforación en la cual se va midiendo
cada 100 metros la densidad adecuada que debe tener el lodo en la perforación, para
ello se utiliza un software, Herramientas y lenguaje de programación de Delphi XE3,
Oracle 8.0, Start team y PL... con este programa se va realizando dicho diseño ya una
vez ingresados los datos se corre por obvias razones está protegida y no cualquiera la
puede tener ya que tiene que ser instalado por la empresa con la llave que requiere
para su activación.
 Delimitar los pozos de estudio para medición: Los pozos que mayor mente realiza
Protexa es la reparación de pozos ya sea una reparación mayor en la cual puede tardar
mucho más tiempo de lo requerido ya sea por condiciones naturales, en las
reparaciones menores la mayoría de veces solo es dar mantenimiento a los equipos y
si se tiene que inducir el pozo se inyecta diferentes fluidos para arrancarlo de nuevo y
así continuar con su producción.

41
 Por el lado de los fluidos de perforación Protexa se encarga de realizar el trasporte y
manejo de los residuos especiales que Pemex baja de la plataforma estos pueden ser
recortes de perforación con lodo base aceite cabe decir que el fluido base aceite es
contaminante y el fluido base agua no. Para finalizar los fluidos se realizan en la planta
química de Huimanguillo ahí se compone con las características específicas del lodo
de protexa que esta patentada.
3.2 Registro de operaciones de reparación menor
En la compañía Protexa fluidos de perforación en el área que desempeñaba mis labores me
dedicaba a la captura de datos de pozo en lo cual consiste en hacer un resumen de los pozos
que se les realizan una reparación menor en la cual cosiste en darle mantenimiento para
continuar con su explotación (Ver figura 3.1).
Figura 3.1 Boleta decampo de Protexa
Estos pueden variar la cantidad de reportes que salen depende de la actividades a realizar del
pozo esto puede ser limpieza, mantenimiento de equipo o cambio de herramienta, según la
actividad se tenga que realizar ya una vez que se tienen todos los reportes se prosigue a
realizar un resumen general en el cual se introducen todos los reportes y se mandan a la base
de datos.

42
Capítulo IV. Desarrollo del proyecto
4.1 Sistemas protefaom fluido espumado
Este fluido se recomienda para perforar el intervalo compuesto por rocas carbonatadas
(cretácico superior “calizas”) debido a que la porosidad de la roca puede ser afectada si se
utiliza diesel, dañando con esto a la zona productora.
Este tipo de fluido no daña ni sella la porosidad de la formación y nos proporciona bajas
densidades (por debajo de 0.86 gr/cm3, nos da una excelente limpieza del agujero debido a
sus excelentes propiedades reológicas este sistema de fluido ha sido aplicado exitosamente
en pozo de la región sur. Con inyección de nitrógeno, se ha obtenido circulación en pozo donde
se tenían intervenciones de perforación ciega.
4.1.1 Formulación sistema protefoam
En la tabla 4.1 se muestra la composición y la cantidad que debe llevar el fluido de protefoam
establecido en Protexa.
Tabla 4.1 Formulación del sistema protefoam
PRODUCTO CANTIDAD DESCRIPCION
AGUA DE
PERFORACIÓN
BENTONITA
SOSA
CAUSTICA
SODA ASH
PROTEPAC
R ó
PROTEPAC
SLO
960 L Base Fluida.
30 Kg Viscosificante.
0.5 Kg Alcalinizantes.
0.5 Kg Reductor de Dureza.
8 Kg Viscosificante y Reductor
de filtrado.
5 Kg
3 L Estabilizador Térmico

43
PROTEPAC HV (
SEGÚN SE USE)
PROAMIN
PROTEFO
AM
MONO ETANOL
AMINA
12 L Espumante
0.5-2 L Inhibidor de Lutitas, solo
en caso
de presencia de CO2
4.1.3 Características físico químicas del fluido espumado protefoam.
En la tabla 4.2 se muestran los resultados de una referencia, pudiendo variar los mismos en
operación especiales.
Tabla 4.2 resultados de una referencia.
DENSIDAD Vp. Pc. Geles
Filtrado
(gr/cm3) Cps. lb/100ft2
10´/10´´ Cm3
lb/100ft2
0.4
0
0.4
5
0.5
0
0.5
5
0.6
0
16-19 20-30 8/15 6-
917-21 22-32 9/18 6-
9
18-23 25-33 11/21 5-
719-25 27-34 12/25 5-
7
20-26 30-35 14/28 4-
6
4.2 Sistema polimérico politemp at
El sistema POLITEMP es un sistema base agua polimérico especialmente diseñado para
emplearse en la perforación de las rocas carbonatadas del cretácico y jurásico. Es estable a
temperaturas mayores de 180° C. Su estabilidad térmica permite un control adecuado de sus
propiedades reológicas, siendo además resistente a los contaminantes más comunes
encontrados en las formaciones perforadas (CO2, gas de hidrocarburos, etc).

44
4.2.1 Formulación sistema politemp at
El sistema POLITEMP es un sistema que no causa daño a las formaciones productoras, lo que
permite reducir los tiempos para poner en producción los yacimientos encontrados (Ver tabla
4.2).
Tabla 4.2 Descripción de los productos del sistema politem at
AGUA DE
PERFORACIÓN
SOSA CAUSTICA
BENTONITA
PROAMIN
GILSOLINA
LIQUIDA
PROTOX-OH
PROCAL- DAT
PROTEPAC-R
BARITA
960 L Base Fluida
0.5 Kg Alcalinizantes
30 Kg Viscosificante
4 L Estabilizador térmico
10 L Reductor de filtrado y
torque2 Kg Proveedor de iones
calcio8 Kg Reductor de filtrado
polimérico
8 Kg
Viscosificante y
reductor de
filtrado
La necesaria Densificante

45
4.2.2 Características físico químicas del fluido polimérico politemp at
En la tabla 4.3 se muestran las características fisicoquímicas del fluido polimérico politemp at que se
obtuvieron de los análisis del laboratorio.
Tabla 4.3 Características fisicoquímicas dl fluido
DENSIDAD Vp. Pc. Geles SOLIDOS Filtrado
MBT (gr/cm3) Cps. lb/100ft2 10´/10´´ %
Cm3 Kg/m3
lb/100ft2
1.05
1.10
1.20
1-30
1.40
1.50
1.60
1.70
1.80
8-10 3-5 3/5 2-4 6-8
35
10-14 3-6 3/5 4-8 6-8
35
12-16 4-8 4/8 6-10 6-8
4018-22 5-8 4/10 10-14 4-6
40
20-24 6-9 4/10 14-17 4-6
50
23-27 8-10 4/12 16-20 4-6
5027-31 12-16 6/12 18-22 4-6
6029-33 14-20 6/14 20-24 3-6
60
31-35 16-24 8/16 22-28 3-5
60
4.3 sistema politexa fluido disperso-inhibido bentonitico
Los resultados son una referencia, pueden variar los mismo en operaciones especiales, tales como
pesca, moliendas, perdidas de circulación o exceso de sólidos, altas temperaturas y contaminantes de
las formaciones.
Este sistema fue diseñado para proporcionar agujeros estables durante la perforación de
formaciones constituidas por arena, Lutitas deslenables e hidratables, evitando la incorporación excesiva
de sólidos en el sistema. Además está diseñado para minimizar fricciones y repasadas de agujeros. Esta

46
integración con aditivos químicos de calidad con funciones específicas como lo son los polímeros,
inhibidores de Lutitas, lubricantes, dispersantes, detergentes, selladores de arenas no consolidadas.
Los productos y concentraciones a utilizar son:
4.3.1 Formulación de fluido politexa
La formulación y componentes del fluido politexa realizado en el análisis del laboratorio de Protexa fue
con los siguientes resultados (Ver tabla 4.4).
Tabla 4.4 Formulación del fluido politexa.
AGUA DE PERFORACIÓN
SOSA CAUSTICA
BENTONITA
PROTEPAC R ó
PROTEPAC SLO
GILSONITA LIQUIDA
PROTELUBE
DISPER X
PROTOX OH PRODET-
PLUS INHIBISHALE
PROTELIG BARITA
960 L Base fluida
2 Kg Alcalinizante
35 Kg Viscosificante
8Kg Viscosificante y Reductor
de
Filtrado 8 L Reductor de filtrado y
torque8 L Lubricante de presión
extrema8 Kg Dispersante
5 Kg Alcalinizante
1 Kg Detergente
18 L Inhibidor de Lutitas
12 Kg Reductor de filtrado
La necesaria Densificante

47
4.3.2 Características físico químicas del fluido polimerico inhibido politexa
Los resultados son una referencia, pueden variar los mismos en operación, tales como pesca,
molidos, perdidos de circulación o exceso de sólidos, altas temperaturas y contaminantes de
las perforaciones. En algunas áreas con formaciones arenosas, iniciamos con viscosidades
altas (Ver tabla 4.5).
Tabla 4.5 Características fisicoquímicas del fluido.
DENSIDAD gr/cm3 1.05-1.10 1.10-1.20 1.20
1.30-1.40 (gr/cm3)
VISCOSIDAD
EMBUDO Vp
Pc GELES 10´
GELES 10´´
Seg 50-80 55-60 55-60 55-
65
Cps 10-14 12-16 14-18 16-
20
lb/100ft2 4-8 6-10 10-12
10-14lb/100ft2 4-6 4-6 5-6
5-6lb/100ft2 10-12 10-12 10-12
10-14FILTRADO cm3 6-8 6-8 6-8
4-6SALINIDAD
SOLIDOS %
MBT CALCIO
ppm Varia de acuerdo al área a perforar
% v 6-10 6-12 8-14 10-
20
kg/m3 50 50 60
60ppm 150 200 200 300
4.4 sistema politexa k
Es un fluido de perforación base agua inhibido formulado especialmente para perforar las
lutitas plásticas características del Plio Pleistoceno y Mioceno que está formulado con
inhibidores que previenen el derrumbe de las lutitas por invasión de agua, inhibe su hidratación
y presenta una alta resistencia a los contaminantes como la sal, cemento, anhidrita, CO2 y
H2S. Utiliza como inhibidor químico el ión Potasio y otro inhibidor secundario del tipo de
Glicoles que ayuda a incrementar la inhibición de las lutitas y provee propiedades lubricantes.

48
El sistema es estable hasta temperaturas del orden de 160 °C pero puede ser extendida hasta
180 °C adicionando estabilizadores térmicos y/o sustituyendo algunos aditivos tales como
reductores de filtrado y reductores de viscosidad.
4.4.1 Formulación de fluido politexa k
Tabla 4.5 Técnicas de análisis de fluido de perforación base agua

49
4.5 Características físico químicas
4.5.1 Densidad del lodo
Para calcular la de densidad, se utilizaron la balanza de lodo (Ver figura 4.1). La densidad de
un fluido es la relación entre su masa y volumen, por lo general se expresa en g /cm3. La
función primordial de la densidad dentro de los fluidos de perforación, es la de contener las
presiones de formación, así como también dar sostén a las paredes del pozo.
Figura 4.1 Balanza de lodo
 Características del equipo:
Exactitud:
+ 0.1 lb/gal ó (0.5 lb/pie3, 0.01 gr/cm3, 10 kg, m3)
Dimensiones:
Copa de 150 ml de capacidad
4.5.2 instrucciones de uso del equipo:
 El equipo de medición debe colocarse en una superficie plana y nivelada.
 Observar que la fecha de calibración de la balanza de lodo este vigente.
 Verificar que la copa de la balanza este limpia y seca.
 Colocar la balanza en el soporte verificando que este centrada.
4.5.3 Procedimiento de la prueba.
 Llenar completamente la copa de la balanza con la muestra.

50
 Nota: para el caso de un lodo que ha estado en reposo, debe agitarse 5 min previo a
la prueba
 Eliminar las burbujas de aire ó gas que estén contenidas en el fluido.
 Colocar la tapa con un movimiento giratorio.
 Limpiar completamente el lodo que fue expulsado al dar movimiento a la tapa.
 Colocar la balanza en el soporte fijándose que este centrado.
 Balancear deslizando el contrapeso a lo largo del brazo graduado.
 Se toma la lectura hasta que la burbuja del nivel este centrada.
 Limpiar el equipo y guardarlo en el lugar correspondiente.
Cálculos:
 Gravedad especifica: g/cm3 = lb/ft²/62.48=lb/gal/8.348
 kg/m3 = lb/pie3 (16) = lb/gal (120)
 Gradiente de lodo (psi/pie)= lb/ft²/144, lb/gal/10.24, kg/m³/23.07
4.6 Viscosímetro marsh
En la figura 4.2 se muestra el viscosímetro que fue utilizado en el laboratorio. Este mide la
velocidad de flujo en un tiempo medido, la viscosidad de embudo es el número de segundos
requeridos para que 946 ml de lodo pase a través del mismo, el valor resultante es un indicador
cualitativo de la viscosidad del lodo.
Figura.4.2 Embudo de marsh

51
Exactitud
No aplica
Dimensiones
Pocillo de un cuarto de galon 946 cm³
Embudo de marsh 1500 ml
1 cono del embudo
Longitud 12.0 (305 mm)
Diámetro 6.0 (152 mm)
Capacidad de fondo de la 1500 cc
2 orificios
Longitud 2.0 pulg. (50.8)
Diámetro onterno 3116 pulg. (4.7 mm)
3. tamiz
Malla 12 mesh
4.6.1 Instrucciones de uso del equipo.
 Colocar sobre el soporte el embudo marsh
 Colocar el pocillo debajo del embudo marsh
 Colocar el soporte en una superficie plana y nivelada con el embudo.
 Tapar el orificio del embudo con el dedo
 Posteriormente agregar el fluido de forma que pase a través de la malla del embudo.
 El fluido tiene que llegar hasta la marca superior del embudo.
 Tener listo el cronometro para iniciarlo en cuando el lodo empiece a fluir
 Retirar el dedo del orificio del embudo y activar el cronómetro
 Detener el cronómetro cuando el fluido llegue hasta la marca de ¼ de galón
 Registrar el tiempo del cronometro en segundos marsh.

52
4.7 Viscosidad y fuerza de gel
El viscosímetro de indicación directa es utilizado para medir la viscosidad y/o fuerza de gel de
los fluidos de perforación. La medición de las propiedades reológicas de un lodo es importante
para calcular las pérdidas de presión por fricción; para determinar la capacidad del loso para
elevar los recortes y desprenderlos hasta la superficie para analizar la contaminación del lodo
por sus sólidos, sustancias químicas o temperaturas; para determinar los cambios de presión
en el interior del pozo durante un viaje. Las propiedades reológicas fundamentalmente son la
viscosidad y la resistencia del gel. Se obtiene una mejor medición de las características
reológicas mediante el empleo de un viscosímetro rotatorio de la lectura directa y de cilindros
concéntricos. El viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos
parámetros geológicos: viscosidad plástica y punto de cedencia.
4.8 Filtración
La medición del comportamiento de la filtración y las características del enjarre de un fluido
de perforación base agua, son fundamentales para el tratamiento y control de un fluido
de perforación, también son características del filtrado, tales como el contenido de aceite,
agua o emulsión. Estas características con afectadas por la cantidad, tipo y tamaño de
partículas y sólidos en el fluido y sus interacciones físicas y químicas, las cuales en su
momento son afectadas por la temperatura y presión (ver figura 4.3).
Figura 4.3 Filtro prensa API.

53
Exactitud
 7.1 in2 + 0.1 (4580 mm2 )
Dimensiones
 Celda cilíndrica
 Diámetro 3 in (76.2 mm)
 Altura 2.5 in (64.0 mm)
 Hoja de papel de filtro
 Diámetro 90 mm
4.8.1 Nombre de las piezas
 Prensa de filtrado
 Celda cilíndrica
 Hoja de papel filtro (whatman 50)
 Tubo para drenar
 Probeta
 Tornillo t
 Empaques
 Válvula de descarga co2
 Malla
 Unidad de baja presión API.
4.8.2 Instrucciones de uso del equipo
 Ensamblar la celda en el siguiente orden
1. Base con empaque
2. Colocar la malla
3. Papel filtro
4. Empaque
5. Colocar el cuerpo de la celda de forma giratoria
 Colocar la celda ensamblada sobre el soporte
 Colocar la tapa con la unidad de presión y cerrar con el tornillo t del soporte
 Ensamblar las piezas de la celda

54
 Llenar la celda cilíndrica con la muestra del fluido hasta llegar a ½ in (1.3 cm aprox)
por debajo del borde superior de la celda.
 Colocar la unidad de baja presión api a la celda y apretar con el tornillo t del soporte.
 Colocar la probeta debajo de la celda para recibir el filtrado.
 Cerrar la válvula de descarga y ajustar el vástago de la unidad de presión para aplicar
una presión de 100 psi + 5 (690 kpa + 35).
 El periodo de la prueba (30 min) comienza en el instante en que se aplica la presión.
activar el cronómetro.
 Trascurrido los 30 min del filtrado api, sacar el vástago y abrir válvula de descarga
cuidadosamente y retirar la probeta con el filtrado.
 Leer el volumen obtenido y reportarlo en ml.
 Limpiar y secar el equipo y colocar en el lugar correspondiente.
4.9 Contenido de aceite, agua y solidos
El conocimiento de la concentración y composición de sólidos es considerado básico para el
control de la viscosidad y filtrado en un fluido de perforación base agua. La retorta provee una
forma de separar los volúmenes de agua, aceite y sólidos contenidos en una muestra de fluido
base agua (Ver figura 4.4).
Figura. 4.4 Retorta
Exactitud

55
+ 0.10 cm3ó + 0.20 cm3 de la probeta
Dimensiones
Medición de la copa
Volumen total 10 cm3 ó 20 cm3
Precisión + 0.05 cm3 ó 0.10 cm3
Probeta
Presión +0.10 cm3 + 0.20 cm3
Graduación de calibración 0.10 cc, 0.20 cc
Escala de lectura, cc porcentaje de volumen
Nombre de las piezas
Copa
Condensador
Pipa
Elemento de calentamiento
Probeta
 Ensamblar el condensador con la cámara de calentamiento
 Colocar la fibra de acero
 Llenar la celda y embonarla a la cámara de calentamiento
 Introducir la cámara de calentamiento dentro de la chaqueta de calentamiento
 Correr la prueba
 Llenar la copa con la muestra hasta que rebose.
 Colocar la tapa con un movimiento giratorio y limpiar el exceso de fluido derramado.
 Lubricar las cuerdas de la copa de la muestra y el tubo del condensador con luna
cantidad apropiada de grasa de silicón para altas temperaturas.
 Enroscar la copa en la cámara de la retorta con su condensador.

56
 Colocar la probeta debajo del tubo de descarga del condensador.
 Conectar el equipo a la corriente eléctrica y calentar por 45 min.
 Transcurrido el tiempo, retirar la probeta graduada.
 Permitir que el destilado se enfríe y tome la temperatura ambiente y leer el volumen
de agua y sólidos en ml de la muestra.
 Retirar la copa de la muestra con el tubo de descarga del condensador y
dejarlo enfriar, posteriormente se procede a limpiarlo.
Cálculos
% volumen de agua: vw= 100 (volumen de agua en cc)/volumen total de la muestra en cc
% volumen de aceite: v0=100 (volumen de agua en cc)/volumen total de la muestra en cc
% volumen de sólidos: vs= 100 – (vw + vo)
nota: el porcentaje volumen de los sólidos sobre la retorta es solamente la diferencia del
volumen total de la muestra y la suma de los volúmenes de agua y aceite.
4.10 MBT capacidad azul metileno
La capacidad de azul de metileno en un fluido de perforación, es un indicador de la cantidad
de arcilla reactivas (bentonita y/o sólidos de perforación) presente que son determinados por
la prueba de azul de metileno (mbt). La capacidad de azul de metileno da un estimado de la
capacidad total de intercambio catiónico de los sólidos de lodos de perforación. La capacidad
del azul de metileno y la capacidad de intercambio catiónico no son necesariamente
equivalentes, la primera será un poco menor que la capacidad de intercambio catiónico (Ver
figura 4.5).

57
Figura. 4 . 5 Materiales de análisis químicos.
4.10.1 Características del equipo
Exactitud
+0.6 ml (pipeta)
Dimensiones
Matraz elenmeyer 250 ml.
Pipeta 5 ml
Jeringa graduada 3.00 cc
 verificar que el material este limpio y seco
 Medir con la jeringa graduada 1 ml de lodo, y agregarlo en el matraz erlenmeyer.
 Agregar 10 ml de agua destilada y agitar.
 Agregar 15 ml de peróxido de hidrogeno al 3% y adicionar 0.5 ml de ácido sulfúrico 5
n y agite nuevamente.
 Colocar el matraz erlenmeyer en la parrilla de calentamiento a una temperatura de
300°c
 Aproximadamente hasta su ebullición.
 Cuando la muestra empiece a ebullir tomar el tiempo de 10 min. Controlar una
ebullición suave.

58
 Pasando el tiempo de 10 min retirar el matraz de la parrilla del calentamiento y dejarlo
enfriar a temperatura ambiente.
 Una vez alcanzada la temperatura ambiente, aforar a 50 ml con agua destilada.
 Introducir en el matraz erlenmeyer una barra magnética.
 Colocar el matraz erlenmeyer a la parrilla de termoagitación.
 Adicionar la solución de azul de metileno con incrementos de 0.5 ml, después sde cada
adición agitar el contenido del matraz por 30 s.
 Mientras los sólidos permanecen suspendidos, tomar una gota de líquido con una
varilla de agitación y colóquela sobre el papel filtro.
 Repita los pasos 10 y 11 hasta alcanzar el punto final de la titulación que es cuando
aparezca la corona de color azul turquesa alrededor de la gota de sólidos.
 Anotar los ml gastados.
Figura 4.6 Anillo azul turquesa alrededor de los sólidos plasmado en el papel filtro.
Cálculos
Capacidad de azul metileno: azul de metileno cc/fluidos de perforación cc
Bentonita equivalente, lb/bbl= 2 (azul de metileno cc)/fluido de perforación cc
Bentonita equivalente, kg/m3 = 2.85 ( bentonita equivalente, lb/bbl)
Nota: las libras de bentonita equivalente (las dos últimas ecuaciones), no son iguales a la
bentonita comercial en el fluido de perforación. Las arcillas reactivas en los sólidos de
perforación contribuyen a esta cantidad también cono la bentonita comercial.

59
4.11 PH
En la figura 4.6 se muestra el equipo con que se llevaron a cabo las mediciones del campo
del PH del fluido de perforación (o filtrado) y ajustes en el PH es fundamental para el control
de los fluidos. La interacción con arcilla, la solubilidad de varios componentes y sus
contaminantes, y la efectividad de aditivos son todos dependientes del PH, como es el control
de los procesos de corrosión por ácido y de sulfuros.
Figura. 4.6 Medidor de PH
 Secar el electrodo
 Introducirlo en la solución a analizar
 Pulsar la tecla “on”
 Leer la lectura obtenida
 Limpiar el electrodo.
4.11.2 Procedimiento de la prueba:
 Limpiar bien el electrodo para su uso.

60
 Introducir el electrodo a la muestra a la cual se requiere determinar el ph (fluido de
perforación o filtrado).
 Agitando suavemente, esperar 60 seg. Hasta que la indicación se estabilice.
 Registrar la lectura que arroje el display
 Limpiar el electrodo con agua destilada minuciosamente, preparándolos para el
siguiente uso.
 Apagar el equipo y cerrar la tapa para proteger el instrumento de medición.
4.12 Análisis químicos alcalinidad y contenido de cal
La alcalinidad puede ser considerada como el poder de neutralización de ácido de una
sustancia. La alcalinidad de un lodo base agua es un método de titulación el cual mide el
volumen de ácido estándar requerido para reaccionar con los materiales alcalinos (básicos)
en una muestra de lodo base agua.
La composición del filtrado del lodo es frecuentemente tan completa, que la interpretación de
la alcalinidad en términos de la estimación delos componentes iónicos pueden ser errónea.
Cualquier valor de la alcalinidad en particular represente todos los iones que reaccionan en el
ácido con el rango de ph sobre el cual el valor fue analizado. Los iones inorgánicos que
pueden contribuir a la alcalinidad, en adición a los iones hidroxilos, carbonatos y bicarbonatos
son, boratos, silicatos sulfuros y fosfatos. Los adelgazadote orgánicos, reductores de filtrado
y sus productos de degradación pueden contribuir en gran medida el valor de alcalinidad,
además de enmascarar el punto final del cambio de color (vire).
Exactitud
+ 0.6 ml (pipeta)
Dimensiones
Matraz Erlenmeyer 250 ml
Pipeta graduada 10 ml
Jeringa graduada 3.00 ml

61
4.12.1 Procedimiento de la prueba. Alcalinidad de lodo (pm)
 Medir 1 ml de lodo usando la jeringa graduada.
 Adicionar el lodo al matraz Erlenmeyer y diluir la muestra con 25 ml de agua destilada.
 Agregar 5 gotas de solución indicadora de fenolftaleína, mientras se agita.
 Titular con ácido sulfúrico 0.02 n hasta que el color rosa desaparezca
 Anotar los ml gastados de ácido sulfúrico como pm.
4.13 Potasio libre
El ion potasio se emplea en los fluidos de perforación para estabilizar la arcilla y controlar el
aumento de volumen de la arcilla por hidratación. La determinación exacta del contenido del
ion potasio es necesaria para controlar las propiedades del fluido. Este procedimiento se utiliza
para medir concentraciones de ion potasio en el filtrado del fluido de perforación mayores de
5 000 mg/l (1.75 lb/bbl). El precipitado se genera en un tubo para centrifuga como sal de
perclorato, y se mide el volumen de precipitado. El contenido del ion potasio se lee en una
curva estandarizada (Ver figura 4.7).
Figura 4.7 Centrifuga eléctrica y manual
Exactitud:
+0.6 ml del tubo kolmer

62
Dimensiones:
2 tubos kolmer de 10ml
Se puede obtener 1800 revoluciones por minuto suficientemente constantes, con una
centrífuga manual como sigue: determine el número de revoluciones del rotor por cada vuelta
de la manivela; en otras palabras, mueva la manivela muy lentamente y cuente el número de
revoluciones del cabezal rotor durante una vuelta de la manivela. Por ejemplo, 15 revoluciones
del rotor por una vuelta de la manivela. Calcule el número de vueltas de la manivela requeridas
para obtener 1800 revoluciones por minuto, del cabezal rotor. para obtener 1800
revoluciones del cabezal requeriría 120 vueltas de la manivela (1800/15). Entonces, la
manivela debe ser girada 120 veces en un minuto para obtener la velocidad de 1800
revoluciones por minuto. a esta velocidad, en 5 segundos la manigueta se debe girar 10 veces
[(120/60)x(5)]. Cuente las vueltas de la manija en 5 segundos y ajuste la velocidad para
obtener el número de vueltas requeridas, una constante de 1800 revoluciones por minuto
deberá obtenerse en 15 a 20 segundos. El intervalo utilizado para ajustar a las 1800
revoluciones por minuto deberá ser incluido en el tiempo de centrifugado de la muestra.
4.13.1 Procedimiento de prueba
 Verter 7 ml de filtrado (obtenido del filtro prensa api) al tubo para centrifuga
 Agregar 3 ml de solución de perclorato de sodio a los 7 ml de filtrado. No agite el tubo.
 En el otro tubo de ensaye agregar 10ml de agua para equilibrar la centrifuga.
 Introducir los tubos de ensaye en cada uno de los tubos metálicos de la centrifuga.
 Conectar la centrifuga a la corriente eléctrica y posteriormente activar el switch
 Centrifugar durante un tiempo de 1min.
 Pasado el tiempo, detener la centrifuga y retirar el tubo de ensaye
 Adicionar 2 ó 3 gotas de solución de perclorato de sodio. Si se forma más precipitado
es indicación de que aún no se ha medido la cantidad total de potasio. En ese caso ir
a la tabla 4.6 y utilizar un volumen menor inmediato y completar a 7 ml con agua
destilada. Repetir los pasos 1 al 8. Si no se presenta precipitado al agregar las gotas
adicionales, ir al punto 9.
 Leer el volumen de precipitado obtenido, ver figura 24.2, después ir a la gráfica de ml
precipitado vs kg/m3 de kcl. Si la lectura de la curva de calibración excede los 50
kg/m3, la exactitud del resultado es baja. Para una mayor exactitud, repita la prueba
utilizando directamente el volumen de salmuera de acuerdo a la tabla 4.6.

63
 Reportar la concentración de [k+] en mg/l y la del kcl en kg/m3.
Tabla 4.6 Volúmenes de filtrado a diferentes concentraciones de kcl
4.13.2 Consideraciones generales de seguridad y buenas prácticas de operaciones.
 Cuando se active la centrifuga protegerse por que da vuelta a una velocidad constante
de 1800 r/min aproximadamente.
 Delimitar la zona en donde se pondrá a trabajar la centrifuga y retirar objetos que
puedan ser lanzados o golpeados durante la prueba
 Asegurar que la centrifuga no se moverá durante el desarrollo de la prueba
 Avisar al resto del personal que se accionara la centrifuga
 Verificar que el equipo este en óptimas condiciones para su uso
4.14 Porcentaje de arena
En la figura 4.8 se muestra la figura donde se realiza la prueba para determinar el contenido
de arena que está contenida en el lodo de perforación es el volumen en porciento de partículas
de más de 74 micrones es medido por un sistema de tubo colador.
Figura 4.8 Kit para determinación de contenido de arena

64
4.14.1 Características del equipo:
Exactitud:
Marca de lodo: 30 ml.
Marca de agua: 80 ml
Dimensiones:
Eleutrometro: escala del 0 al 20 %.
Embudo para malla:
Superior: 2.9 in
Inferior: 1.6 in
Cedazo: 6.35 cm
Malla: # 200, 2.5 in de diámetro
.
4.14.2 Instrucciones de uso del equipo:
Embonar la malla con el embudo
4.14.3 Procedimiento de la prueba
 Contar con una muestra de lodo homogenizada.
 Llenar el eleutrometro hasta la marca “mud to here”.
 Añadir agua hasta la marca “water to here”.
 Cubrir la boca del eleuteometro con el dedo pulgar y agitar enérgicamente.
 Verter la mezcla sobre la malla, añadir más agua al eleuteometro para enjuagarlo
 Repetir este pasó hasta que le agua este clara.
 Girar el cedazo para que la arena contenida en la malla se depositen en eleuteometro,
ayudarse con una piseta de agua destilada.
 Permitir que la arena se precipite en el eleuteometro y registrar el porcentaje de arena.
la lectura se lee directamente de eleuteometro.
Las propiedades físico químicas del lodo base agua en este caso la empresa me permitió
utilizar el fluido politexa base agua con la cual se ven los datos reales realizados en el
laboratorio de Huimanguillo, en la cual se ven cada una de las pruebas realizadas y con

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