Fluidos de Perforación Base Aceite (OBM)

Los OBM (Oil Based Mud) son fluidos en los que se trabaja con altas densidades (hasta 1900 kg/m³) para controlar la presión del pozo. Este tipo de fluidos son resistentes a todo tipo de contaminantes, siendo más nobles y estables que otros sistemas. Generalmente, solo se contaminan con agua y petróleo de formación.

Características Principales

• Comportamiento del agua: El agua se comporta como un sólido, lo que incrementa la Viscosidad Plástica (VP).
• Inhibición: Tiene la capacidad de inhibir las lutitas mediante ósmosis inversa.
• Resistencia: Soporta altas temperaturas, posee mayor lubricidad que el agua y no es corrosivo.
• Aplicaciones: Se utiliza preferentemente en pozos de alto ángulo y alcance extendido.
• Limitaciones: Presenta restricciones ambientales, es más costoso (aprox. 1 USD por litro) y el manejo de valores de hidráulica, pH y densidad equivalente es más complejo.
• Detección de gas: El gas de formación es soluble en OBM, lo que dificulta identificar su presencia y aumenta el riesgo de surgencias.

Los OBM constituyen una emulsión de agua en aceite (emulsión inversa), donde la fase dispersa es el agua y la fase continua es el aceite. El agua no se disuelve ni se mezcla, sino que permanece suspendida.

Productos Utilizados en OBM

• Gasoil: Es el aceite utilizado con mayor frecuencia para preparar emulsiones inversas.
• Emulsificante: Permite que el agua se emulsione en el aceite formando un sistema estable; son solubles tanto en agua como en aceite.
• Humectante: Principalmente poliamidas, aminas y fosfatos. Aumentan el ángulo de contacto de las arcillas para que se humecten por aceite.
• Cal: Su función primaria es optimizar la acción del emulsificante. Como función secundaria, actúa como secuestrador de H₂S y CO₂, contrarrestando el aumento de viscosidad producido por gases ácidos.
• Agua: Se presenta en pequeñas gotas suspendidas en el aceite.
• Sal: Otorga al lodo la capacidad de desarrollar fuerzas osmóticas de gran magnitud para deshidratar o balancear formaciones sensibles al agua.

Problemas Comunes en Lodos OBM y Tratamientos

1. Viscosidad Insuficiente

Puede ser producto de la sedimentación de la barita debido a un bajo gel o por mala limpieza del pozo. Tratamiento: Añadir viscosificadores como la bentona (arcilla organofílica), la cual se activa con salmuera, y aplicar esfuerzo de corte (energía).

2. Viscosidad Excesiva

Producida por un alto contenido de sólidos finos humectados por agua, exceso de agua (que actúa como sólido), presencia de gases ácidos o sobretratamiento con viscosificadores. Tratamiento: Agregar emulsificante para contrarrestar el efecto del agua y cal para los gases ácidos.

3. Contaminación con Sólidos

Genera alta viscosidad y un revoque grueso. Control: Uso de zarandas con malla más fina, centrífugas, adición de agentes humectantes o dilución con lodo nuevo.

4. Flujos de Agua Salada

Aumenta el porcentaje de agua y disminuye la relación aceite-agua. Incrementa la viscosidad, los sólidos humectados por agua y reduce la estabilidad eléctrica (EE). Puede generar agua en el filtrado HTHP (ATAP). Tratamiento: Agregar emulsificante, cal y agentes humectantes. Ajustar el peso del lodo con barita para controlar el influjo.

5. Sólidos Humectados por Agua

Generan mayor viscosidad, menor estabilidad eléctrica, sedimentación y taponamiento de mallas. Tratamiento: Agregar agentes oleohumectantes.

6. Presencia de CO₂ y H₂S

Estos gases ácidos aumentan la viscosidad y disminuyen la alcalinidad, el contenido de cal y la estabilidad eléctrica. El sulfuro puede volver el lodo negro. Tratamiento: Añadir cal, óxido de zinc (para neutralizar H₂S) e incrementar el peso del lodo.

7. Sales Masivas y Filones de Sal

Las sales son insolubles; el cloruro de calcio y magnesio de la formación pueden causar humectación por agua de los sólidos. Tratamiento: Desplazar el espacio anular con agua dulce y aumentar la densidad para evitar el hinchamiento de la sal.

8. Sedimentación de la Barita (Barite Sag)

Ocurre por pesos desiguales del lodo durante la circulación tras viajes de tubería. Tratamiento: Aumentar la viscosidad a muy baja velocidad de corte (LSRV).

9. Pérdida de Circulación

La compresibilidad aumenta la densidad en el fondo, facilitando la fractura de la formación. Tratamiento: Agregar materiales obturantes (LCM) como cáscara de nuez, fibras o bentona.

Pega de Tubería (Pipe Sticking)

Consecuencias y Causas

Consecuencias: Incremento de costos, pérdida parcial del BHA, pérdida del pozo o necesidad de realizar un side-track.

Causas: Mala limpieza (especialmente en pozos desviados), formaciones derrumbables, asentamiento de «pata de perro» (dog-leg), ojo de llave, formaciones plásticas (sal/arcilla) y presiones diferenciales.

Tipos de Pega

• Mecánica: Por obturaciones, puentes o geometría del pozo.
• Por Diferencial: Indicada por la imposibilidad de girar o reciprocar la sarta mientras se mantiene la circulación libre. Ocurre tras periodos estáticos frente a formaciones permeables cuando la Presión Hidrostática (PH) excede la de formación.

Medidas Preventivas y Liberación

• Prevención: Mantener un revoque fino y de bajo filtrado, controlar el porcentaje de sólidos, asegurar buena lubricidad (COF) y mantener la tubería en movimiento constante.
• Liberación: Reducir la densidad del lodo (bajar PH), aplicar fluidos liberadores (spotting fluids) que resquebrajan el revoque y reducen la fricción, o reemplazar lodo con gasoil.

Limpieza del Pozo y Parámetros Operativos

Consecuencias de una Mala Limpieza

Pérdida de circulación, fracturas inducidas, torque excesivo, tiempo no productivo (NPT), problemas en perfilaje y dificultades para entubar o empaquetamientos.

Parámetros para Mejorar la Limpieza

• Reología: Ajuste químico de viscosidades.
• Caudal de bombeo (Q): Flujo suficiente para el acarreo.
• Mecánicos: RPM de la sarta y control de la tasa de penetración (ROP).

Procesos de Ósmosis en Fluidos de Perforación

Concepto de Ósmosis

Fenómeno entre dos concentraciones de salinidad diferentes separadas por una membrana semipermeable, donde el solvente (agua) se desplaza de la concentración más baja a la más alta.

Ósmosis Inversa en OBM

Proceso mediante el cual, aplicando presión sobre una solución salina, se obtiene un flujo hacia la solución más diluida. En una emulsión inversa, cuando la fase acuosa salina contacta la formación (arcillas), succiona el agua de estas.

• Salinidad alta: El recorte (cutting) sale seco; si es excesiva, puede haber derrumbes.
• Salinidad baja: El recorte sale húmedo y pastoso.

Estabilidad de la Emulsión Inversa

Coalescencia del Agua

Es la unión de las gotas de agua que produce la separación de fases. Para evitarlo, se requieren agentes tensioactivos que formen una película protectora alrededor de cada gota. Cuanto más pequeña sea la gota, más estable será la emulsión. Esto se logra mediante energía de agitación (bombas centrífugas o chorros del trépano).

Estabilidad Eléctrica (EE)

Medida en voltios (rango 0-2000), indica qué tan bien está emulsionada el agua en el aceite. Una EE alta representa una emulsión fuerte. Factores que la afectan: contenido de agua, sólidos humectados por agua, temperatura y concentración de sal.

Resumen de Tratamientos Finales

• Para aumentar densidad: Agregar barita y oleohumectantes.
• Para contaminación con agua: Agregar emulsificantes y cal.
• Para pega diferencial: Reducir densidad, usar lubricantes y mantener movimiento.
• Para H₂S: Mantener exceso de cal y usar secuestrantes de zinc.