Los fluidos de perforación, también conocidos como lodos, son mezclas diseñadas para cumplir múltiples funciones durante la construcción de pozos petroleros. Su composición varía según el tipo de formación, la profundidad del pozo, las condiciones de presión y temperatura, y los objetivos operativos. Se clasifican principalmente por su fase continua: agua, aceite o aire.
1. Fluidos base agua (WBM)
Son los más comunes y económicos. Utilizan agua como fase continua y pueden incluir bentonita, polímeros, sales y otros aditivos. Se subdividen en:
Lodos dispersos: contienen lignitos y lignosulfonatos para controlar la viscosidad y tolerar sólidos.
Lodos inhibidores: usan sales (KCl, NaCl) y polímeros encapsulantes para estabilizar lutitas.
Lodos poliméricos: emplean polímeros sintéticos para mejorar la reología y reducir la filtración.
Lodos de sal saturada: ideales para perforar formaciones salinas sin disolverlas.
Ventajas:
Bajo costo.
Fácil tratamiento y eliminación.
Compatibilidad con la mayoría de formaciones.
Limitaciones:
Menor estabilidad térmica.
Sensibles a contaminantes como sales y cementos.
2. Fluidos base aceite (OBM)
Utilizan aceite diésel o sintético como fase continua, con agua salada dispersa en forma de emulsión invertida. Requieren emulsificantes, humectantes y aditivos organofílicos.
Ventajas:
Alta estabilidad térmica y química.
Excelente inhibición de lutitas.
Baja filtración y revoques delgados.
Limitaciones:
Mayor costo.
Requieren manejo ambiental especializado.
Pueden interferir con registros eléctricos.
3. Fluidos base sintética (SBM)
Son una variante de los OBM, pero utilizan aceites sintéticos biodegradables. Ofrecen beneficios similares con menor impacto ambiental.
Ventajas:
Menor toxicidad.
Mejor biodegradabilidad.
Cumplen regulaciones ambientales estrictas.
Limitaciones:
Costo elevado.
Requieren tratamiento especializado.
4. Fluidos neumáticos (aire, neblina, espuma)
Utilizan gases como aire o nitrógeno para perforar zonas de baja presión o formaciones sensibles. Se combinan con pequeñas cantidades de agua o polímeros para mejorar la limpieza.
Ventajas:
Minimiza daño a la formación.
Alta velocidad de perforación.
Bajo costo operativo.
Limitaciones:
Riesgo de incendio o explosión.
Requiere compresores y sistemas de control especiales.
5. Fluidos de completación y reacondicionamiento
Diseñados para operaciones posteriores a la perforación, como correr tubería, cementar o estimular. Utilizan salmueras limpias, fluidos viscosos o sistemas especiales según el objetivo.
Ventajas:
Compatibilidad con la formación.
Baja invasividad.
Facilitan pruebas y registros.
Tipos de Fluidos de Perforación (Lodo) (Types of Drilling Fluids Mud)
Este artículo clasifica los fluidos de perforación según su fase continua, que es el componente principal del fluido.
1. Fluidos Base Agua (Water-Based Fluids - WBM)
Son los más comunes. La fase continua es agua (dulce, de mar, salmuera).
Sub-clasificación:
No Inhibidos (Non-inhibitive): Lodos simples (como el "spud mud") que no contienen iones específicos para prevenir que las arcillas se hidraten.
Inhibidos (Inhibitive): Lodos diseñados para retardar o prevenir la hinchazón de las arcillas (lutitas). Usan iones como Calcio, Potasio (KCL) o polímeros encapsuladores (PHPA).
Tipos de WBM:
Bentoníticos Dispersos: Lodos tradicionales que usan bentonita para viscosidad y lignosulfonato como dispersante (thinner) para controlar la reología.
De Agua Salada (Saltwater): Usan agua salada (de mar) o salmueras saturadas. Se usan para perforar formaciones de sal, prevenir la formación de hidratos de gas o para inhibición de lutitas.
Poliméricos (Polymers): Usan polímeros orgánicos (naturales o sintéticos) para viscosidad (Goma Xantana), control de filtrado (PAC, Almidón) e inhibición (PHPA).
Membrana Eficiente (Membrane-Efficient): Lodos WBM avanzados que crean una "membrana" osmótica en la cara de la lutita, similar a un OBM, para prevenir la invasión de agua.
2. Fluidos Base Aceite (Oil-Based Fluids - OBM)
La fase continua es aceite. Son altamente inhibidores, lubricantes y estables a altas temperaturas, pero son costosos y tienen estrictas regulaciones ambientales.
Tipos de OBM:
Emulsión Inversa (Invert Emulsion): La fase acuosa (salmuera, usualmente CaCl2) está emulsionada como pequeñas gotas dentro de la fase continua de aceite (Diesel o aceite mineral).
Fluidos Base Sintética (Synthetic-Based Fluids - SBF): Una emulsión inversa que usa un aceite base sintético (no derivado del petróleo), como ésteres o parafinas. Tienen un rendimiento similar al OBM pero son mucho menos tóxicos y más amigables con el medio ambiente, siendo el estándar para uso offshore.
Fluidos Todo-Aceite (All-Oil): Usados en raras ocasiones para perforar lutitas extremadamente sensibles al agua, no contienen fase acuosa emulsionada.
3. Fluidos Pneumáticos (Pneumatic Drilling Fluids)
La fase continua es un gas.
Tipos: Se usa aire seco, gas natural o nitrógeno para circular y levantar los recortes.
Aplicación: Se limitan a perforar formaciones muy duras, secas y con baja presión (zonas depletadas), donde un fluido líquido causaría severas pérdidas de circulación.
Variaciones: Se puede añadir un surfactante (espumante) para crear "niebla" (mist) o "espuma" (foam) si se encuentran pequeñas cantidades de agua en la formación.
4. Fluidos Base Silicato (Silicate-Based Mud)
Un tipo de WBM inhibidor que usa Silicato de Sodio o Potasio. Estos fluidos crean un "sello" físico (precipitan un gel de sílice) en los poros de la lutita, previniendo la invasión de fluido. Son efectivos pero operan a un pH muy alto y pueden tener problemas de estabilidad térmica.
