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Introducción al Derecho I

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
“LA TÉCNICA AL SERVICIO DE LA PATRIA”

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
UNIDAD TICOMÁN
CIENCIAS DE LA TIERRA

SEMINARIO DE FLUIDOS DE CONTROL
ANÁLISIS DE LA INFLUENCIA DE LA BARITA EN LODOS
BENTONÍTICOS BASE ACUOSA DE NATURALEZA ARCILLOSA
MODIFICADOS CON AGUA DE MAR.

TESINA QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO PETROLERO

PRESENTAN:
ALMANZA RIVERO DANIELA FERNANDA
MARTÍNEZ MARTÍNEZ MARÍA FERNANDA
RUIZ CARRERA RAÚL MARIANO

ASESORA:
QUIM. ROSA DE JESÚS HERNÁNDEZ ÁLVAREZ

Ciudad de México, a 04 de diciembre de 2018

https://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=2ahUKEwiG-JTapuneAhUMKawKHRnjC88QjRx6BAgBEAU&url=https://www.ciitec.ipn.mx/pages/sig_escudo.html&psig=AOvVaw1a_grQTM-ZdAGwfJ4r0jNG&ust=1543020831016852
http://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=2ahUKEwi3mdWQp-neAhVOWq0KHTLMBsoQjRx6BAgBEAU&url=http://www.pronostico.esiatic.ipn.mx/Conocenos/Paginas/Directorio.aspx&psig=AOvVaw0G9HQSrXAuCpeuFFF7SB-a&ust=1543020947169795

ANÁLISIS DE LA INFLUENCIA DE LA BARITA EN LODOS BENTONÍTICOS
BASE ACUOSA DE NATURALEZA ARCILLOSA MODIFICADOS CON AGUA DE
MAR.

AGRADECIMIENTOS

A mi madre, Osbelia Rivero, la definición de apoyo incondicional la tienes tú,
gracias por enseñarme que el conjunto de pequeños esfuerzos tiene su
recompensa.
A mi padre, Daniel Almanza, por dar el consejo preciso en el momento exacto, por
forjarme carácter.
A mi hermano, Alejandro Rivero, estás impregnado en mi forma de ser, te debo
mucho.
A mi pareja, Abel Sánchez, por estar presente en cada instante, apoyar cada una
de mis decisiones y siempre confiar en mí.

Con mucho amor, Daniela Almanza.

A mi madre, Lolita, por pasar tantas noches en vela acompañándome siempre
hasta que llegase a la cima de todos mis sueños, por creer en mí.

A mi padre, Fernando, por todas esas madrugadas cuidando siempre el camino
por el que paso, por ser ese fuerte que siempre tiene palabras de amor para mí.

A mis hermanos, Marijo, Eder y Luis, por hacer que mis días siempre tengan risas,
por ser esas personitas a las que tenga que cuidar siempre.

A mi pareja, Sergio, por ser mi apoyo incondicional en cada una de mis locuras,
por hacerme ser una mejor persona.

Con cariño, Fernanda Martínez.

A mi madre Letty, por la valentía y sacrificio para darme su apoyo
incondicional, sin el cual, esta meta existiría solo en sueños.

A mi padre Mariano, que vigilante desde el cielo me cuida siempre.

A mis hermanos Vicente y Viri, por su ayuda en momentos puntuales.

A mis sobrinos Zóe, Julio y Mariano, su cariño es mi motor y motivación.

Con todo mi amor para todos ustedes, Mariano.
ÍNDICE

RESUMEN ............................................................................................................... I
OBJETIVOS ........................................................................................................... III
Objetivo General ................................................................................................. III
Objetivos Específicos .......................................................................................... III
JUSTIFICACIÓN .................................................................................................... III
INTRODUCCIÓN ................................................................................................... IV
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. .......... 1
1.1. Fluido de Perforación. ................................................................................ 2
1.1.1. Propiedades y funciones básicas y complementarias de los fluidos de
perforación. ....................................................................................................... 2
1.1.2. Densidad. ............................................................................................ 3
1.1.3. Viscosidad. .......................................................................................... 4
1.1.4. Gelatinosidad. ...................................................................................... 4
1.1.5. Impermeabilidad. ................................................................................. 5
1.2. Comportamiento de los fluidos. .................................................................. 6
1.2.1. Fluidos Newtonianos. .......................................................................... 8
1.2.2. Fluidos no Newtonianos. ..................................................................... 9
1.3. Lodo de perforación considerado sistema coloidal. ................................... 9
1.4. Clasificación de los fluidos de control....................................................... 10
1.5. Tipos de agua. ......................................................................................... 10
1.6. Emulsión directa e inversa. ...................................................................... 11
1.7. Lodo Bentonítico. ..................................................................................... 12
1.8. Materiales y aditivos. ................................................................................ 13
1.8.1. Bentonita. .......................................................................................... 13
1.8.1.1. Bentonita Sódica. ........................................................................ 14
1.8.1.2. Bentonita Cálcica. ....................................................................... 15
1.8.1.3. Usos de la Bentonita. .................................................................. 15
1.8.1.4. Especificaciones técnicas. .......................................................... 18
1.8.2. Barita. ................................................................................................ 18
1.8.2.1. Usos de la Barita. ........................................................................ 19
1.8.2.2. Especificaciones técnicas. .......................................................... 21
1.9. Factores que afectan el rendimiento de las arcillas en agua. ................... 21
1.9.1. Comportamiento de las arcillas.......................................................... 21
1.9.1.1. Hinchamiento Cristalino o Superficial. ......................................... 23
1.9.1.2. Hidratación Iónica. ...................................................................... 23
1.9.1.3. Hinchamiento Osmótico. ............................................................. 23
1.9.2. Agua de mar: Propiedades químicas. ................................................ 25
1.9.2.1. Salinidad. .................................................................................... 25
1.9.2.1.1. Concentración de sal en ppm. ................................................. 25
1.9.2.2. Clorinidad. ................................................................................... 26
1.9.2.3. pH. .............................................................................................. 26
1.10. Clasificación de los fluidos de acuerdo a su comportamiento reológico-
tixotrópico. .......................................................................................................... 27
1.11. Modelos Reológicos. ............................................................................. 29
1.11.1. Conceptos básicos de reología ...................................................... 29
CAPITULO 2. METODOLOGÍA. ............................................................................ 33
2.1. Etapa 1: Preparación de fluidos bentoníticos a concentraciones de 6%, 7%
y 8%. 34
2.1.1. Evaluaciónde la Densidad. ............................................................... 36
2.1.2. Evaluación del comportamiento reológico-tixotrópico de los fluidos base
agua dulce. ..................................................................................................... 37
2.1.3. Fluidos alcalinizados con sosa. ......................................................... 41
2.1.4. Expresión de resultados conforme a la norma NMX-L-144-SCFI-2003.
43
2.2. Etapa 2: Preparación de muestras para densificar a 1.15, 1.30 y 1.50 gr/cm³.
44
2.3. Etapa 3: Adición de agua de mar a las muestras densificadas que se
seleccionaron. .................................................................................................... 53
2.3.1. Expresión de resultados conforme a la norma NMX-L-144-SCFI-2003.
59
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS HIDRÁULICO A PARTIR DE LOS RESULTADOS
EXPERIMENTALES. ............................................................................................. 60
3.1. Consideraciones para la planificación. ..................................................... 61
3.2. Factores que afectan la hidráulica. .......................................................... 62
3.3. Cálculos hidráulicos. ................................................................................ 64
3.3.1. Presión de bombeo y tasa de flujo. .................................................... 64
3.3.2. Velocidad anular. ............................................................................... 64
3.3.2.1. Velocidad anular mínima. ............................................................ 65
3.3.2.2. Velocidad anular máxima. ........................................................... 65
3.4. Modelos Reológicos que rigen la hidráulica de los fluidos de perforación
para la selección del sistema base acuosa de naturaleza arcillosa densificados y
tratado con agua de mar. ................................................................................... 66
3.4.1. MODELO DE FLUJO PLÁSTICO DE BINGHAM. .............................. 66
3.4.2. MODELO DE LEY DE POTENCIAS. ................................................. 69
3.4.3. MODELO DE LEY DE POTENCIAS MODIFICADO. ......................... 72
3.5. Etapas de flujo ......................................................................................... 73
3.6. Cálculos de flujo dentro de la tubería. ...................................................... 75
3.7. Cálculos de flujo en el espacio anular. ..................................................... 75
3.8. Viscosidad efectiva................................................................................... 76
3.9. Número de Reynolds. ............................................................................... 77
3.10. Gasto o tasa de flujo crítico. .................................................................. 78
3.11. Pérdidas de presión en el sistema. ....................................................... 80
3.11.1. Sistema de circulación.................................................................... 80
3.11.2. Pérdidas de presión del equipo superficial. .................................... 82
3.11.3. Pérdidas de presión en la columna de perforación. ....................... 83
3.11.3.1. Factor de fricción. ........................................................................ 83
3.11.3.2. Pérdida de presión en los intervalos de tuberías. ....................... 83
3.11.3.3. Pérdida de presión a través de los motores y de las herramientas.
84
3.11.4. Pérdida de presión en la barrena (pérdida de presión por fricción en
las toberas). .................................................................................................... 84
3.11.5. Pérdida de presión en el espacio anular. ....................................... 85
3.11.5.1. Factor de fricción. ........................................................................ 85
3.11.5.2. Pérdida de presión en los intervalos anulares. ............................ 86
3.12. Cálculos de hidráulica de la barrena. .................................................... 86
3.12.1. Potencia hidráulica. ........................................................................ 86
3.12.1.1. Potencia hidráulica en la barrena. ............................................... 87
3.12.1.2. Potencia hidráulica del sistema. .................................................. 87
3.12.1.3. Velocidad del flujo en la tobera. .................................................. 87
3.12.1.4. Porcentaje de pérdida de presión en la barrena. ........................ 88
3.13. Optimización a la hidráulica del sistema. .............................................. 88
3.13.1. Sistema básico. .............................................................................. 89
3.13.2. Sistema con herramienta de fondo. ................................................ 89
3.14. Optimización de la potencia hidráulica consumida en la barrena. ........ 90
3.15. Optimización de la fuerza de impacto del chorro en el fondo. ............... 90
3.16. Limpieza del pozo. ................................................................................ 91
3.16.1. Factores que afectan la limpieza del pozo. .................................... 91
3.16.1.1. Inclinación. .................................................................................. 91
3.16.1.2. Reología. ..................................................................................... 92
3.16.1.3. Resistencia a la cedencia o punto de cedencia. ......................... 92
3.16.1.4. Densidad del lodo. ...................................................................... 92
3.16.1.5. Gasto o tasa de flujo. .................................................................. 92
3.16.1.6. Velocidad de caída de los recortes. ............................................ 92
3.16.1.7. Condición laminar. ...................................................................... 95
3.16.1.8. Condición turbulenta. .................................................................. 95
3.16.1.9. Densidad efectiva del lodo. ......................................................... 97
3.16.1.10. Densidad equivalente de circulación (ECD). ............................. 98
3.16.1.11. Densidad equivalente de circulación con recortes. .................... 98
3.17. PROBLEMA DE APLICACIÓN. ............................................................ 99
4. CONCLUSIONES. ........................................................................................ 122
5. RECOMENDACIONES. ................................................................................ 123
REFERENCIAS. ........................................................................................... 124

ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Diagrama de un fluido en flujo cortante simple. ....................................... 6
Figura 2. Tipos de fluido con relación a su Viscosidad. ........................................... 8
Figura 3. Bentonita Sódica. ................................................................................... 14
Figura 4. Bentonita Cálcica. .................................................................................. 15
Figura 5. Comportamiento de las arcillas con la adición de agua. ........................ 22
Figura 6. Mecanismos de hidratación de las arcillas. ............................................ 22
Figura 7. Comportamiento de algunas arcillas frente a la adición de agua. .......... 24
Figura 8. Concentración de sal y densidad de algunos mares y océanos. ............ 26
Figura 9. Salinidad con respecto a ciertas profundidades en el mar. .................... 27
Figura 10. Clasificación de los fluidos de acuerdo a su comportamiento Reológico -
tixotrópico. .............................................................................................................29
Figura 11. Bentonita previamente pesada. ............................................................ 35
Figura 12. Instrumentos de medición. ................................................................... 35
Figura 13. Lodo bentonítico en agitación. ............................................................. 36
Figura 14. Balanza de lodos. ................................................................................. 37
Figura 15. Uso del viscosímetro Fann 35. ............................................................. 38
Figura 16. Diagrama de flujo del lodo de Bingham newtoniano y típico. ............... 67
Figura 17. Valores de flujo plástico obtenidos a partir de dos medidas. ................ 68
Figura 18. Modelo de Bingham y fluido no newtoniano típico. .............................. 68
Figura 19. Comparación del modelo de ley exponencial. ...................................... 69
Figura 20. Gráfico Logarítmico del modelo de ley exponencial. ............................ 70
Figura 21. Efecto del índice “n” de ley exponencial sobre la forma del perfil de flujo.
.............................................................................................................................. 70
Figura 22. Efecto del índice “n” de ley exponencial sobre el comportamiento del
fluido. ..................................................................................................................... 71
Figura 23. Comparación de los modelos Reológicos. ........................................... 72
Figura 24. Patrones de flujo. ................................................................................. 74
Figura 25. Diagrama esquemático de un sistema de circulación. ......................... 80
Figura 26. Sistema de circulación simplificado ...................................................... 81
Figura 27. Estado mecánico del pozo. ................................................................ 104

ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1. Fluido bentonítico base agua dulce al 6% sin alcalinizar. ..................... 39
Gráfico 2. Fluido bentonítico base agua dulce al 7% sin alcalinizar. ..................... 40
Gráfico 3. Fluido bentonítico base agua dulce al 8% sin alcalinizar. ..................... 40
Gráfico 4. Fluido bentonítico base agua dulce al 6% alcalinizado. ........................ 42
Gráfico 5. Fluido bentonítico base agua dulce al 7% alcalinizado. ........................ 42
Gráfico 6. Fluido bentonítico base agua dulce al 8% alcalinizado. ........................ 43
Gráfico 7. Fluido bentonítico base agua dulce al 6% alcalinizado y densificado a 1.15
gr/cm³. ................................................................................................................... 48
Gráfico 8. Fluido bentonítico base agua dulce al 6% alcalinizado y densificado a 1.30
gr/cm³. ................................................................................................................... 48
Gráfico 9. Fluido bentonítico base agua dulce al 6% alcalinizado y densificado a 1.50
gr/cm³ .................................................................................................................... 49
Gráfico 10. Fluido bentonítico base agua dulce al 7% alcalinizado y densificado a
1.15 gr/cm³. ........................................................................................................... 49
Gráfico 11. Fluido bentonítico base agua dulce al 7% alcalinizado y densificado a
1.30 gr/cm³. ........................................................................................................... 50
Gráfico 12. Fluido bentonítico base agua dulce al 7% alcalinizado y densificado a
1.50 gr/cm³. ........................................................................................................... 50
Gráfico 13. Fluido bentonítico base agua dulce al 8% alcalinizado y densificado a
1.15 gr/cm³. ........................................................................................................... 51
Gráfico 14. Fluido bentonítico base agua dulce al 8% alcalinizado y densificado a
1.30 gr/cm³. ........................................................................................................... 51
Gráfico 15. Fluido bentonítico base agua dulce al 8% alcalinizado y densificado a
1.50 gr/cm³. ........................................................................................................... 52
Gráfico 16. Fluido bentonítico 80-20 agua de mar al 6% alcalinizado y densificado a
1.15 gr/cm³.. .......................................................................................................... 57
Gráfico 17. Fluido bentonítico 80-20 agua de mar al 6% alcalinizado y densificado a
1.30 gr/cm³. ........................................................................................................... 57
Gráfico 18. Fluido bentonítico 80-20 agua de mar al 7% alcalinizado y densificado a
1.15 gr/cm³. ........................................................................................................... 58
Gráfico 19. Fluido bentonítico 80-20 agua de mar al 7% alcalinizado y densificado a
1.30 gr/cm³. ........................................................................................................... 58

RESUMEN

En este trabajo de carácter teórico experimental, se dan los requerimientos
necesarios para el diseño de fluidos tradicionales base acuosa de naturaleza
arcillosa densificados, para realizar la adición de agua de mar con base en su
comportamiento reológico tixotrópico para elegir el modelo hidráulico y
posteriormente comprobar la eficacia del fluido seleccionado.

Consta de los siguientes capítulos:

Capítulo 1. Generalidades de los fluidos de perforación y conceptos teóricos para la
comprensión del comportamiento de los fluidos con base en sus propiedades
reológico-tixotrópicas; así como los materiales y aditivos necesarios para lograr que
un fluido cumpla con sus funciones básicas.

Capítulo 2. Metodología para realizar diversos fluidos de perforación base acuosa
de naturaleza arcillosa, variando las concentraciones de barita y bentonita para su
evaluación reológica tixotrópica con instrumentos de laboratorio, así como la
influencia del pH y la prehidratación de las arcillas para la adición del agua de mar.

Capítulo 3. Implementación del modelo hidráulico con base en la caracterización
previa del fluido base acuosa de naturaleza arcillosa densificado y adicionado con
agua mar para determinar la eficacia del sistema.

Capítulo 4. Conclusiones.

Capítulo 5. Recomendaciones.

Bibliografía.

ABSTRACT

In this experimental theoretical work, the necessary requirements for the design of
traditional water-based fluids of densified clayey nature are given, to perform the
addition of sea water based on its thixotropic rheological behavior to choose the
hydraulic model and then check the effectiveness of the selected fluid.

It consists of the following chapters:

Chapter 1. Generalities of drilling fluids and theoretical concepts for understanding
the behavior of fluids based on their rheological-thixotropic properties; as well as the
materials and additives necessary to achieve that a fluid fulfills its basic functions.

Chapter 2. Methodology for performing various aqueous base drilling fluids of clay
nature, varying the concentrations of barite and bentonite for their thixotropic
rheological evaluation with laboratory instruments, as well as the influence of pH and
prehydration of the clays for the addition of water of the sea

Chapter 3. Implementation of the hydraulic model based on the previous
characterization of the aqueous base fluid of densified clayey nature and added with
seawater to determine the efficiency of the system.

Chapter 4. Conclusions.

Chapter 5. Recommendations.Bibliography.

III

OBJETIVOS

Objetivo General

Determinar la influencia de la Barita, material densificante, en el comportamiento
reológico tixotrópico en fluidos base acuosa de naturaleza arcillosa y las condiciones
requeridas para optimizar el empleo de agua de mar en estos sistemas con base al
comportamiento hidráulico que rige a los fluidos de perforación.

Objetivos Específicos

1) Encontrar el porcentaje de agua de mar que se puede agregar a los lodos
bentoníticos previamente hidratados en agua dulce y alcalinizados, para que
cumplan con las propiedades de acarreo y limpieza de partículas sólidas inherentes
al fluido y generadas durante la perforación del pozo.

2) Analizar si es posible la aplicación de estos fluidos base acuosa de naturaleza
arcillosa adicionados con agua de mar en actividades de perforación de pozos
petroleros de acuerdo a los resultados con base al empleo de los modelos
matemáticos que rigen la aplicación de los fluidos de perforación.

JUSTIFICACIÓN

A través de la práctica en laboratorio se pretende lograr la realización de fluidos
base acuosa de naturaleza arcillosa en diferentes concentraciones de bentonita y a
su vez, a densidades de 1.15, 1.30 y 1.50 g/cm3, para la comparación de su
reología y tixotropía, y así, seleccionar el fluido con las condiciones aptas para la
adición de agua de mar a 80% agua dulce/20% agua de mar, esto debido a
resultados anteriores; y de esta forma, poder comprobar una vez más que el agua
de mar es un recurso que bien se podría usar para los fluidos de perforación ya que
es fácil su obtención.

INTRODUCCIÓN

En un mundo globalizado, la demanda energética es cada vez mayor, se requieren
extraer cantidades industriales de crudo para poder satisfacer las necesidades de
la sociedad. La industria petrolera es una de las principales involucradas para que
este objetivo se cumpla.

Dentro de todas las ramificaciones de la Ingeniería Petrolera, la enfocada en los
fluidos de control juega un papel importante para que la extracción de los
hidrocarburos se concrete de manera correcta y exitosa.

En las operaciones de perforación de pozos se usan diversos tipos de fluidos y con
características diferentes según sea el caso, entre ellos encontramos fluidos con
base aceite, con base agua y neumáticos (con base aire), cada uno diseñado para
condiciones específicas de acuerdo a las necesidades del pozo que se esté
perforando.

El más empleado es el de base acuosa con materiales de naturaleza arcillosa, pero
dado que con el incremento de la profundidad y la presión de las formaciones se
tornan más complejas, en ocasiones se requiere de sistemas de fluidos con otras
características, otorgadas principalmente por aditivos. Además, enfocados en la
optimización de gastos y tiempo, el uso de agua de mar puede ser muy útil para
crear un fluido que sea estable y ayude a facilitar la estabilidad del pozo en
actividades de perforación.

Asimismo, para que un fluido de control sea eficaz en la operación de perforación
debe de contar con propiedades básicas, dentro de las cuales encontramos la
densidad, la cual tiene la función de contener la presión de la formación para evitar
el derrumbe de nuestro pozo y por ende un descontrol. Es por ello que presentamos
un desarrollo experimental que explica los comportamientos reológicos tixotrópicos
de fluidos bentoníticos con diferentes cantidades de barita, para lograr la correcta
elección del fluido que más se adapte a las condiciones necesarias de un pozo de
perforación.

Por otro lado, como bien se menciona, el agua de mar es un material que tenemos
en grandes cantidades y sin necesidad de su transporte a donde sea requerida, en
este caso, en su mayoría, contamos con ella cerca de nuestros pozos, por lo que
en este trabajo de carácter teórico-práctico se estudia bajo qué condiciones se
permite el empleo de agua de mar a un fluido de naturaleza arcillosa, basados en
su reología y tixotropía.

Finalmente, se selecciona un modelo hidráulico apegado a los resultados obtenidos
en la fase experimental y se evalúa la eficacia del diseño de nuestro fluido de
perforación.

CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

1.1. Fluido de Perforación.

Al inicio de la perforación rotatoria, las funciones de los fluidos utilizados, se
centraron básicamente a transportar los recortes producidos por la barrena hasta la
superficie, desde aquella época a la fecha, la definición de un fluido de perforación
se ha ido modificando hasta brindarnos algo más completo para la industria.
En la actualidad no hay un concepto establecido al cien por ciento sobre lo que es
un fluido de control. Diversas empresas e instituciones han definido por su cuenta
el concepto de donde podemos destacar la de PEMEX y el Instituto Americano del
Petróleo, API, por sus siglas en inglés.

o Fluido de control (PEMEX): Fluido circulatorio formado por materiales y
aditivos químicos que le imparten las propiedades físicas, químicas y
fisicoquímicas idóneas a las condiciones operativas de acuerdo a la
naturaleza y problemáticas de las formaciones a intervenir.
o Fluido de control (API): Es un fluido circulante, empleado en la perforación
rotatoria para ejecutar todas las operaciones de perforación requeridas.

1.1.1. Propiedades y funciones básicas y complementarias de los fluidos
de perforación.

El diseño de un fluido de perforación se realiza con base a cuatro propiedades
básicas que tienen una función correspondiente.

Propiedad Función
Densidad Controlar las presiones de las
formaciones
Viscosidad (Reología) Acarrear las partículas inherentes al
fluido
Gelatinosidad (Tixotropía) Suspender las partículas
Impermeabilidad Controlar el medio portador (filtración)

Si alguna de las cuatro propiedades anteriores no se logra, el uso de ese fluido está
descartado y se tiene que rediseñar o hacer uno nuevo.
Sin embargo, existen otras propiedades denominadas complementarias, porque de
ellas depende también el control o pérdida del pozo y coadyuvan a que la
perforación sea exitosa.
o Lubricar la barrena
o Inhibir formaciones problemáticas
o Enfriar la barrena
o Neutralizar gases
o Facilitar la cementación y toma de registros
o Evitar la corrosión, incrustaciones y abrasión
o Disminuir el peso de la barrena
o Transmitir potencia hidráulica a la barrena
o No dañar al personal o al ambiente

1.1.2. Densidad.

La propiedad física que rige la primera función que debe tener un fluido de
perforación, controlar las presiones de la formación, es la densidad.
La densidad es la relación que existe entre la masa y una unidad de volumen, por
lo tanto, es la cantidad de materia contenida en una unidad de volumen. Se expresa
en el sistema métrico [g/cm3], [kg/m3], en el sistema ingles [Lb/ft3], [Lb/gal].
Cuando se encuentra una formación permeable, el fluido contenido dentro de ella
está bajo una presión, la cual está en función de la profundidad del pozo. Es
necesario que el fluido de perforación tenga suficiente peso específico para vencer
cualquier presión de la formación y mantener ahí los fluidos. Normalmente el peso
del agua y los sólidos incorporados son suficientes para crear un equilibrio entre las
presiones; sin embargo, algunas veces se requiere adicionar al fluido materiales
pesados para balancear las presiones anormalmente altas existentes en la
formación, aumentando de esta manera la presión hidrostática de la columna del
fluido de perforación, esta presión hidrostática, está en función de la profundidad y
de la densidad del lodo.
La determinación y el control de la densidades esencial para prevenir reventones y
es también usado para el mantenimiento de una adecuada estabilidad del agujero,
así como evitar el flujo de fluidos indeseables al pozo, es necesaria para poder
efectuar cálculos hidráulicos, cálculos de diferentes clases de sólidos en el lodo y

para determinar el consumo de materiales para aumentar o disminuir la densidad.
En el campo se emplean comúnmente dos instrumentos para determinar la
densidad del fluido de perforación, estos son la balanza de lodos y el hidrómetro,
siendo la primera la que más se utiliza actualmente.

1.1.3. Viscosidad.

La propiedad física que rige la segunda función que debe tener un fluido de
perforación, transporte y acarreo de los recortes a la superficie, es la Reología.
La Reología es la parte de la física que estudia la relación entre el esfuerzo y la
deformación en los materiales que son capaces de fluir; también es llamada
viscosidad y se define como la resistencia interna de los fluidos (líquidos y gases) a
fluir.
Si tenemos dos superficies paralelas en el regazo de un fluido, separados una
distancia D por el mismo fluido y, una de ellas de área A, a la cual se le aplica una
fuerza tangencial F para producirle una velocidad relativa de una superficie respecto
a otra, tenemos que la magnitud de esa fuerza, es directamente proporcional al área
considerada y a la velocidad relativa de las superficies e inversamente proporcional
a la distancia entre dichas superficies.
Esto es:

F= µ
Av
d

En donde el coeficiente de proporcionalidad μ es la viscosidad, esta constante de
proporcionalidad va a ser particular para cada tipo de fluido.

1.1.4. Gelatinosidad.

La propiedad física que rige la tercera función que debe tener un fluido de
perforación, suspensión de los recortes al detenerse la circulación, es la
gelatinosidad o tixotropía.

Cuando un fluido de perforación con suficiente viscosidad, ha sido sometido a
reposo por determinado tiempo, tiende a formar estructuras más o menos rígidas,
pero podrá convertirse nuevamente en fluido por agitación mecánica.
La gelatinosidad se puede definir como la propiedad que tienen ciertos fluidos de
formar estructuras semi-rígidas (gel) cuando están en reposo y de recuperar
nuevamente su estado fluido por agitación mecánica. A esta propiedad
técnicamente se le conoce como tixotropía.
Esta propiedad de tixotropía es el resultado de las fuerzas de interacción de los
sólidos que provocan la gelación del lodo y ejercen gran influencia en la viscosidad.
Las arcillas son los sólidos eléctricamente más activos, cuyas partículas se pueden
reunir para formar una matriz o estructura de gel, la cual requiere de una fuerza
finita para iniciar el flujo conforme este se incrementa.
La magnitud y el tipo de resistencia de estas estructuras tipo gel que forma el fluido
de perforación, son de gran importancia para lograr la suspensión de recortes y de
material densificante cuando el fluido se encuentra en reposo. Si los geles no tienen
suficiente resistencia, los recortes y los materiales densificantes se precipitarían al
fondo.

1.1.5. Impermeabilidad.

La propiedad física que rige la cuarta función que debe tener un fluido de
perforación, controlar la filtración y formar un enjarre en la pared del agujero, es la
impermeabilidad.
Entre las propiedades principales del fluido de perforación, se encuentra el
tratamiento para el mantenimiento de la permeabilidad en el enjarre, así como el
mantenimiento del filtrado lo más bajo posible para alcanzar una buena estabilidad
en el agujero y disminuir la invasión del filtrado y el daño en las zonas
potencialmente productoras.
Los lodos de perforación tienen una capacidad para sellar las formaciones
permeables que van siendo perforadas, debido a la formación de una delgada capa
de lodo en las paredes del agujero denominada enjarre, la cual se presenta
principalmente en aquellas formaciones que son permeables. Por lo cual se
requerirá de una permeabilidad baja del filtrado en el enjarre para una inmejorable
terminación del pozo.
Esto se debe a que la presión de la columna de lodo deberá ser tan grande como la
presión de poro de la formación requerida para evitar el flujo de los fluidos de la

formación dentro del pozo, consecuentemente el lodo invade las formaciones si el
enjarre no fue creado.
Para la creación del enjarre, es vital que el lodo contenga algunas partículas de
tamaño muy pequeño y partículas coloidales hidratables para el cierre de los poros
de la formación. Estas partículas quedaran entrampadas dentro y en la superficie
de los poros, por lo que las partículas finas son las primeras en ser transportadas al
fondo de la formación. La zona taponada en la superficie de los poros comienza a
atrapar sucesivamente pequeñas partículas y en segundos los líquidos irrumpen la
formación.

1.2. Comportamiento de los fluidos.

El comportamiento de los fluidos bajo la acción de fuerzas aplicadas es tema de
estudio de la mecánica de fluidos. Sin embargo, el estudio del comportamiento
viscoso de los fluidos pertenece al campo de la reología, que es la ciencia que
estudia el flujo y la deformación de los materiales. Antes que todo, es importante
conocer los conceptos de esfuerzo y deformación para los fluidos viscosos. Para
ello considere la figura 1, que muestra una situación de flujo cortante simple. Aquí
se tiene un líquido entre dos placas separadas una distancia L. La placa superior se
mueve a una velocidad constante v debido a la acción de una fuerza F.

Figura 1. Diagrama de un fluido en flujo cortante simple.
En este caso, el esfuerzo de corte τ que ejerce la placa superior al líquido está
definido por:
τ =
F
A

Donde A es el área de la placa superior en la cual se aplica la fuerza. Las unidades
del esfuerzo en el Sistema Internacional (SI) son los Pascales o N/m2. Asimismo, la
deformación que se genera en el fluido está expresada por:
γ =
x
L

Donde x es el desplazamiento del material y L es el espaciamiento entre la placa
superior y la inferior. Note que este caso es idéntico a la deformación elástica por
corte que sufre un material sólido, en cuyo caso, la deformación es finita y se
mantiene constante hasta que se retira la fuerza o equivalentemente el esfuerzo.
Sin embargo, para los fluidos no ocurre así, ya que esta deformación se incrementa
paulatinamente hasta que se remueve la fuerza. Por ello, es que en los fluidos es
más útil el concepto de rapidez de deformación, que representa a la variación de la
deformación respecto del tiempo, esto es:
γ̇ =
∂γ
∂t

Las unidades de la rapidez de deformación son s −1. Si la distancia L se mantiene
constante, se tiene:
γ̇ =
1
L
∂x
∂t
=
1
L
v
Donde v es la velocidad de la placa superior. En los sólidos, el módulo de corte es
una propiedad característica del material que representa la resistencia a ser
deformado y se expresa como la razón entre el esfuerzo de corte y la deformación
unitaria. Para los fluidos, de manera similar, existe una propiedad característica que
representa la resistencia a fluir, esta propiedad es la viscosidad η y se define como
la razón entre el esfuerzo de corte y la rapidez de deformación, es decir:
ƞ =
τ
γ̇

Las unidades de la viscosidad en el SI son Pas. Así, para conocer el
comportamiento viscoso de un líquido es necesario determinar el esfuerzo de corte
y la rapidez de deformación. Estas cantidades dependen del área de contacto, de
la fuerza necesaria para mover la placa superior a una velocidad constante v y del
espaciamiento entre las placas. En este análisis se considera que se mantienen las
mismas condiciones termodinámicas de presión, volumen y temperatura. Al gráfico
del esfuerzo de corte y la rapidez de deformación se le conoce como curva de flujo
o reograma. La figura 2 ejemplifica lascurvas de flujo típicas que permiten mostrar
algunas diferencias entre los fluidos newtonianos y los no newtonianos. Es de
mencionar, que la pendiente de estas curvas representa el comportamiento viscoso
en función de la rapidez de deformación. Por ejemplo, para el caso del fluido

newtoniano es evidente que la viscosidad es constante e independiente de la
rapidez de deformación. Sin embargo, para el fluido no newtoniano adelgazante
(también conocido como pseudoplástico), la viscosidad (la pendiente de la curva)
disminuye al incrementarse la rapidez de deformación. El caso contrario se presenta
en el fluido dilatante (conocido como plástico), cuya viscosidad se incrementa al
aumentar la rapidez de deformación. El fluido de Bingham, se considera no
newtoniano por el hecho de necesitar un esfuerzo crítico para empezar a fluir,
seguido de un comportamiento newtoniano.

Figura 2. Tipos de fluido con relación a su Viscosidad.
1.2.1. Fluidos Newtonianos.

En el caso en que la relación entre el esfuerzo de corte y la rapidez de deformación
es lineal, se dice que el fluido es newtoniano, en cualquier otro caso se dice que el
fluido es no newtoniano. A la relación matemática que existe entre el esfuerzo de
corte y la rapidez de deformación se le denomina ecuación constitutiva. Por lo tanto,
la ecuación constitutiva para el fluido newtoniano está expresada por:
τ = μγ̇
Al sustituir esta ecuación constitutiva en la ecuación de viscosidad (ecuación 5), se
obtiene que la viscosidad η es una constante igual a µ, por lo que cuando se habla
de la viscosidad µ (lo cual ocurre comúnmente en los textos de hidrodinámica) se
está haciendo referencia a un fluido newtoniano.

https://www.google.com.mx/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=2ahUKEwitieG_n-neAhVRF6wKHWb7A_MQjRx6BAgBEAU&url=https://cienciaencomun.wordpress.com/2015/09/29/diferencias-fluidos/&psig=AOvVaw1Ax_3dUpRNCvPsfdA8M67u&ust=1543018833434833

1.2.2. Fluidos no Newtonianos.

Para fluidos no newtonianos, por ejemplo, el adelgazante o el dilatante que se
representan en la figura 2, la ecuación constitutiva que los describe es el modelo de
ley de potencia, expresado por la siguiente ecuación:
τ = kγ̇n
Donde k y n son constantes. Cuando n1 este modelo se refiere a los fluidos
dilatantes. El comportamiento en flujo de fluidos como las soluciones poliméricas,
algunas pinturas, suspensiones y polímeros fundidos puede ser representado por
este modelo, por ello es muy útil en la industria ya que se emplea para modificar las
variables de procesamiento.
1.3. Lodo de perforación considerado sistema coloidal.

El nombre coloide proviene del griego kolas que significa ''que puede pegarse'' y
hace referencia a la propiedad que tienen los coloides de formar coágulos de forma
espontánea.
Los sistemas coloidales son sistemas de, al menos, dos fases, una de ellas
finamente dividida en pequeñas partículas (fase dispersa, fase discontinua) a las
que rodea completamente la otra sustancia (medio portador, fase continua).
Cuando está en movimiento es llamada dispersión coloidal; cuando se encuentra
estática es llamada suspensión coloidal.
De forma genérica, según la naturaleza de la fase dispersa y del medio de
dispersión, los distintos tipos de Sistemas Coloidales se clasifican:

Medio Portador Fase dispersa Nombre

Líquido
Líquido Emulsión líquida (emulsión)
Sólido Sol líquido o gel
Gas Emulsión líquida (espuma)

Sólido
Líquido Emulsión sólida
Sólido Sol sólido

Gas Espuma sólida

Gas
Líquido Aerosol líquido
Sólido Aerosol sólido
1.4. Clasificación de los fluidos de control.

Dado que cada pozo perforado es distinto, los fluidos de perforación han tenido
una evolución notable para poder adaptarse a los requerimientos establecidos
por la naturaleza de los pozos. Esta situación nos ha llevado a crear distintos
fluidos de control, clasificados de esta manera:

o Base agua
- Dulce, salobre, saturada de sal, agua de mar

o Base aceite
- Emulsión directa
- Emulsión inversa

o Base aire
- Lodo aereado: medio portador, lodo; fase dispersa, aire
- Lodo espuma: medio portador, agua; fase dispersa, aire
- Lodo niebla: medio portador, aire; fase dispersa, agua

1.5. Tipos de agua.

Agua Potable. Agua que puede ser consumida por personas y animales sin riesgo
de contraer enfermedades.
Agua salada. Agua en la que la concentración de sales es relativamente alta (más
de 10 000 mg/l).
Agua salobre. Agua que contiene sal en una proporción significativamente menor
que el agua marina. La concentración del total de sales disueltas está generalmente
comprendida entre 1000 - 10 000 mg/l. Este tipo de agua no está contenida entre
las categorías de agua salada y agua dulce.

Agua dulce. Agua natural con una baja concentración de sales, o generalmente
considerada adecuada, previo tratamiento, para producir agua potable.
Agua dura. Agua que contiene un gran número de iones positivos. La dureza está
determinada por el número de átomos de calcio y magnesio presentes. El jabón
generalmente se disuelve malamente en las aguas duras.
Agua blanda. Agua sin dureza significativa.
Aguas negras. Agua de abastecimiento de una comunidad después de haber sido
contaminada por diversos usos. Puede ser una combinación de residuos, líquidos o
en suspensión, de tipo doméstico, municipal e industrial, junto con las aguas
subterráneas, superficiales y de lluvia que puedan estar presentes.
Aguas grises. Aguas domésticas residuales compuestas por agua de lavar
procedente de la cocina, cuarto de baño, aguas de los fregaderos, y lavaderos.
Aguas residuales. Fluidos residuales en un sistema de alcantarillado. El gasto o
agua usada por una casa, una comunidad, una granja, o industria que contiene
materia orgánica disuelta o suspendida.
Aguas residuales municipales. Residuos líquidos, originados por una comunidad,
formados posiblemente aguas residuales domésticas o descargas industriales.
Agua bruta. Agua que no ha recibido tratamiento de ningún tipo, o agua que entra
en una planta para su ulterior tratamiento.
Aguas muertas. Aguas en estado de escasa o nula circulación, generalmente con
déficit de oxígeno.
Agua alcalina. Agua cuyo pH es superior a 7.

1.6. Emulsión directa e inversa.

Las emulsiones tienen la propiedad de suspender sólidos, de modo que estos llegan
a formar parte del volumen total de ellas.
Dependiendo del tipo de emulsión, los sólidos llegan a ser mojados en agua en el
caso de una emulsión directa y mojados en aceite, en el caso de una emulsión
inversa. Si esto no fuera así, los sólidos no se incorporarían a la emulsión,
floculándose y separándose de ella.
Los sólidos generalmente se incorporan a la fase continua de la emulsión, esto es:
o Emulsión directa

- medio portador o fase continua: agua
- fase dispersa: aceite
o Emulsión inversa
- Medio portador o fase continua: aceite
- Fase dispersa: agua

Al decir, en el caso de la emulsión inversa, que la fase dispersa es agua, quiere
decir que las gotitas de agua están rodeadas por gotitas de aceite.
En una emulsión inversa para que el agua se emulsifique con el aceite, es necesario
que la tensión superficial del agua sea más baja que la del aceite y por consiguiente
se dispersen las gotitas de agua; y para que sea estable y resistente a
contaminaciones, es necesario además de agregar los aditivos correctos y en las
proporciones adecuadas, que haya una buena agitación, ya que una emulsión
necesita una gran cantidad de energía (agitación y calor). Al haber una buena fuente
de agitación y calor las gotas dispersas de agua se harán cada vez más pequeñas
aumentando con ello la estabilidad de la emulsión.
En el caso de emulsiones inversas para fluidos de perforación, al entrar en contacto
con las diferentesclases de arcillas y electrólitos que se encuentran en el subsuelo,
hay que tener en cuenta que estos materiales cuentan en su mayor parte con cargas
eléctricas que pueden desestabilizar la emulsión. Para evitar que pase esto, es
conveniente agregar a la fase dispersa electrólitos en cantidad suficiente, de modo
que las arcillas no tengan un intercambio electrostático ni iónico con la fase
dispersa, ya que de suceder esto, la emulsión tendera a desestabilizarse. Esto es,
mientras mayor sea la cantidad de electrólitos en estado iónico en la fase dispersa,
mayor será su resistencia a contaminarse con los diferentes materiales encontrados
en la perforación.
1.7. Lodo Bentonítico.

El lodo bentonítico o lodo de perforación es una mezcla de agua con bentonita, un
tipo de arcilla muy densa.
Es utilizado para perforar pozos de sondeo y muy frecuentemente, mientras se
perforan pozos de petróleo y gas natural. Además, se usa para trabajos más
sencillos como los pozos de agua. Existen lodos en base de agua y otros no acuosos
en base de petróleo. También existen otros fluidos de perforación como los
gaseosos.

Una propiedad muy importante de este tipo de lodos es que están constituidos por
bentonita, que es una arcilla que no pierde consistencia ni estabilidad, aunque se le
añada una gran cantidad de agua. Esto permite que el lodo pierda resistencia al ser
amasado sin que el agua varíe y se comporte como fluido. Si se deja en reposo,
vuelve a adquirir resistencia. También puede tener otros aditivos para darle las
características que requiera según el pozo que se esté perforando.

1.8. Materiales y aditivos.

Como se ha mencionado anteriormente, para que nuestro lodo bentonítico pueda
cumplir con las funciones requeridas, mantenerlas durante las diferentes etapas de
perforación y aguantas las condiciones hostiles de presión y temperatura del pozo
conforme aumenta la profundidad, es necesario añadir materiales, los cuales se
usan en mayor concentración, y aditivos, usados en pequeñas cantidades para
mejorar las propiedades.

1.8.1. Bentonita.

Bajo la denominación de bentonita se agrupa a un conjunto de rocas cuyas
partículas constituyentes son del tamaño de la arcilla y su mineralogía es
predominantemente montmorillonita. A esta se asocia illita, beidelita y otros
minerales del grupo de las arcillas.
En geología: Un material compuesto por minerales de arcilla, principalmente
montmorillonita con cantidades escasas de otros minerales del grupo de las
esmectitas, utilizado habitualmente en el lodo de perforación. La bentonita se dilata
considerablemente si se expone al agua, lo que la hace ideal para proteger las
formaciones de la invasión de los fluidos de perforación. La montmorillonita se forma
cuando se alteran las rocas básicas, tales como la ceniza volcánica de las cuencas
marinas.
En fluidos de perforación: Un mineral de arcilla que se compone principalmente de
arcillas de tres capas, tales como la montmorillonita, y que es utilizado ampliamente
como aditivo del lodo para control de filtración y viscosidad. Los minerales de
bentonita comerciales varían mucho en la cantidad y calidad de la arcilla que se
hincha, la montmorillonita de sodio. Los minerales de menor calidad, los que tienen
más montmorillonita del tipo de calcio, son tratados durante la trituración con la

adición de uno o más de los siguientes: carbonato de sodio, polímeros sintéticos de
cadena larga, carboximetilcelulosa (CMC), almidón o polifosfatos. Estos ayudan a
hacer que el producto final cumpla con las especificaciones de calidad.
Desafortunadamente, los aditivos pueden perder su eficacia en "el mundo real del
lodo" cuando se utilizan en el equipo de perforación, debido a los iones de dureza
en el agua, altas temperaturas, ataques bacterianos, la degradación por cizalladura
mecánica y otros factores que pueden hacer que estos aditivos resulten ineficaces.

1.8.1.1. Bentonita Sódica.

Esta variedad contiene un alto nivel de iones de sodio, se expande cuando se moja,
absorbe varias veces su peso seco en agua y puede aumentar hasta 12 veces su
volumen. Debido a sus excelentes propiedades coloidales se utiliza a menudo en
lodos de perforación de pozos de petróleo y gas y para la investigación geotécnica
y ambiental.
La característica de expansión hace a la bentonita sódica útil como un sellador,
especialmente en sistemas de disposición en subsuelo de combustible nuclear
utilizado y para poner en cuarentena a metales contaminantes de aguas
subterráneas. También en la fabricación e impermeabilización de muros, formación
de barreras impermeables para sellar y tapar pozos de agua y como revestimiento
en la base de vertederos para evitar la migración de lixiviados.
Puede ser "emparedada" entre materiales sintéticos para crear revestimientos
geosintéticos de arcilla. Esta técnica permite un transporte e instalación más
cómodos y reduce en gran medida el volumen de bentonita sódica requerida.
Modificaciones superficiales como la adición de polímeros mejoran algunas
propiedades reológicas y el sellado en aplicaciones geoambientales.

Figura 3. Bentonita Sódica.

1.8.1.2. Bentonita Cálcica.

Es una variedad en la que el catión intercambiable predominante es el calcio. No
tiene la capacidad de expansión de la bentonita sódica, pero tiene propiedades
absorbentes. Tiene la propiedad de adsorber gran cantidad de moléculas de
proteínas de soluciones acuosas, por lo que se utiliza en el proceso de vinificación,
en camas sanitarias para gatos y en la producción de alimentos para animales.
Es usada como adsorbente de iones en solución, así como en grasas y aceites. Es
un ingrediente principal activo de la tierra fuller, probablemente uno de los
principales agentes de limpieza industrial. La bentonita cálcica puede ser convertida
a bentonita sódica para exhibir muchas de las propiedades de esta última a través
del proceso conocido como “intercambio de iones". Comúnmente esto significa la
adición de un 5-10% de una sal de sodio soluble, como carbonato de sodio para
humedecer la bentonita, mezclando bien y dando tiempo para el intercambio de
iones que se realizará y agua para eliminar el calcio intercambiado.
Algunas propiedades, como la viscosidad y la pérdida de líquido de suspensiones
de la bentonita cálcica beneficiada en sodio (o bentonita sódica activada) pueden
no ser totalmente equivalentes a la bentonita de sodio natural. Por ejemplo, el
carbonato de calcio residual (formado de los cationes intercambiados no son lo
suficientemente removidos) puede resultar en un rendimiento inferior al de la
bentonita en revestimientos geosintéticos.

Figura 4. Bentonita Cálcica.
1.8.1.3. Usos de la Bentonita.

Las bentonitas y las arcillas relacionadas encuentran una considerable variedad de
usos. Seguidamente se mencionan las aplicaciones más importantes y otras de
menor relevancia:

o Lodos para perforación: La principal razón para usar bentonita es para
incrementar la viscosidad del lodo, permitiendo transportar efectivamente los
detritos de roca a la superficie.
o Arenas de fundición: es por lejos, la bentonita, el ligante más importante
usado en arena ligada por arcilla. Los diferentes tipos de bentonita exhiben
variaciones considerables en las propiedades importantes para arenas de
fundición.
o Peletización de mineral de hierro: también usada como un ligante.
o Usos como absorbente: se aplica en la industria de los absorbentes en cama
de mascotas y como desecante.
o Refinación, filtrado, clarificación y decoloración: las arcillas naturales y
activadas en forma ácida son usadas para remover impurezas y pigmentos
de los aceites comestibles, y también para decolorar un número de aceites
industriales, solventes y químicos.
 Aceites y grasas
 Refinación y restauraciónde aceites minerales: los principales tipos
de aceites refinados usando arcillas son nafta, fuel oils, aceites
lubricantes, ceras y grasas.
 Otros usos como filtrante y clarificante: purificación de aceites, vinos y
jugos de frutas, que contienen proteínas en suspensión coloidal y en
solución.
o Usos en agricultura: incluye formulaciones de fertilizantes, sprays nutritivos,
polvos y gránulos, pesticidas, pesticidas veterinarios, fórmulas peletizadas,
acondicionadores sólidos, cobertura de semillas, adehesamiento de césped,
aditivos de nutrición y procesamiento de alimentos.
 Pesticidas y otros biocidas: son ampliamente usados como
transportadores en seco y diluyentes.
 Fertilizantes y Acondicionadores de suelo: son utilizadas como
portadores.
 Alimentos balanceados: actúa en los alimentos como un ligante y
como un nutriente, también es usada como un portador de vitaminas,
minerales, antibióticos y otros suplementos activos en la alimentación
animal.
o Ingeniería Civil y Construcciones: es usada para la construcción de paredes
de dilatación, lechadas, impermeabilización de lagunas y diques de
irrigación, y para la realización de túneles.

 Revestimientos y barreras: idealmente conveniente para usar como
un impermeabilizante.
 Construcción: En excavaciones, los barros de bentonita son usados
para proveer soportes de paredes no mecánico. Los barros de
bentonita también pueden ser usadas como un lubricante para el
hinchamiento del molde, perforación de pilotes y fundaciones
similares. También son usadas en una gran variedad de materiales de
construcción incluyendo ladrillos, cemento portland, productos de
yeso, caños para cloacas y azulejos.
o Otros usos menores:
 Catalizadores: se utiliza como conductora en catalizadores para
refinación de aceite.
 Cerámicas: mayormente usada como un agente de suspensión y
plastificante en vidrios. También mejora la resistencia del film
aventajando al revestimiento, y reduce el desgaste durante las
operaciones manuales subsecuentes. En porcelanas eléctricas, la
bentonita es usada como un plastificante que incrementa la
resistencia en seco y quemado y reduce la absorción.
 Electrodos para soldadura: son usados como estabilizadores del arco,
protectores de grupos de soldaduras, agentes de fundición,
modificadores de escoria, agentes de ligante y extrusión y pigmentos.
 Grasas de alta temperatura: son usadas como un espesante.
 Usos médicos y cosméticos: son usadas en una variedad de
preparaciones médicas y cosméticas, tal como cremas, polvos para
pies y bebés, packs faciales y barros terapéuticos como un agente
gelatinante.
 Pinturas: son usadas en pinturas tixotrópicas o impermeables.
 Papel: se usa particularmente en papel reciclado, control del pitch,
clarificación del agua de desperdicio, auxiliar de retención, cobertura,
y en papel de copia sin carbón.
 Plásticos: La bentonita nano composición reduce la permeabilidad del
gas en films plásticos tanto como el 800%.

1.8.1.4. Especificaciones técnicas.

Para perforación las especificaciones de la bentonita son establecidas por API
(Estados Unidos) y OCMA (Europa). Fuente: Industrial Minerals, Marzo 1991,
Octubre 1994.

Bentonita API
Lectura del dial del Viscosímetro @ 600 rpm. > 30
Relación Punto de fluencia/Viscosidad plástica, máx. < 3
Filtrado, cm3, máx. < 15,0 cm3
Residuo > 75 micrones máx. < 4,0 wt%
Humedad. < 10,0 wt%

Bentonita OCMA
Lectura del dial del Viscosímetro @ 600 rpm. > 30
Punto de fluencia (lb/100ft2). < 6x viscosidad plástica
Filtración, relativo a 30 minutos. < 16,0 cm3
Residuo > 75 micrones. < 2,5 %
Humedad. < 13,0 %

Bentonita no tratada
Relación Punto de fluencia/Viscosidad plástica. < 1,5
Viscosidad plástica dispersada. > 10 cP
Filtrado dispersado < 12,5 cm3

1.8.2. Barita.

En geología: Un mineral denso de sulfato que puede encontrarse en una diversidad
de rocas, incluidas la caliza y la arenisca, con una diversidad de minerales
accesorios, tales como el cuarzo, la ftanita, la dolomía, la calcita, la siderita y los
sulfuros metálicos. La barita se utiliza generalmente para agregar peso al fluido de

perforación. La barita es muy importante para los petrofísicos porque el exceso de
barita puede requerir un factor de corrección en algunas mediciones derivadas de
los registros de pozos.
En fluidos de perforación: Un mineral denso compuesto por sulfato de bario [BaSO4].
Utilizadas comúnmente como agente densificante para todos los tipos de fluidos de
perforación, las baritas se extraen en muchas zonas del mundo y se envían como
mineral a plantas de trituración en lugares estratégicos, donde el API especifica su
trituración a un tamaño de partícula de 3 a 74 micrones. El sulfato de bario puro
tiene una gravedad específica de 4,50 g/cm3, pero para cumplir con las
especificaciones API, la barita para perforación debe tener una gravedad específica
de 4,20 g/cm3, por lo menos. Los contaminantes en la barita, como el cemento, la
siderita, la pirrotita, el yeso y la anhidrita, pueden causar problemas en algunos
sistemas de lodos y deberían ser evaluados en todo programa de aseguramiento
de la calidad de los aditivos para lodos de perforación.

1.8.2.1. Usos de la Barita.

o Materia prima de lodos de perforación El sulfato de bario es un sólido que se
adiciona a los fluidos de perforación para incrementar la densidad, con objeto
de evitar que el gas, aceite o agua presentes en las formaciones permeables,
invadan el barreno; previniendo además el derrumbe de las paredes
mediante el control de presión hidrostática de las columnas de fluido que
depende de la densidad de la barita adicionada y de la longitud de la columna
hidrostática.
o Pinturas Finamente molida blanqueada y tratada como relleno en pinturas
para dar cuerpo al pigmento. Controla la viscosidad de la pintura para hacer
productos de color brillante y da buena estabilidad.
o Química. Los usos del carbonato de bario, se clasifican como sigue:
 Materia prima para la producción de otros compuestos de bario.
 Medio de purificación para la eliminación de todos los sulfatos de
soluciones acuosas.
 Fundente en los trabajos cerámicos.
 Ingrediente en la fabricación de vidrios ópticos y cristalería fina.
o Medicina. Como medio opaco en el examen tracto-gastrointestinal con rayos
X, para la reflexión de los intestinos y del estómago. Como relleno para yeso

(ortopédico) y en algunos medicamentos para extender el tiempo límite
(caducidad).
o Vidrio. Parcialmente triturada se emplea en los hornos para reducir el punto
de fusión del vidrio.
o Relleno. Como relleno en las industrias del hule, cuero, textil y papel.
o Industria plástica. Como relleno del plástico para hacer productos con color
brillante. También puede mejorar la intensidad, la tiesura y la resistencia
abrasiva. El sulfato de bario sintético ayuda en el reforzamiento de polímeros
y control de la reología y la viscosidad de adhesivos, así como para
nucleación de termoplásticos cristalinos. El hecho de ser un producto inerte,
resistente a la temperatura, tener alta transparencia y buena dispersabilidad
permite controlar la velocidad y grado de cristalización.
o Aplicaciones automotrices. Para sellar el interior de un vehículo (bajo
alfombra) evitando ruidos del motor, así como el revestimiento de frenos:
cojines, discos y balatas.
o Industria del papel. Se utiliza como relleno de la cartulina blanca y el papel
de recubrimiento, mejora la blancura y el porcentaje de cobertura.
o Cosméticos. Se utiliza por su blancura y trato suave e inofensivo a la piel, por
lo anterior puede ser un substituto del dióxido de titanio.
o Construcción Para la elaboración de concretos pesados.
o Industriadel hule. Los productos menores a la malla 500 se pueden utilizar
como relleno de los productos de hule. Puede mejorar la intensidad y es a
prueba de ácido, álcali y agua; también tiene ventaja para el caucho natural
y sintético.
o Recubrimientos. Se aplica como protección a prueba de fuego de edificios,
aeropuertos y gimnasios. También en alambres, cables, maderas, tablas de
fibra, plásticos y otras sustancias flamables. El sulfato de bario sintético
mejora la resistencia al impacto, es estable química y mecánicamente como
también mejora las propiedades reológicas.
1. Sustitutos. Como relleno tenemos que puede ser sustituido por carbonato de
calcio, diatomita, feldespato, caolín, mica, sienita nefelina, perlita, talco, sílice
microcristalina, flúor sílica, sílice sintética y wollastonita. En la industria del
vidrio es sustituido por carbonato de estroncio, y como agente de carga por
celestita, hematita, ilmenita y mena de hierro.

1.8.2.2. Especificaciones técnicas.

Grado Lodo de Perforación (barita pesada).

Densidad 4.2 g/cm3 mín.
Ca 250 ppm máx.
Residuo>75µ 3% en peso, % máx.
Residuo>45µ No especificado
Partículas>6µ en diámetro esférico equivalente 30% en peso, % máx.

1.9. Factores que afectan el rendimiento de las arcillas en agua.

La hidratación y la dispersión de la arcilla seca son muy afectadas si el agua de
preparación contiene sal o varios iones metálicos. Por ejemplo, muchos lodos de
perforación son preparados con agua salada por razones de economía y
conveniencia.
El agua que contiene cualquier concentración de sal puede ser saturada con una
sal adicional. El agua salada saturada contiene aproximadamente 315 000 mg/l de
cloruro de sodio. Se requiere aproximadamente 120 lb/bbl de sal para saturar el
agua dulce.

1.9.1. Comportamiento de las arcillas.

La bentonita se hidrata y se hincha. La hidratación es la primera etapa de la
interacción arcilla-agua. Cuando la bentonita seca se agita en agua, la hidratación
se observa en la forma de hinchamiento.

Figura 5. Comportamiento de las arcillas con la adición de agua.
La entrada del agua del filtrado del fluido de perforación en las arcillas que
componen la roca ocasiona la expansión de la estructura del mineral, aumentando
su volumen total en un fenómeno denominado hinchamiento. Todos los tipos de
arcillas adsorben agua, pero son las esmectitas las que se hidratan con mayor
incremento de volumen, debido a que dentro de su estructura existe una red
expandible. Durante la construcción de pozos este fenómeno es el causante de la
mayor cantidad de problemas al atravesar arcillas con fluido base de agua. Cuando
se penetran formaciones arcillosas con fluidos base agua, el primer efecto es el
hinchamiento hacia el agujero abierto y aumento de la presión de poro antes de
colapsar. Luego ocurren eventos donde las paredes del agujero se derrumban,
originando socavamientos, sólidos indeseados en el sistema y embolamiento de la
barrena, lo que a su vez puede causar el colapso y pérdida del pozo.
La hidratación de la arcilla ocurre a través de tres mecanismos:
- Hinchamiento Cristalino o Superficial.
- Hidratación Iónica.
- Hinchamiento Osmótico.

Figura 6. Mecanismos de hidratación de las arcillas.

1.9.1.1. Hinchamiento Cristalino o Superficial.

Es el enlace de moléculas de agua a átomos de oxígeno en la superficie de las
plaquetas de arcilla. También conocido como hidratación de superficie. Resulta de
la adsorción de capas mono-moleculares de agua en las superficies basales del
cristal, tanto en las caras externas como en las capas intracristalinas de la estructura
de la arcilla; este último caso en las que poseen una red cristalina expandible. La
naturaleza estructural de la molécula de agua proporciona propiedades casi
cristalinas.
Esto se debe que a 10Å de la superficie del agua tiene un volumen específico de
casi 3% menos que el agua libre, comparado con el del hielo, el cual es 8% mayor.
Además, el agua en la estructura tiene una viscosidad mayor que el agua libre. Los
cationes intercambiables influyen sobre el agua cristalina de dos maneras. En
primer lugar, muchos de los iones se hidratan ellos mismos, formando capas de
agua a su alrededor (K+ y Na+ son excepciones). En segundo lugar, se enlazan a
la superficie del cristal compitiendo con las moléculas de agua, tendiendo a
perturbar su estructura (Na+ y Li+ son excepciones, ya que sus enlaces son débiles
y tienden a difundirse).

1.9.1.2. Hidratación Iónica.

Es la hidratación de cationes que se encuentran entre las plaquetas de arcilla, los
cuales tienen capas de moléculas de agua que los rodean (esferas de hidratación).

1.9.1.3. Hinchamiento Osmótico.

Ocurre porque la concentración de cationes entre capas es mucho mayor que en el
seno de la solución. Por consecuencia, el agua se desplaza hacia la sección entre
las celdas unitarias, incrementando el espaciamiento y permitiendo el desarrollo de
una doble capa difusa. Aunque no exista ninguna membrana semipermeable, el
mecanismo es esencialmente osmótico porque está fundamentado en una
diferencia de concentración de electrolitos. Este hinchamiento causa mayores
incrementos en el volumen total que el cristalino, pero el agua está débilmente unida
a la superficie de la estructura del mineral.
El hinchamiento osmótico causa un aumento mucho mayor en volumen que el
provocado por el hinchamiento cristalino, la montmorillonita sódica puede absorber

aproximadamente 0.5 gr de agua por gramo de arcilla seca, duplicando su volumen
en la región de hinchamiento cristalino inmediatamente adyacente a la cara de la
lámina de arcilla, pero aproximadamente 10 gr de agua en región osmótica más
alejada de la cara. La doble capa electrostática difusa es un sistema de iones de
carga opuesta atraídos a la superficie carga de lámina de arcilla. A medida que la
superficie queda balanceada por los iones libres en el agua, algunos iones tienden
a irse formando una atmósfera iónica difusa alrededor de la partícula.
Ocurre en algunas arcillas luego de que están hidratadas completamente superficial
e iónicamente (usualmente a 100% de humedad). Todas las arcillas experimentan
hidratación, y las illitas y esmectitas muestran varios grados de hidratación iónica.
La hidratación de la lutita (absorción superficial y absorción iónica) resultan en dos
tipos de problema bien diferenciados:
- Hinchamiento: Expansión de las arcillas debido a la incorporación de agua.
- Dispersión: Desintegración de las arcillas debido al contacto con agua.

Figura 7. Comportamiento de algunas arcillas frente a la adición de agua.

Dado que las lutitas incluyen minerales no-arcillosos, tales como cuarzo y
feldespato, y una mezcla de arcillas, esto da lugar a una serie de mecanismos de
hidratación en la misma porción de roca. Los minerales no-arcillosos se hidratan y
crean problemas de sólidos en el lodo, y las Esmectitas se hidratan, hinchan y
reaccionan con soluciones iónicas. El embolamiento parece manifestarse cuando el
desplazamiento ineficiente de los recortes debajo de la barrena comienza a
disminuir la tasa de penetración.
En los ensamblajes de fondo ligeramente embolados, parece como si los recortes
estuviesen siendo generados más rápido que lo que pueden moverse hacia arriba
y hacia afuera de las canaletas de alivio de la broca (estas canaletas actúan como
puntos de restricción en el sistema).

1.9.2. Agua de mar: Propiedades químicas.

Las principales propiedades químicas del agua de mar son la salinidad, la clorinidad
y el pH.

1.9.2.1. Salinidad.

La salinidad es una propiedad importante de aguas usadas industriales y de cuerpos
de agua naturales. Originalmente este parámetro se concibió como una medida dela cantidad total de sales disueltas en un volumen determinado de agua. Dado que
la determinación del contenido total de sales requiere de análisis químicos que
consumen mucho tiempo, se utilizan en substitución métodos indirectos para
estimar la salinidad. Se puede determinar la salinidad de un cuerpo de agua a base
de determinaciones de conductividad, densidad, índice de refracción o velocidad del
sonido en agua entre otros.
Los iones y los elementos presentes en cuerpos de agua naturales se originan de
procesos de mineralización y desgaste de las rocas que forman la corteza terrestre
y de emanaciones del manto terrestre, a través de la actividad volcánica.
El agua de mar está compuesta en promedio de un 96.52% de agua y un 3.49% de
substancias disueltas (mayormente sales). La abundancia relativa de los iones es
constante en aguas oceánicas bien mezcladas.
Las aguas superficiales son más saladas porque la evaporación hace que la
concentración de sal aumente. El contenido salino de muchos
lagos, ríos, o arroyos es tan pequeño, que a esas aguas se les denomina agua
dulce. El contenido de sal en agua potable es, por definición, menor a 0.05%. Si no,
el agua es señalada como salobre, o definida como salina si contiene de 3 a 5% de
sal en volumen. Por encima de 5% se le considera salmuera. El océano es
naturalmente salino con aproximadamente 3.5% de sal. Algunos lagos o mares son
más salinos. El mar muerto, por ejemplo, tiene un contenido superficial de alrededor
del 15%.
1.9.2.1.1. Concentración de sal en ppm.

Para expresar la concentración de sal en el agua, se puede usar porcentajes %, o
en partes por millón, ppm, o gramos por tonelada (g/t). Todas estas medidas son
razones entre sustancia analizada entre la muestra total. Es decir, el fluido total será
100 en el caso de porcientos, o 1 000 000.0 en el caso de ppm o tonelada. Además,
http://es.wikipedia.org/wiki/Agua_salobre

se puede expresar la cantidad en una fracción por peso o por volumen. Por ejemplo,
el agua de mar promedio tiene 35 000.0 ppm de sal, si tomamos en cuenta que el
1% de concentración es igual a 10 000.0 ppm, por lo tanto, la concentración de sal
de agua de mar por unidad de litro es 350 gramos de sal.

Figura 8. Concentración de sal y densidad de algunos mares y océanos.
1.9.2.2. Clorinidad.

La clorinidad se define como: "La cantidad total de gramos de cloro contenida en un
kilogramo de agua del mar, admitiendo que el yodo y el bromo han sido sustituidos
por el cloro." Esta clorinidad así definida es más sencilla de determinar por análisis
químico y permite calcular la salinidad hasta con una precisión de dos centésimas
de gramo.
La relación entre la clorinidad y la salinidad se ha establecido para los diferentes
mares y se han elaborado las tablas correspondientes basadas en las Tablas
Hidrográficas de Knudsen que permiten pasar rápidamente de la clorinidad a la
salinidad, calculando únicamente la clorinidad y sumándole una cantidad que ha
sido determinada por la Comisión Internacional.
Existen otros métodos para determinar la salinidad de los mares, que dan valores
aproximados apoyados en las propiedades físicas del agua del mar como la
densidad, el índice de refracción, la conductividad eléctrica y la temperatura de
congelación; cada uno de ellos ofrece sus ventajas y sus inconvenientes.

1.9.2.3. pH.

Otro de los factores que quieren de un mayor estudio es el pH, es decir, la relación
entre la concentración de iones hidrógeno (H+) y oxhidrilos (OH-) que le confiere las

características de alcalinidad o de acidez a una solución. El agua oceánica es
ligeramente alcalina, y el valor de su pH está entre 7.5 y 8.4 y varía en función de la
temperatura; si ésta aumenta, el pH disminuye y tiende a la acidez; también puede
variar en función de la salinidad, de la presión o profundidad y de la actividad vital
de los organismos marinos.
El valor del pH es un dato de importancia en la oceanografía química desde
cualquier punto de vista que se considere, por lo que se ha hecho clásica la técnica
de su registro en las naves científicas y en los laboratorios en tierra, a la vez que se
toman otros datos de importancia, tales como temperatura, salinidad, oxígeno
disuelto etcétera, pudiéndolo medir por métodos colorimétricos casi ya no utilizados
en la oceanografía química o por métodos eléctricos al aplicar el potenciómetro,
resultando más precisos.

Figura 9. Salinidad con respecto a ciertas profundidades en el mar.

1.10. Clasificación de los fluidos de acuerdo a su comportamiento reológico-
tixotrópico.

Los fluidos pueden clasificarse de acuerdo con su comportamiento bajo la acción
de un esfuerzo cortante y bajo la velocidad de corte inducida por dicho esfuerzo,
produciendo un flujo laminar y unidireccional a temperatura constante. Así, en los
fluidos existe una relación entre el esfuerzo de corte impuesto y la velocidad de corte
resultante. Esta relación es diferente para todos los fluidos y puede ser distinta para
el mismo fluido, bajo diferentes condiciones de presión y temperatura. Los fluidos
se clasifican esencialmente en dos grandes grupos: fluidos puramente viscosos que
solo exhiben propiedades viscosas y fluidos que exhiben propiedades viscosas y
elásticas, denominados fluidos viscoelásticos. Sin embargo, de acuerdo con su
comportamiento bajo la acción de un esfuerzo cortante y la velocidad de corte

inducida por dicho esfuerzo, los fluidos se clasifican como Fluidos Newtonianos y
Fluidos no Newtonianos.

Fluidos newtonianos. Se caracterizan porque la relación del esfuerzo de corte y la
velocidad de corte es constante, esto es, su viscosidad es constante si permanecen
fijas la temperatura y la presión.
Como ejemplo de los anteriores, tenemos el agua, la mayor parte de las soluciones
acuosas, alcoholes, etc.

Fluidos No Newtonianos.
Fluidos pseudoplásticos. En estos la viscosidad disminuye al aumentar la
velocidad de corte, ejemplos de este tipo son soluciones de látex y algunas
soluciones de jabón.
Fluidos dilatantes. El valor de la viscosidad aumenta, al aumentar la velocidad de
corte, ejemplos, resinas vinílicas y engrudo de almidón. (Figura 6)

Fluido plástico de Bingham. El comportamiento de estos fluidos bajo diferentes
valores de esfuerzo de corte, se caracterizan por dos parámetros: la viscosidad
plástica y el punto de cedencia.

Fluidos tixotrópicos. Se reducen con el tiempo en condiciones de esfuerzo
cortante. Por ejemplo, la miel en estado sólido se vuelve líquida después de la
agitación constante.

Fluidos reopécticos. Se incrementan con el tiempo en condiciones de esfuerzo
cortante. Por ejemplo, la crema se espesa después de la agitación constante.

La mayoría de los fluidos de perforación que proporcionan mejores resultados son
no newtonianos y exhiben comportamientos que son descriptos por modelos
matemáticos reológicos de esfuerzo cortante, o resistencia, como una función de la
velocidad de corte.

Figura 10. Clasificación de los fluidos de acuerdo a su comportamiento Reológico -
tixotrópico.

1.11. Modelos Reológicos.

Se han desarrollado modelos reológicos para caracterizar el comportamiento del
flujo de los fluidos no newtonianos, en función de sus velocidades de corte. Los
modelos reológicos más aplicables a ellos son: Modelo de Bingham, Modelo de Ley
de Potencia y Modelo de Herschel y Bulkley (Modelo de Ley de Potencia
Modificado).
Lo modelos antes mencionados serán explicados a detalle en el Capítulo 3 en
referencia al modelo hidráulico utilizado.

1.11.1. Conceptos básicos de reología

Esfuerzo de corte, esfuerzo cortante (τ).
Es la fuerza necesaria para mover una superficie determinada de fluido; es decir,
está relacionado con la fuerza necesaria para mantener un fluido fluyente.

Velocidad