Pruebas API para los fluidos de perforación.docx

TABLA DE CONTENIDO 1.

INTRODUCCION INTRODU CCION ................................... .................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... .................. 1

2.

OBJETIVO OBJETIV O DEL TRABAJO ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ........................ ....... 1

3.

DESARROLLO DESAR ROLLO DEL TRABAJO TRABAJ O.................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................... 1 3.1.

DENSIDAD DEL LODO........................ LODO...... ................................... ................................... ................................... ................................... .............................. ............ 1

3.2.

TASA DE FILTRACION FILTRA CION ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ..................... .... 2

3.3.

PORCENTAJE DE AGUA , ACEITE Y SOLIDOS SOLIDOS .................. ............................ ................... .................. .................. .................. ................. ........ 2

3.4.

VISCOSIDAD VISCOS IDAD Y RESISTENCIA RESISTENC IA DE GEL .................................. ................ ................................... .................................. ................................. ................ 3

3.5.

EMBUDO MARSH ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... ........................ ....... 3

3.6.

VISCOSIMETRO VISCOS IMETRO .................................. ................ ................................... .................................. ................................... ................................... .............................. ............. 3

3.7.

API RP 13B-1 PARA LODOS BASE AGUA .................. ........................... ................... ................... .................. .................. .................. .............. ..... 4

3.7.1.. 3.7.1

Contenido Conte nido de arena ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................. ............... 4

3.7.2.. 3.7.2

Factor Facto r PH ................................... ................. ................................... .................................. ................................... ................................... .............................. ............. 5

3.7.3.

Capacidad al azul de metileno (MBT) ................. .......................... ................... ................... .................. .................. .................. ........... .. 7

3.7.4.

Corrosión de la sarta de perforación.................. ........................... ................... ................... .................. .................. .................. ........... .. 7

3.7.5.. 3.7.5

Análisis químico ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ..................... .... 8

3.8.

API RP 13B-2 13B-2 PARA LODOS LODOS BASE ACEITE ACEITE ................. .......................... ................... ................... .................. .................. .................. ............ ... 11

3.8.1.. 3.8.1

Estabilidad Estabili dad eléctrica eléct rica ................................... .................. .................................. ................................... .................................... ............................ .......... 11

3.8.2.. 3.8.2

Actividad Activi dad .................................... .................. ................................... .................................. ................................... ................................... ............................ ........... 11

3.8.3.

Contenido aceite y agua de los recortes .................. ............................ ................... .................. .................. .................. ............ ... 12

4.

CONCLUSION CONCL USION ................................. ................ .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ...................... .... 16

5.

RECOMENDACION RECOMEN DACION .................................. ................. .................................. ................................... ................................... .................................. ............................... .............. 16

6.

BIBLIOGRAFIA BIBLIO GRAFIA ................................... .................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... .................... 16

7.

ANEXOS ................................... .................. ................................... ................................... .................................. ................................... .................................... ............................ .......... 17

[TRABAJO FINAL] [ELECTIVA II]

Pruebas API para los fluidos de perforación 1. INTRODUCCION El API (Instituto Americano del Petróleo) ha recomendado métodos estándar para la realización de pruebas de campo y en laboratorio de los fluidos de perforación, cuyos procedimientos detallados pueden ser consultados en la publicación de API titulada “Recommended Practice: Standard Procedure for Field Testing WaterBased (Oil-Based) Drilling Fluids” [Práctica Recomendada: Procedimiento Estándar para la Prueba de Campo de los Fluidos de Perforación Base Agua (Base Aceite)], API RP 13B-1, 13B-2, y los suplementos (remitirse también a 13I para la Prueba en Laboratorio de los Fluidos de Perforación, 13J para la Prueba de las Salmueras Pesadas, y los suplementos).

2. OBJETIVO DEL TRABAJO   

Definir las pruebas API que se realizan de los fluidos de perforación Conocer los procedimientos que se realizan a estas pruebas. Conocer las pruebas que se le hacen a los lodos base agua y base aceite.

3. DESARROLLO DEL TRABAJO El instituto americano del petróleo (API) emite practicas recomendadas para procedimientos de prueba y equipos, estas pruebas son comunes para lodos base agua y aceite.

3.1.

DENSIDAD DEL LODO

La densidad (comúnmente llamada peso del lodo) Define la capacidad del lodo de ejercer una contrapresión en las paredes de la perforación, controlando de este modo las presiones litostática e hidrostática existentes en las formaciones perforadas. Se mide con una balanza de lodo de suficiente precisión para obtener mediciones con un margen de error de 0,1 lb/gal (0,5 lb/pie3 o 5 psi/1.000 pies de profundidad). A todos los efectos prácticos, la densidad significa el peso por volumen unitario y se mide pesando el lodo. El peso del lodo se puede expresar como gradiente de presión hidrostática en lb/pulg.2 por 1.000 pies de profundidad vertical (psi/1.000 pies), como densidad en lb/gal, lb/pie3, o como Gravedad Específica (SG)

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Pruebas API para los fluidos de perforación 3.2.

TASA DE FILTRACION

La medición del comportamiento de la filtración y las características del enjarre de un lodo, son fundamentales para el control y el tratamiento de los fluidos de perforación, también lo son las características del filtrado, tales como el contenido de aceite-agua o emulsión. La propiedad de filtración o formación de paredes de un lodo es determinada con un filtro prensa. La prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se fuerza un fluido a través del papel filtro. La prueba es realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión especificadas. Después de la prueba se mide el espesor del revoque sólido que se ha asentado. El filtro prensa usado debería cumplir con las especificaciones indicadas en la práctica Recomendada de API y la prueba debería ser realizada de la manera recomendada. La prueba de filtrado API es realizada a la temperatura superficial y a una presión de 100 psi, y los resultados se registran como número de mililitros perdidos en 30 minutos. Estas características son afectadas por los tipos y cantidades de sólidos en el fluido y sus interacciones físicas y químicas, las cuales también se ven afectadas por la temperatura y presión. Por lo tanto las pruebas se elaborarán de dos formas una de baja presión/baja temperatura y otra de alta presión/alta temperatura, las cuales requieren de diferentes equipos y técnicas.

3.3.

PORCENTAJE DE AGUA , ACEITE Y SOLIDOS

El instrumento llamado retorta proporciona los medios para separar y medir los volúmenes de agua, aceite y sólidos contenidos en una muestra de lodo base agua. En la retorta sabemos el volumen de una muestra de lodo debido a que ésta es calentada para vaporizar los componentes líquidos los cuales son condensados y recolectados en un receptor graduado. Los volúmenes de líquido son determinados directamente por la lectura de las fases de aceite y agua en el recibidor. El volumen total de sólidos (suspendidos y disueltos) es obtenido por la diferencia (volumen total de la muestra – volumen de liquido). Los cálculos son necesarios para determinar el volumen de sólidos suspendidos puesto que cualquier sólido disuelto estará retenido en la retorta.

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Pruebas API para los fluidos de perforación Los volúmenes relativos de baja gravedad de los sólidos y sus materiales densificantes pueden ser calculados. Tener conocimiento de la concentración y composición de los sólidos es considerado básico para el control de la viscosidad y filtración de los lodos base agua.

3.4.

VISCOSIDAD Y RESISTENCIA DE GEL

Los siguientes instrumentos son los que se utilizan para medir la viscosidad y/o fuerza de gel de los fluidos de perforación:

a. Embudo Marsh.- Es un dispositivo sencillo para determinar la viscosidad en forma rutinaria. b. Viscosímetro de indicación directa. - Es un dispositivo mecánico para medir la viscosidad a varias velocidades de corte. La viscosidad y la fuerza de gel son mediciones que se relacionan con las propiedades de flujo de los lodos. La reología estudia la deformación y flujo de la materia. En el boletín API RP-13D (La reología de los fluidos de perforación de base aceite) se da una explicación profunda de la reología.

3.5.

EMBUDO MARSH

El viscosímetro de Marsh es usado para la medición de rutina en el campo, de la viscosidad del lodo de perforación. El medidor de V-G(viscosidad-gravedad) de Fann es usado para completar la información obtenida con el viscosímetro de Marsh, especialmente en lo que se refiere a las características de gel del lodo.

3.6.

VISCOSIMETRO

VISCOSÍMETRO DE MARSH El viscosímetro de Marsh tiene dimensiones seleccionadas de tal manera que cuando se siguen los procedimientos estándar, el tiempo de descarga de 1 qt

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Pruebas API para los fluidos de perforación (946 cm3) de agua dulce a la temperatura de 70±5ºF (21±3ºC) es 26±0,5 segundos. Se usa un vaso graduado o un recipiente de 1 cuarto de galón (qt) como receptor. Procedimiento 1. Tapar el orificio con un dedo y verter la muestra de lodo recién obtenida a través de la malla dentro del embudo limpio, seco y vertical hasta que el nivel del líquido llegue a la parte inferior de la malla (1.500 ml). 2. Retirar inmediatamente el dedo del orificio y medir el tiempo requerido para que el lodo llene el vaso receptor hasta la marca de 1 qt (946 ml). 3. Ajustar el resultado al segundo entero más próximo como indicación de viscosidad Marsh. Registrar la temperatura de la muestra en ºF o ºC.

Viscosímetro rotativo Los viscosímetros de indicación directa son tipos rotativos de instrumentos accionados por un motor eléctrico o una manivela. El lodo está contenido dentro del espacio anular entre dos cilindros. El cilindro exterior o manguito de rotor es accionado a una velocidad rotacional constante. La rotación del manguito de rotor en el lodo impone un torque sobre el cilindro interior o balancín. Un resorte de torsión limita el movimiento. Un cuadrante acoplado al balancín indica el desplazamiento del balancín. Las constantes del instrumento han sido ajustadas de manera que se pueda obtener la viscosidad plástica y el punto cedente usando las indicaciones derivadas de las velocidades del manguito de rotor de 600 y 300 RPM. La viscosidad aparente en centipoise es igual a la indicación a 600 RPM dividida por 2. CUIDADO: Estos Viscosímetros de Indicación Directa están diseñados para una temperatura máxima de 200ºF (93ºC) en fluidos no presurizados. Cuando sea necesario probar fluidos con temperaturas mayores de 200ºF (93ºC), el operador debería usar un balancín de metal sólido. El líquido aprisionado dentro de un balancín hueco puede vaporizarse y causar la explosión del balancín al ser sumergido en el fluido de alta temperatura.

3.7.

API RP 13B-1 PARA LODOS BASE AGUA

3.7.1. Contenido de arena

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Pruebas API para los fluidos de perforación El juego de determinación del contenido de arena se compone de una malla de 2 ½ pulgadas de diámetro, de malla 200 (74 micrones), un embudo de tamaño que se ajusta a la malla y un tubo medidor de vidrio, marcado para señalar el volumen de lodo a ser añadido para leer el porcentaje de arena directamente en la parte inferior del tubo, el cual está graduado de 0 a 20%.

Procedimiento 1. Obtener la muestra de fluido a probar y dejar que alcance la temperatura de 75±5ºF (24±3ºC). 2. Dejar que las soluciones amortiguadoras alcancen la misma temperatura que el fluido a probar. Para obtener una medida precisa del pH del fluido de la prueba, la solución amortiguadora y el electrodo de referencia deben estar a la misma temperatura. El pH de la solución amortiguadora indicado en la etiqueta del recipiente sólo es para 75ºF (24ºC). Para calibrar a otra temperatura, se debe usar el pH efectivo de la solución amortiguadora a esa temperatura. Tablas de valores del pH de la solución amortiguadora a diferentes temperaturas pueden ser obtenidas del fabricante y deberían ser usadas en el procedimiento de calibración. 3. Limpiar los electrodos – lavarlos con agua destilada y secar. 4. Colocar la sonda dentro de la solución amortiguadora de pH 7,0. 5. Activar el medidor, esperar 60 segundos para que la indicación se estabilice. Si la indicación del medidor no se estabiliza, consultar los procedimientos de limpieza. 6. Medir la temperatura de la solución amortiguadora de pH 7,0. 7. Fijar esta temperatura sobre el botón de “temperatura”. 8. Fijar la indicación del medidor a “7,0” usando el botón de “calibración”.

9. Enjuagar y secar la sonda. 10. Repetir las Etapas 6 a 9 usando una solución amortiguadora de pH 4.

3.7.2. Factor PH Las mediciones del campo del pH del fluido de perforación (ó filtrado) y ajustes en el pH es fundamental para el control de los fluidos de

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Pruebas API para los fluidos de perforación perforación. La interacción con arcilla, la solubilidad de varios componentes y sus contaminantes, y la efectividad de aditivos son todos dependientes del pH, como lo es el control de los procesos de corrosión por ácido y de sulfuros. El término pH denota el logaritmo negativo del ion de hidrógeno, H+, actividad de soluciones acuosas (la actividad y concentración son iguales solo en soluciones diluidas). pH=-log[H+] Para el agua pura a 75°F (24°C), la actividad del ion hidrogeno [ H+ ] es 107 moles/litro y pH = 7. Este sistema es término neutro porque la actividad del ion hidroxilo, es también 10-7 moles/litro. En sistemas acuosos a 24°C el producto ion, [H+] * [OH-], es 10 –14 (una constante). Consecuentemente, un incremento en H+ denota una reducción similar en [OH-]. Un cambio en el pH de una unidad indica diez veces el cambio en ambas [H+] y [OH-]. Las soluciones con pH menor que 7 son llamados ácidos y aquellos con pH mayor que 7 son llamados básicos ó alcalinos. El método recomendado para la medición del pH de los fluidos de perforación es por medio de un medidor de pH con electrodo de vidrio. Este método es preciso y da valores confiables del pH, esta libre de interferencias si se utiliza un sistema de electrodo de alta calidad con un instrumento de diseño apropiado. Instrumentos de pH resistentes que automáticamente compensan la pendiente por temperatura, están disponibles y son preferidos sobre los instrumentos ajustados manualmente. Nota: El papel indicador de pH y tiras son utilizados en el campo para mediciones de pH, pero no son los métodos recomendados. Estos métodos son confiables solo en lodos base agua muy simples. Los sólidos del lodo, sales disueltas, productos químicos y líquidos de color oscuro causan serios errores en los valores de pH obtenidos. La capacidad de lectura es normalmente alrededor de 0.5 unidades de pH.

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Pruebas API para los fluidos de perforación 3.7.3. Capacidad al azul de metileno (MBT) La capacidad de azul de metileno en un fluido de perforación es un indicador de la cantidad de arcillas reactivas (bentonita y/o sólidos de perforación) presentes según la determinación de la prueba azul de metileno (MBT). La capacidad de azul de metileno proporciona una estimación de la capacidad total del intercambio cationico (CIC) de los sólidos del fluido de perforación. La capacidad de azul de metileno y la capacidad de intercambio cationico, no es necesariamente equivalente, normalmente primero viene una cosa antes que la actual capacidad de intercambio cationico. La solución de azul de metileno es adicionada a la muestra de fluido de perforación (la cual fue tratada con peróxido de hidrogeno y acidificada) la saturación es observada por la formación de un tinte “halo” alrededor de

una gota de sólido suspendido puesto sobre el papel filtro. Las variaciones del procedimiento usado sobre el fluido de perforación pueden ejecutarse sobre el sólido de perforación y la bentonita comercial para permitir una estimación de la cantidad de cada tipo de sólido presente en el fluido. Los fluidos de perforación frecuentemente contienen sustancias adicionadas con las arcillas reactivas los cuales fijan el azul de metileno por absorción. El tratamiento previo con peróxido de hidrogeno pretende remover los efectos de los materiales orgánicos tales como lignosulfonatos, lignitos, polímeros celulósicos, poliacrílicos y similares.

3.7.4. Corrosión de la sarta de perforación La localización de anillos de ensayos de corrosión en la sarta de perforación se usa rutinariamente para evaluar la corrosividad del ambiente del fluido de perforación sobre la sarta de perforación y otras partes de acero. La remoción y examinación de estos anillos, luego de un determinado período de exposición, puede ser altamente informativa respecto a la corrosividad del fluido de perforación y el tipo de corrosión encontrada. Una examinación cercana de las incrustaciones y picaduras en los anillos de exposición ayudarán en la elección de la adecuada acción remediante.

Procedimiento

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Pruebas API para los fluidos de perforación 1. Luego de un mínimo de 40 horas de exposición en la sarta de perforación (un tiempo normal es de 100 horas), remueva cuidadosamente el anillo de la junta de la herramienta e inmediatamente remueva cualquier residuo de fluido de perforación, limpiando con una toalla limpia. El anillo debería ser manejado con guantes limpios y secos, si fuese posible. 2. Examine el anillo para evaluar corrosión severa o daño mecánico y anote cada anillo específico en el formulario a ser enviado por correo. Los daños mecánicos severos invalidarán el ensayo y es frecuente observar cortes o mordeduras sobre la superficie externa del anillo. Esto indica que se ha producido un movimiento considerable del anillo en el receptáculo de la caja de herramienta, y esto debería ser notado y reportado. 3. Si se evidencia una severa corrosión, la causa de la misma debería determinarse prontamente, a fin de tomar acciones remediantes. 4. Luego de secar completamente el anillo, colóquelo en un recubrimiento inhibidor de corrosión, y luego dentro del sobre original de envío para ese anillo específico. Cada anillo y cada sobre están marcados con un número de serie correspondiente. Asegúrese que toda la información requerida esté completa y, además, con el nombre del contacto y número telefónico. 5. Si el anillo no es re-pesado en el lugar, envíe el sobre de despacho urgente o aéreo de dos días a OFI en Houston, TX. Esto deberá realizarse tan pronto como sea posible, para evitar corrosión posterior.

3.7.5. Análisis químico 3.7.5.1

Alcalinidad

Los siguientes materiales son necesarios para determinar la alcalinidad y el contenido de cal de los fluidos de perforación:

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Pruebas API para los fluidos de perforación 1. Solución ácida normalizada, 0,02 N (N/50); ácido sulfúrico o nítrico (OBSERVACIÓN: También se puede utilizar la solución ácida normalizada 0,1N (N/10), pero convirtiéndola al equivalente ml 0,02 N multiplicando por 5). 2. Solución indicadora de fenolftaleína. 3. Solución indicadora de anaranjado de metilo/verde de bromocresol. API recomienda al anaranjado de metilo (amarillo a rosado). 4. Recipiente de valoración, 100 a 150 ml, preferiblemente blanco. 5. Pipetas graduadas: una de 1 ml y otra de 10 ml. 6. Varilla de agitación. 7. Una jeringa de 1 ml. 8. Medidor de pH con electrodo de vidrio (sugerido). Procedimiento para la alcalinidad del filtrado (pf y mf) 1. Medir 1 ml de filtrado dentro del recipiente de valoración y añadir 5 ml de agua desionizada. 2. Añadir 2 o más gotas de indicador de fenolftaleína. Si la solución se vuelve rosada. 3. Añadir ácido 0,02 N gota a gota de la pipeta, agitando hasta que el color rosado desaparezca. Si la muestra está tan coloreada que no se puede observar el cambio de color del indicador, el punto final será tomado cuando el pH cae a 8,3, según sea medido por el medidor de pH con electrodo de vidrio. (La muestra puede ser diluida con agua destilada.) 4. Indicar la alcalinidad de fenolftaleína del filtrado, Pf, como número de ml de ácido 0,02 N requeridos por ml de filtrado para lograr el punto final. 3.7.5.2

Cloruros

La prueba de sal, o cloruro, es muy importante en las áreas donde la sal puede contaminar el fluido de perforación. Esto incluye la mayoría de los campos de petróleo del mundo.La sal puede provenir del agua de preparación, sacos, capas discontinuas, estratos o corrientes de agua salada. Equipo

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Pruebas API para los fluidos de perforación Los siguientes materiales son necesarios para determinar la concentración iónica de cloruro en el filtrado de lodo. 1. Solución de nitrato de plata, 0,0282N o 0,282N (fuerte) AgNO3, almacenada en un cilindro opaco o de color ámbar. 2. Solución indicadora de cromato de potasio. 3. Solución de ácido sulfúrico

3.7.5.3

Dureza total

Es la suma total de los iones de calcio (Ca++) y magnesio (Mg++) en una solución y se reporta comúnmente como contenido de calcio. Su medición se puede efectuar mediante un análisis volumétrico, usando un indicador calgamite y por titulación.

3.7.5.4

Sulfuros

El ion sulfato está presente en muchas aguas naturales debido a la acción solvente del agua sobre los minerales de la tierra. La anhidrita (sulfato de calcio) es un contaminante ligeramente soluble encontrado durante la perforación en ciertas áreas. En general, resulta conveniente conocer el contenido de iones sulfato del filtrado. Concentraciones iónicas de sulfato de aproximadamente 2.000 mg/l podrían contribuir a los problemas de alta viscosidad y control de filtrado. Equipo Los siguientes materiales son necesarios para determinar cualitativamente la presencia del sulfato: 1. Tubo de ensayo. 2. Gotero con solución de cloruro de bario de 10%. (VENENO. No pipetar con la boca.)

3. Gotero con ácido nítrico fuerte. Procedimiento Colocar aproximadamente 3 ml de filtrado dentro de un tubo de ensayo. Añadir unas cuantas gotas de solución de cloruro de bario. La formación de un precipitado blanco indica la presencia de sulfatos y/o carbonatos. Añadir unas cuantas gotas de ácido nítrico concentrado. Si el precipitado se disuelve, se trata de carbonato; si no, se trata de

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Pruebas API para los fluidos de perforación sulfato. Registrar la cantidad de precipitado que queda después del tratamiento con ácido como cantidad ligera, mediana o pesada.

3.8.

API RP 13B-2 PARA LODOS BASE ACEITE

3.8.1. Estabilidad eléctrica Se usa un medidor de estabilidad eléctrica para medir la estabilidad relativa de una emulsión de agua en aceite. Esta medición es realizada mediante el uso de un par de electrodos de placa separados precisa y permanentemente, sumergidos en una muestra de fluido. Se usa una fuente de alimentación de corriente continua (CC) para proporcionar un voltaje de corriente alterna (CA) que es aplicado al electrodo según un régimen constante de aumento del voltaje. El voltaje al cual la emulsión se vuelve conductora es indicado por el flujo de corriente entre los electrodos de placa; al completar el circuito, (1) la luz indicadora se encenderá cuando se usa un medidor de cuadrante manual o (2) la indicación numérica se estabilizará cuando se usa un medidor de lectura directa. Desventajas Lodos base aceite no son conductivos de tal manera que losregistros convencionales de resistividad no detectan señales Las reglas empíricas usadas en lodos base agua no funcionan con lodos base aceite Las medidas de resistividad usando registros de inducción no sone xactos Ventajas Lodos base aceite proveen un hoyo calibrado o cerca de calibrado Lodos base aceite proveen excelente estabilidad Lodos base aceite generalmente producen poca invasión.

3.8.2. Actividad Son lodos cuya fase continua o externa corresponde a petróleo crudo o minerales de éste. Sus propiedades están influenciadas por: la relación aceite/agua, el tipo de emulsificador y concentración y el Contenido de sólidos. Los lodos base aceite constituyen una emulsión de agua en aceite, es decir una emulsión inversa donde la fase dispersa es agua y la base continua, al

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Pruebas API para los fluidos de perforación igual que el filtrado, es aceite. El agua no se disuelve o mezcla con aceite sino que permanece suspendida, actuando cada gota como una partícula sólida. En una buena emulsión no debe haber tendencia de separación de fases y su estabilidad se logra por medio de emulsificantes y agentes adecuados. En una emulsión aceite en agua, el agua constituye la fase continua y el aceite la fase dispersa. Sin embargo, existen emulsiones donde el aceite es emulsionado en el agua, este es el caso de las emulsiones con 80% de aceite y 20% de agua. Para lograr la emulsión se utilizan emulsificantes especiales como INTERFLOW y STABLEMUL, los cuales son agregados en concentraciones de 14-20libs/Bbl. Este tipo de emulsión es utilizada para perforar zonas donde se requieren densidades muy bajas, alrededor de 7 Lbs/gal.

3.8.3. Contenido aceite y agua de los recortes 3.8.4. Análisis químicos 3.8.4.1.

Alcalinidad total del lodo (Pom) (VSA•API)

La alcalinidad de un lodo base aceite se determina rompiendo la emulsión y valorando rápidamente la mezcla hasta el primer cambio de color o el punto final. El volumen (ml) de ácido sulfúrico 0,1 N usado en la valoración por ml de lodo constituye la alcalinidad del lodo o POM. Se describirán dos procedimientos de prueba que utilizan diferentes solventes. El primer procedimiento es una prueba eficaz para un fluido base aceite que utiliza barita o hematita en un sistema de una sal. El segundo procedimiento no es tan eficaz pero es necesario cuando se usa un sistema de dos sales. Equipo y reactivos 1. Equipo de valoración (agitador magnético o agitador Hamilton Beach). 2. Pipeta de 5 ml. 3. Frasco de conservas de 16 oz., vaso de precipitado de 500 ml oequivalente. 4. Mezcla de xileno-alcohol isopropílico (IPA) (50:50) o Propasol Propílico.

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Pruebas API para los fluidos de perforación 5. Indicador de Fenolftaleína. 6. Solución de ácido sulfúrico, 0,1N H2SO4. Procedimiento 1. Al utilizar el Procedimiento de Prueba nº 1, colocar 100 ml de mezcla de Xileno/IPA o 75 ml de Propasol Propílico dentro del frasco de vidrio. Llenar una jeringa de 5 ml con lodo entero hasta exceder la marca de 3 ml. 2. Disipar 2 ml de lodo base aceite dentro del solvente y añadir 200 ml de agua destilada. 3. Añadir 15 gotas de fenolftaleína. 4. Agitar rápidamente con un agitador magnético, un agitador Hamilton Beach o cualquier agitador equivalente. 5. Al agitar, valorar lentamente con H2SO4 0,1N hasta que el color rosa desaparezca. Seguir agitando, y si el color rosa no reaparece dentro de un minuto, dejar de agitar. Puede que sea necesario dejar de agitar y esperar que la mezcla se separe en dos fases para que el color pueda ser observado con más claridad en la fase acuosa. 6. Dejar reposar la muestra durante 5 minutos. Si el color rosa no reaparece, el punto final ha sido alcanzado. Si el color rosa reaparece, valorar otra vez con ácido sulfúrico. Si el color rosa reaparece por tercera vez, valorar de nuevo. No se debe valorar después de la tercera vez. Pom = ml de H2SO4 0,1N por ml de lodo.

3.8.4.2.

Cloruros totales en el lodo

• Indicador de Cromato de Potasio. • Solución de AgNO3 0,282N.

La valoración del cloruro es una continuación del procedimiento de medición de la alcalinidad. Añadir 10 a 15 gotas de indicador de cromato de potasio a la muestra cuya alcalinidad acaba de ser probada. Valorar con AgNO3 0,282N, agitando hasta que se produzca el primer cambio de color. Éste es el punto final. NO se debe valorar hasta obtener un color “rojo ladrillo”. API requiere que el contenido de sal esté indicado como total de cloruros en la fase de lodo, calculado de la siguiente manera: Total Cl – en lodo (mg/l) = ml de AgNO3 0,282N x

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Pruebas API para los fluidos de perforación 10.000 por ml de lodo. El contenido de cloruros también puede ser indicado en otras unidades, según la compañía operadora, la información deseada y el sistema de lodo. Sistemas de dos sales (CaCl2/NaCl) En los sistemas de dos sales o de sal binaria, se requiere probar el lodo para determinar la concentración de cloruro de calcio mediante el procedimiento de valoración de calcio descrito a continuación. Esta medición es necesaria, junto con la valoración anterior del contenido de sal, para determinar las cantidades de NaCl y CaCl2 presentes en el sistema. Equipo 1. Equipo de valoración (agitador magnético con varilla de agitación o agitador mezclador Hamilton Beach). 2. Pipeta de 5 ml. 3. Frasco de conservas de 6 oz. Con tapa. 4. Mezcla de xileno-alcohol isopropílico (IPA) (50:50) o Propasol Propílico. 5. Polvo Indicador Calver II. 6. Solución amortiguadora de hidróxido de sodio 8N. 7. Jeringa de 5 ml. 8. Agua desionizada. 9. Solución de ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) (Versenato Fuerte o equivalente), concentración molar de 0,1 (1 ml = 4.000 mg/l calcio), también designada por “x 10 fuerte”. Procedimiento 1. Añadir 100 ml de solvente de xileno/isopropanol 50/50 ó 75 ml de Propasol Propílico al frasco. 2. Llenar una jeringa de 5 ml con lodo base aceite entero hasta exceder la marca de 3 ml. 3. Desplazar 2 ml de lodo base aceite dentro del frasco. 4. Cerrar herméticamente la tapa del frasco y agitar durante 1 minuto. 5. Añadir 200 ml de agua desionizada al frasco. 6. Añadir 3 ml de solución amortiguadora de hidróxido de sodio 1N. 7. Añadir de 0,1 a 0,25 g de polvo Indicador Calver II. 8. Tapar de nuevo el frasco y agitar otra vez durante 2 minutos. Poner el frasco de un lado por 15 a 30 segundos para dejar que las dos fases 14


Pruebas API para los fluidos de perforación se separen. Si un color rojizo aparece en la fase acuosa (inferior), esto indica que el calcio está presente. 9. Colocar el frasco en el agitador magnético o mezclador Hamilton Beach. Agitar solamente con la velocidad requerida para agitar la fase acuosa sin mezclar de nuevo las fases superior e inferior. 10. Valorar muy lentamente con EDTA de concentración molar de 0,1 o la solución de Versenato Fuerte. Un cambio de color muy marcado del color rojizo a un color azul-verde indica que se ha alcanzado el punto final.

3.8.4.3.

Calcio total en el lodo

La dureza del agua ó dureza del filtrado del lodo se debe ante todo por la presencia de iones de calcio y magnesio. Cuando es adicionado el EDTA (ácido etilen diamino tetra acético ó sus sales), esta se combina con el calcio y magnesio, y el punto final es determinado con un indicador apropiado. La dureza total del agua es expresada en miligramos por litro de calcio. Un punto final oscuro por componentes oscuros pueden remediarse por oxidación con un reactivo como el hipoclorito de sodio.

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Pruebas API para los fluidos de perforación 4. CONCLUSION El trabajo que se realizo es de mucha importancia para el estudiante, ya que estas pruebas que se realizan a los fluidos de perforación se la realizan a menudo, porque que de estas depende el éxito de nuestro pozo.

5. RECOMENDACION Se recomienda hacer estas pruebas en laboratorio y para eso recomendamos a la universidad que nos proporcionen los equipos necesarios, así y el estudiante podrá tener una idea de los procedimientos de tales pruebas.

6. BIBLIOGRAFIA http://www.buenastareas.com/ensayos/Fluidos/7698866.html

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Pruebas API para los fluidos de perforación

7. ANEXOS

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Pruebas API para los fluidos de perforación.docx

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