Este documento presenta una introducción a los fluidos de perforación utilizados en la industria petrolera. Explica que los fluidos de perforación son mezclas químicas que se usan para remover ripios, enfriar y lubricar la barrena, formar un revestimiento en la pared del pozo y controlar la presión de formación. Además, describe propiedades clave de los fluidos como la densidad, viscosidad y punto de fluidez. Finalmente, incluye un índice de contenidos que enumera los temas a discutirse en el documento

2. REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO
PROGRAMA DE INGENIERÍA
SUB-PROGRAMA DE PETRÓLEO
UNIDAD CURRULAR: FLUIDOS DE PERFORACIÓN
SECCIÓN: 001-N
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Cabimas, Mayo de 2011

3. REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
NÚCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO
PROGRAMA DE INGENIERÍA
SUB-PROGRAMA DE PETRÓLEO
UNIDAD CURRULAR: FLUIDOS DE PERFORACIÓN
SECCIÓN: 001-N
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Autor(es):
Marcano, Rodolfo C.I. 18.794.536
Morales, Hugo C.I. 19.211.832
Molero, Beatriz C.I. 19.575.954
Pérez, Pedro C.I. 19.626.329
Pirela, Jeliver C.I. 20.331.476
Nava, Emily C.I. 20.458.564
Cabimas, Mayo de 2011

4. INDICE
Contenido
Pág.
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………..
5
1. Definición de Fluidos de Perforación…...…………………………………......
6
2. Propiedades de los Fluidos de Perforación………………………………….
6
3. Funciones de los Fluidos de Perforación…..…………………………………
8
4. Clasificación de los Fluidos de Perforación…….…………………………….
12
5. Factores a considerar en la selección de los Fluidos de Perforación….….
19
6. Ventajas y Desventajas de los Fluidos de Perforación……………………...
23
CONCLUSIÓN……………………………………………………………………….…..
26
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS…………………………………………………...
27

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INTRODUCCIÓN
En la industria petrolera, después de realizada la operación de exploración el próximo paso es la perforación, la misma supone una actividad rodeada de diversos desafíos y retos, debido a que los resultados obtenidos de los estudios de superficie y subsuelo apenas son una visión previa de lo que nos depara este largo proceso hasta llegar a la producción y transporte del mismo.
Por su parte, durante la prospección se definirá si la formación que estamos perforando es potencialmente rentable o no, no obstante se debe tomar en cuenta que el mismo requiere equipos y lodos específicos para ser usados, ya que sus características petrofísicas y geológicas difieren entre cada estrato o formación. Uno de los equipos usados en esta actividad es la sarta de perforación, pero este requiere de un fluido que le permita tanto moverse como remover los ripios generados por la barrena de perforación por tal razón se le conoce como fluido de perforación.
Escoger el lodo adecuado es otra laboriosa tarea, porque debe tomarse en cuenta factores como densidad, viscosidad y punto cedente los cuales no deben afectar la producción por tal razón en la presente practica se destacara lo que es fluido de perforación, tipos, viscosidad, densidad, tipos de arcilla y el rendimiento de la misma.

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DEFINICIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Es un fluido circulatorio que se utiliza en un equipo de perforación formado por una mezcla de un solvente (base) con aditivos químicos, que proporcionan propiedades físico-químicas idóneas a las condiciones operativas y las características de la formación litológica a perforar. La estabilización de sus parámetros físico-químicos, así como la variación de los mismos mediante contaminantes liberados en la formación perforada son controladas mediante análisis continuos.
En el lenguaje de campo, también es llamado Barro o Lodo de Perforación, según la terminología más común en el lugar.
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Densidad
Para todos los propósitos prácticos la densidad de un fluido de perforación es su peso en una unidad específica de volumen la cual es comúnmente expresada en libras por galón (lpg) o libras por pie cúbico (pcf). Un adecuado control de esta propiedad es sumamente importante durante la perforación el fluido de perforación debe tener una densidad tal que la presión hidrostática originada en cualquier punto del hoyo sea mayor que la presión de formación para evitar cualquier influjo de fluidos desde la formación al pozo evitando así una arremetida (controlable) o en efecto más dañino un reventón (incontrolable). Sin embargo, por otro lado, la densidad no debe tener un valor demasiado alto ya que podría ocasionar fracturas en la formación y originar perdidas de circulación además de reducir las tasas de penetración debido a que a medida que la densidad es mayor la mecha tiende a sufrir una mayor resistencia a penetrar las formaciones por efecto de presión en la cara posterior de la misma. Además la densidad es la responsable de sostener las paredes del pozo, es decir, la densidad brinda un apoyo suficiente para sostener y evitar que se suprima parte del apoyo lateral que ofrecen las paredes del pozo mediante el lodo de perforación hasta que el

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revestidor sea colocado y la densidad está relacionada con soportar parte del peso de la sarta y tubería de revestimiento mediante el empuje ascendente del fluido (principio de Arquímedes).
Viscosidad aparente
Representa la resistencia de un fluido a fluir cuando sobre él se aplica un esfuerzo. Su importancia radica en que puede ser un medidor de lubricidad para evitar el roce excesivo entre la sarta de perforación y las paredes del hoyo, así como también el roce generado por la mecha. Cualitativamente se puede medir a través del embudo de Marsh y de manera cuantitativa tomando la lectura de 600 rpm de un viscosímetro rotacional y dividiéndola entre dos.
Viscosidad plástica
Resistencia del fluido a fluir, generado por la fricción mecánica entre las partículas suspendidas y por la viscosidad de la fase fluida. Su importancia radica en poder conocer y controlar el contenido de sólidos en el lodo, así como también generar un buen acarreo de ripios desde la formación hacia la superficie.
Punto cedente
Resistencia de un fluido a fluir causada por las fuerzas de atracción entre sus partículas. La misma es generada por la interacción de las cargas eléctricas sobre las partículas dispersas en la fase fluida del lodo, así como también, la cantidad de sólidos y la concentración iónica de las sales contenidas en esa fase. Puede ser un indicativo en la variación del contenido de sólidos en el lodo que pueden generar una mayor fricción entre la tubería y la formación, además, de permitir el conocimiento de la presencia de ciertos contaminantes que puedan flocular las arcillas. El punto cedente

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igual se obtiene a través del viscosímetro rotacional, tomando la lectura de 300 rpm y restándole el valor de la viscosidad plástica.
Filtración
Representa una medida de la capacidad de pérdida de la fase liquida del lodo de perforación hacia la formación durante el proceso de circulación del mismo. Su control es de suma importancia, ya que una disminución de la fase liquida del lodo o perdida del filtrado, implica la formación de un revoque grueso y esponjoso el cual puede generar riesgos de aprisionamiento de la tubería, además de que se pueden generar una disminución de la permeabilidad de la formación al estar el espacio poroso ocupado por el filtrado, lo que generara una menor producción. También puede producir una menor interpretación de los registros eléctricos y poca estabilidad del hoyo.
FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Capacidad de transporte
La facilidad de transportar y remover los ripios desde el fondo del pozo hasta superficie en las trampas de arena, se convierte en una de las funciones fundamentales del lodo y ella está en función de la densidad, punto cedente y viscosidad las cuales son propiedades reológicas del mismo. Sin embargo existe una variable que gobierna el éxito de esta función llamada velocidad anular y que está asociado al tamaño, forma y densidad de los ripios.
De verse afectada esta función podría generarse problemas en el pozo debido al atascamiento de la mecha o en casos mayores del ensamblaje de fondo. Además lo ripios en superficie deben ser analizados para conocer la litología de la formación atravesada y proponer modificaciones a la composición del lodo en caso de que lo amerite.

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Enfriar y lubricar
El lodo hace posible que la mecha, componentes de la sarta y el ensamblaje de fondo se lubriquen cuando en el proceso de circulación el fluido sale por los orificios, facilitando el calor generado por fricción mecánica entre la barrena y la formación atravesada. Esto se debe a que el fluido de perforación actúa al mismo tiempo como lubricante y esta propiedad puede incrementarse con agentes químicos o con aceite. Con esto se tiene que los fluidos aceitosos serán mejores para lubricar que los base agua, mas sin embargo la lubricidad de los fluidos puede modificarse como se dijo anteriormente.
Formar revoque
Algunas formaciones durante la perforación traen consigo problemas operacionales debido a que originan: Derrumbes, Atascamiento de tubería y pérdida de circulación entre otras, en donde como consecuencia del filtrado de la fase continúa del fluido hacia la formación se forma una especie de concha arcillosa compuesta de sólidos suspendidos que se depositan sobre las paredes del pozo minimizando los problemas anteriormente mencionados. El revoque debe ser liso, delgado, flexible, altamente compresible y de baja permeabilidad para controlar un filtrado de lodo excesivo, de esta forma favorecemos a la interpretación de perfiles de resistividad y mantenemos la zona profunda sin daño alguno.
Controlar la presión de formación
Mientras se perfora un pozo a medida que se van obteniendo altas profundidades se hace necesario llenar el hoyo de fluido, el cual debe de ejercer tal presión que pueda contrarrestar a la formación evitando un colapso en el hoyo y otros problemas mayores como arremetidos y reventones (fluidos de formación presurizados). Para esto el lodo debe ser suficientemente pesado para generar junto

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con la profundidad la fuerza para mantener el control de las formaciones atravesadas impidiendo un influjo de los fluidos de formación hacia el hoyo. No obstante un excesivo diferencial de presiones entre la formación y la columna de lodo conlleva problemas de atascamiento y fracturas inducidas dando origen a perdidas de circulación. Estas presiones pueden controlarse bajo condiciones estáticas y dinámicas denominadas respectivamente como: Presión hidrostática y Presión de circulación.
Capacidad de suspensión
Cuando la circulación del lodo se ve afectada o se detiene (condiciones estáticas) en las operaciones de perforación los ripios no lograrían de llegar a superficie y se atascarían en la mecha produciendo un empaquetamiento de la misma, pero existe una fuerza o una resistencia propia del fluido que logra mantener los recortes en suspensión el mayor tiempo posible retardando que caigan a la mecha. Esta propiedad reológica del fluido se denomina fuerza de gel y es una medida de atracción física y electroquímica de los sólidos reactivos de su composición.
Estabilidad
Una de los problemas de mayor costo es la estabilidad del hoyo, esto se refiere en si al tipo de formaciones atravesadas por la sarta y donde cada una de ellas para ser penetradas resulta en una acción inmediata del ingeniero de lodos, debido a que el fluido debe ser capaz de realizar la perforación de forma rápida y segura. Es aquí la importancia también de la geología o del geólogo del taladro para identificar las diferentes litologías que se puedan encontrar en el pozo.

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Evaluación
En cuanto a evaluar, se refiere al análisis constante que requiere la composición química junto con las propiedades del fluido de perforación, las cuales deben combinarse para proporcionar un pozo estable y para atravesar formaciones de forma rápida y segura. Además facilita otros procesos en la perforación como la toma de núcleo, cementación y corrida del revestidor. Es relevante sobre todo cuando nos encontramos en la zona productora mantener bajo control las operaciones.
Hidráulica
La potencia con la que se perfora el pozo es transmitida a través del lodo a la mecha y es preciso realizar un programa hidráulico adecuado, tratando de obtener las mayores caídas de presión en la mecha para poder seleccionar variables tan importantes como: velocidad de los chorros, diámetro de orificio de las mechas y caudal, los cuales deben ser optimizados. Además existen otros como fuerza de impacto y caballaje hidráulico que forman parte del mismo programa.
Flotabilidad
Esta función está relacionada con el principio de Arquímedes, en el que cualquier cuerpo que es sumergido en un líquido se ve afectado por el factor de flotación perdiendo su peso considerablemente y el cual está en función de la densidad del líquido. Como consecuencia de esto para conocer el peso de la sarta en el lodo se considera calcular

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CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Fluidos de perforación base agua
Son los lodos de perforación que se clasifican porque su fase continua es agua (dulce o salada). Se clasifican en:
 Lodos dispersos: Muy útiles cuando se perfora a grandes profundidades o en formaciones altamente problemáticas, pues presentan como característica principal la dispersión de arcillas constitutivas, adelgazando el lodo. Compuestos por bentonita, sólidos perforados y bajas concentraciones de agentes dispersantes, tales como los lignosulfonatos y lignitos; el PH de este lodo está entre 8.5 y 10.5 para mantener estable el NaOH (Hidróxido de Sodio) que es requerido para activar el agente dispersante usado.
 Lodos no dispersos: Utilizados para perforar pozos poco profundos o los primeros metros de pozos profundos (lodos primarios), en la mayoría de casos compuesto de agua dulce, bentonita y cal apagada (hidróxido de calcio), donde primero se hidrata la bentonita y luego se agrega cal para aumentar el valor real de punto de cedencia, que le da la capacidad de transportar recortes, a bajas ratas de corte (shear rate). Las cantidades requeridas de bentonita y cal dependen del punto de cedencia deseado (en muchos pozos se puede usar entre 15 y 25 lbm/bbl de la primera y entre 0.1 y 1 lbm/bbl de la segunda). El objetivo de este sistema es reducir la cantidad total de sólidos arcillosos, resultando en una rata de penetración alta. No son muy estables a altas temperaturas, aproximadamente 400°F.
Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda agregar a la mezcla, un polímero no iónico tal como el almidón o el XC que respeten el punto de cedencia logrado por la cal. Su concentración común varía

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entre 0.5 y 0.75 lbm/bbl. No toleran contaminaciones salinas de 10,000 ppm y superiores o contaminaciones de calcio que excedan las 100 ppm. No es recomendado el uso de CMC que actúa como adelgazante a ratas de corte bajas. Pero a altas velocidades de corte (común en la tubería de perforación y en las boquillas de la broca) aumenta la viscosidad efectiva del lodo, elevando la resistencia friccional requiriéndose mayores presiones de bombeo. No contienen adelgazantes.
 Bajos en sólidos: Son aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos son estrictamente controlados. Estos no deben presentar porcentajes en volumen de sólidos totales por encima de 10% y la relación de sólidos perforados a bentonita, debe ser menor que 2:1.
En años recientes han aparecido productos nuevos que hacen práctico el uso de lodos con cloruro de potasio, cuya concentración de cloruro de potasio usada depende del tipo de formación a perforar. Los lodos con concentraciones bajas (de 5 a 7 % en peso de agua utilizada para preparar el lodo) se usan en formaciones de shales firmes o de shales inestables que contengan muy poca esmectita y en arenas potencialmente ricas en hidrocarburos que pueden sufrir daños en su permeabilidad al ponerse en contacto con agua dulce. Los lodos con concentraciones altas (de 10 a 20 % en peso de agua) se utilizan para perforar shales tipo gumbo (que se hacen pegajosos y pierden su porosidad al contacto con el agua dulce), y para perforar “shales” ricos en esmectita.
La composición básica de estos lodos es: agua dulce o agua de mar, cloruro de potasio, un polímero para inhibición ( poliacrilamida generalmente), un polímero generador de viscosidad (tipo XC con frecuencia), bentonita prehidratada, almidón estabilizado o CMC, potasa cáustica o soda cáustica, y otros aditivos como lubricantes. Como factores importantes a considerar se contemplan:

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 Baja tolerancia a los sólidos, por consiguiente tienden a ser altamente procesados, haciendo de este lodo uno de los más onerosos.
 Debido al presencia necesaria de polímeros, para controlar las pérdidas de filtrado, limita su uso a temperaturas de 250°F como máximo.
 Exhiben un comportamiento de plástico de Bingham, con puntos de cedencia altos y buenas viscosidades a ratas de corte bajas; su capacidad de limpieza del pozo es grande.
 Según visualizaciones, en laboratorio, en una celda de alta temperatura y alta presión, indican que el lodo con cloruro de potasio es el lodo base agua más efectivo para estabilizar shales problemáticos.
 El consumo de cloruro de potasio es muy elevado en shales con capacidad de intercambio catiónico alta (shales tipo gumbo), por lo tanto el valor de la concentración cae demasiado bajo y se reduce la efectividad para estabilizar shales.
 Poliméricos: Son aquellos base agua dulce o salada, que tienen incorporados compuestos químicos de cadena larga y peso molecular alto, que pueden contribuir: (1) al control de pérdidas de filtrado y de propiedades reológicas, (2) a la estabilidad térmica, (3) a la resistencia ante contaminantes, (4) a la protección de zonas potencialmente productoras, (5) a mantener la estabilidad de las formaciones atravesadas, (6) a dar lubricación a la sarta, prevenir pegas y corrosión, (7) a mejorar la perforabilidad, (8) a mantener un ambiente limpio, etc.
Entre los materiales poliméricos más usados están: el almidón, la gomas de “Guar”, “Xanthan” y de algarrobo, CMC, el lignito, la celulosa polianiónica, los

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poliacrilatos, el copolimero de vinil amida/vinil sulfonato, la poliacrilamida parcialmente hidrolizada, los ácidos poliaminados y la metilglucosa, entre otros.
La desventaja relativa más prominente de los lodos con materiales poliméricos parece ser su alto costo siendo superados en costo por lodos base aceite y base material sintético.
En la siguiente tabla se muestra, la relación de los aditivos de base agua con respecto a su función.
Aditivo Función Agua Fluido Base
Polímeros, Bentonita y Atapulgita
Viscosificante Bentonita, CMC, Almidón Agente de control de filtrado
Lignosulfonato, Taninos, Fosfatos
Reductores de viscosidad Carbonato de Calcio, Barita Densificante
Productos Especiales
Bactericidas, fluidos para despegar tubería
Fluidos base aire
En algunos aires con formaciones duras y secas, se usan el aire comprimido o el gas natural para perforar, estos fluidos de perforación son también útiles en áreas donde las pérdidas de circulación severas constituyen un problema.
La ventaja de usar este tipo de fluido incluyen mayores velocidades de penetración, mayor vida de barrena, mejor control en áreas con pérdidas de circulación, menor daño a las formaciones productoras que nos permite una evolución rápida y continua de los hidrocarburos.

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 De aire o gas: El aire es un fluido de perforación de muy baja densidad cuando se perfora con este tipo de fluido los recortes son eliminados por la presión del fluido que es inyectada en el pozo. Son muchas las ventajas que se tienen en este tipo de perforación, pero también hay requerimientos de equipos y problemas de pozos muy especiales. El principal problema de la perforación con el aire son las formaciones con gran contiendo de agua. El caudal de flujo de agua se puede tolerar dependiendo de la operación; si el caudal excede lo que puede ser manejado por la velocidad de aire, durante un periodo grande de tiempo, entonces deben de emplearse otros métodos.
Usando como fluido de perforación aire, gas natural, gases inertes o mezclas con agua, se han obtenido grandes ventajas económicas en secciones de rocas consolidadas donde difícilmente se encontrarían grandes cantidades de agua, pues un aporte adicional de líquido contribuiría a formar lodo, embotando la sarta, especialmente la broca; el aire o gas seco proveen la mayor rata de penetración de los diferentes fluidos de perforación, los cortes son usualmente reducidos a polvo al mismo tiempo que se dirigen a la superficie, al ser bombardeados a alta velocidad contra los tool joints.
El transporte de los cortes depende de la velocidad en el anular, al no poseer propiedades que garanticen por sí mismas la suspensión de los cortes o sólidos transportados; siendo no recomendable su uso ante paredes de pozo inestables, formaciones productoras de agua, formaciones con alta presión de poro y adversos factores económicos. En general el uso de este tipo de fluidos resulta en una rata de perforación más rápida, mayor footage para la broca, mayor posibilidad para tomar pruebas de las formaciones, limpieza de los corazones, mejores trabajos de cementación y mejores completamientos. Se usa mist drilling o perforación de niebla cuando una pequeña cantidad de agua entra al sistema, eventualmente agentes espumantes son inyectados en la corriente por tanto disminuyen la tensión interfacial entre el agua, dispersándola dentro del gas, lo cual incrementa la habilidad de eliminar el agua producida por la

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formación. Agentes anti-corrosión normalmente no son usados pero cuando ocurre o se encuentra agua, un inhibidor tipo amina sirve para proteger la sarta.
 Niebla: Se constituye un problema cuando las formaciones contienen agua, o cuando se encuentran hidrocarburos, se hace necesaria la perforación con niebla.
La niebla se forma de aire seco pequeñas cantidades de agua y surfactantes espumosos inyectados a altas velocidades en una corriente de agua o de aire. Un aumento de la concentración de surfactantes creara una espuma más firme que ayudará a limpiar mejor el pozo y removerá los recortes más pesados. Con la utilización de este tipo de fluido se obtienen altas velocidades anulares y recortes ligeramente mayores.
 Espuma: se forma con la niebla, pero con mayor concentración de agua. La capacidad de acarreo de estos fluidos depende en mayor grado de la viscosidad de la velocidad de anular. En comparación con los fluidos anteriores las espumas ejercen mayor presión sobre la formación.
Fabricados mediante la inyección de agua y agentes espumantes dentro de una corriente de aire o gas creando un espuma estable y viscosa o mediante la inyección de una base gel conteniendo un agente espumante, su capacidad de acarreo es dependiente más de la viscosidad que de la velocidad en el anular. En cuanto a los lodos aireados en una base gel, tienen el propósito de reducir la cabeza hidrostática y prevenir pérdidas de circulación en zonas de baja presión, además de incrementar la rata de penetración.

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Lodos base aceite
Existen dos tipos principales de sistemas:
 Lodos de aceite: que contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diesel de alto punto de llama o aceites minerales no tóxicos. Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas temperaturas, también son especiales para las operaciones de corazonamiento.
 Emulsiones invertidas: estos sistemas contiene más del 50% en agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas.
El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg (libras por galón) sin el uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados con éxito para muchas tareas de perforación con: pozos profundos con condiciones extremas de presión y temperatura; problemas de pega de tubería y de estabilidad de pozo; necesidad de atravesar zonas que contienen sales, yeso o anhidrita; presencia de sulfuro de hidrógeno hallazgo de formaciones potencialmente productoras; gran necesidad de minimizar la fricción y los torques (en pozos altamente desviados). Lastimosamente su carácter contaminante ha restringido su uso.

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FACTORES A CONSIDERAR EN LA SELECCIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Una selección adecuada del fluido de perforación es de vital importancia para el éxito de la perforación, los errores es esta fase pueden resultar muy costosos y difíciles de corregir, para evitar estos errores es recomendable considerar los siguientes factores:
 Factores ambientales
 Aspectos de seguridad
 Domos salinos
 Alta temperatura y presión
 Perdidas de circulación
 Lutitas hidrófilas
 Logística
 Económico
Factores ambientales
Con frecuencia este factor es el de mayor peso para la selección de la base (agua o aceite) del fluido de perforación. Las regulaciones ambientales son variadas y dependen de donde se encuentre localizado el pozo a perforar.
Zonas marinas Zonas terrestres  Fluorescencia  Contenido de cloruros
 Biodegradación
 Metales pesados  Bioacumulación  PH y contenido de aceite

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Condiciones de seguridad
La seguridad es prioritaria, y el fluido seleccionado debe ser capaz de mantener las características o propiedades requeridas para:
 Ejercer un efectivo control de la presión de formación
 Realizar una limpieza efectiva del pozo
 Debe mantener control sobre los contaminantes del área
 Debe permitir la rápida densificación
Domos salinos
Cuando se tiene programado la perforación de un domo salino, la selección del fluido de perforación debe ser tal que evite los deslaves en la formación, la mejor solución para estos casos es un fluido base aceite saturado con sal. Si se opta por un fluido base agua también deberá estar saturada con sal. Los principales problemas al perforar un domo salino son:
 Descalibre del pozo
 Flujos de sal
 Flujos de agua salada
 Incremento de la densidad
 Perdidas de circulación
 Contaminación del fluido de perforación
Alta temperatura y alta presión
Al perforar pozos con altas temperatura y presión, se debe seleccionar el fluido que presente mejor estabilidad. El fluido base aceite (emulsión inversa) tiene un mejor desempeño en estas condiciones. Los problemas más comunes en estos pozos son:

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 Gelificación
 Asentamiento de la barita
 Variación en la densidad (disminución)
Perdida de circulación
Si se va a perforar un pozo en una zona donde existe evidencia de que se puede presentar una pérdida de circulación de gran magnitud, el tipo de fluido seleccionado debe ser el más simple y económico posible. Para estos casos el fluido base agua es el más recomendado y de ser posible fluidos aireados. La problemática en zonas de pérdida total:
 Manejo de grandes volúmenes de lodo
 Logística
 Costo
Lutitas hidrófilas
Cuando se van a perforar zonas de lutitas hidrófilas (que adsorben agua), lo más recomendable es el uso de fluidos base aceite ya que un fluido base agua causaría una desestabilización de las lutitas por hinchamiento. La problemática más común es:
 Inestabilidad del pozo
Logística
Debemos considerar la logística para el acarreo del material químico y fluidos para la preparación del lodo. Si el lugar es el de difícil acceso será preferible un loco base agua y si es en costa fuera lo mejor es utilizar un lodo preparado con agua de mar.

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 Distancia
 Acceso
Económico
Deberá realizarse una lista con los fluidos que técnicamente sean capaces de perforar el pozo con seguridad y eficiencia, realizar un comparativo y finalmente seleccionar el más económico. En el costo del fluido se debe considerar:
 Costo del fluido base
 Costo del mantenimiento
 Costo del tratamiento de los recortes
Después de analizar y considerar los factores mencionados, estamos en posibilidad de seleccionar la base del fluido de perforación a utilizar en cada etapa del pozo. Si seleccionamos un fluido base agua y vamos a perforar una etapa donde tengamos lutitas hidrófilas es necesario conocer las características mineralógicas de dicha formación para prevenir problemas de inestabilidad del pozo. Los indicadores más comunes de inestabilidad son:
 Presencia de derrumbes
 Tendencia al empacamiento de la sarta de perforación
 Excesivos arrastres al sacar la sarta
 Continuos repasos de agujero al meter la sarta
 Altos torques
 Constantes pegaduras de la sarta

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VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Fluidos a base de agua
El agua fue el primer fluido de perforación empleado, pero el agua por sí mismo no tiene las propiedades suficientes para ser empleado como un fluido de perforación. El agua como fluido presenta ventajas y desventajas, por ejemplo.
Ventajas
 Excelente refrigerante de barras y brocas, debido a su gran capacidad de eliminar calor por convección, impidiendo los sobrecalentamientos, que pueden llegar a afectar las cualidades del acero y la vida útil de estos.
 Encapsular sólidos perforados para prevenir la dispersión.
 Cubrir lutitas para inhibir y prevenir el hinchamiento.
 Incrementar la viscosidad.
 Reducir las pérdidas de fluidos (filtración).
Desventajas
 Congelamiento: con temperaturas bajo 0º C, requiere la utilización de fluidos anticongelantes.
 El agua se filtra fácilmente en terrenos arenosos o en formaciones quebradas.
 Las arcillas al estar en contacto con el agua tienden a expandirse y llegan a ser pegajosas.

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Fluidos a base de aceite
Es un fluido de perforación tiene como fase externa el aceite, este lodo es una emulsión inversa debido a que su fase externa es aceite, y tiene el agua como fase interna. Estos se utilizan cuando se requiere altos niveles de inhibición y estabilidad de fluidos.
Ventajas
 Inhibe para reducir problemas causados por hidratación e hinchamiento de lutitas.
 Es bueno para ambientes de altas temperaturas debido a su base aceitosa.
 Aporta buena lubricidad, reduce el torque, el arrastre, y el riesgo de pega.
 Es excelente para usarse en algunas áreas donde se enfrenta con problemas de hidratos como en perforaciones de aguas profundas.
 Preserva la permeabilidad natural no daña zonas de hidrocarburos (a través de invasión).
 Generalmente, cuando se perfora con lodo a base de aceite se puede conservar el calibre del hoyo.
 Proporciona tasas de perforación más rápidas.
Desventajas
 Concientización Ambiental: Este tipo de lodo es considerado como residuo Tóxico, por lo tanto no puede ser dispuesto directamente al ambiente, sino que realmente necesita dársele un tratamiento especial cuando se usa. Varias autoridades gubernamentales no permiten operar a las compañías petroleras que no posean buenos tratamientos de los residuos mientras perforan con lodo base aceite.
 Salud Personal: Este lodo emite vapores peligrosos que pueden causar problemas en la salud del personal que trabaja con él, tanto con cortos como por

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largo tiempo. Por eso se requiere que el personal use sus equipos de protección (EPP) apropiados para trabajar con el lodo, ya que el mismo puede ocasionar irritaciones en la piel.
 Costos: Los costos de este sistema de fluidos son mayores de los de lodo Base Agua si se habla en términos de costo por barril.
 Limpieza: Es muy difícil mantener el taladro limpio durante la perforación con lodo base aceite. El personal requiere de mayor tiempo y esfuerzo para limpiar el área donde se trabaja con el lodo.
 Equipos: Las piezas de goma se deterioran fácilmente con el lodo base aceite, por lo tanto el personal debe frecuentemente chequear las piezas de goma expuestas al lodo, tales como manguerotes, juntas de expansión, etc.
 Problemas para interpretar los registros.
Fluidos sintéticos
Los aceites sintéticos (aceites minerales) han ganado terreno en la industria. Estos poseen las mismas ventajas de los fluidos a base de aceite, pero no tienen problemas ambientales asociados, la ventaja principal es que dichos fluidos son ambientalmente amigables y pueden ser descargados al mar sin problemas.

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CONCLUSIÓN
El objetivo principal de la operación de perforación de los pozos petroleros es llegar hasta la zona donde se encuentran los hidrocarburos. Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. Un fluido de perforación es una mezcla de aditivos químicos que proporcionan propiedades físico- químicas idóneas a las condiciones operativas y a las características de la formación geológica a perforar, la responsabilidad de la ejecución de estas funciones es asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo y las personas que dirigen la operación de perforación. Las propiedades del lodo deben ser las correctas para el ambiente de perforación específico. Entre muchas más funciones las que figuran básicamente como las más importantes son la remoción de los recortes del pozo (ripios) y el control de las presiones de la formación.

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REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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http://es.scribd.com/doc/7904671/Introduccion-a-Fluidos-de-Perforacion
- Amyx, James W; Bass, Daniel M. (S/A) Petroleum Reservoir Engineering.
Physical Properties.
- López Valdez, Israel. (S/A). Fluidos de Perforación. Disponible en:
http://es.scribd.com/doc/25599222/Fluidos-de-Perforacion
- PDVSA, 2002 Manual de fluidos de perforación. Primera edición. Venezuela
- Ramírez Willher, (2010). Sistema lodo agua-bentonita. Anzoategui, Venezuela. Universidad de Oriente. Disponible en:
http://es.scribd.com/doc/44236390/PREINFORME-LODOS-1-WILLHER
- T.K. Derry; Trevor, Williams Historia de la Tecnología
- Venezuela Petroleum Technology. (S/A) Manual técnico para ingenieros en fluidos de perforación nivel básico. Venezuela
- Viani, Mary Cruz; Pérez Adanies; Fuentes José; Gallardo Daniel; Bastardo, Luis; Carmona, Gabriel; Olivares, José. (2005) Fluidos.Disponible en:
http://es.scribd.com/full/52562363?access_key=key-1fi1yfaxbqjia0tn5mw7

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Otras fuentes consultadas S/año S/autor:
- Lodos de Perforación. S/A. Disponible en:
http://www.slideshare.net/daviddesing/semana2-fluidos-de-perforacion
- Oil and Gas. Tipos de Lodos. Disponible en:
http://oilworld2008.blogspot.com/2009/01/tipos-de-lodos.html
- Universidad CEDIP. México
http://www.cedip.edu.mx/tomos/tomo03.pdf