Modificación del método de embudo MARSH para determinar la viscosidad de fluidos de perforación de pozos de petróleo

Abstract

El objetivo de este trabajo fue modificar el método para determinar la viscosidad de embudo de fluidos de perforación de pozos de petróleo, para lo cual se construyó un equipo que tiene sensores de temperatura, tensión y caudal, con capacidad de almacenamiento de 20000 cm3 que trabaja con una temperatura entre 15 y 40 °C, mide la viscosidad de embudo entre 26.81 y 47.94 s/946cm3 y la viscosidad de embudo de flujo continuo entre 23.34 a 38.99 s/946cm3, la construcción del equipo permitió mantener la altura del nivel constante del fluido por lo que los tiempos de medida de la viscosidad de embudo de flujo continuo son menores, Estas medidas se obtuvieron según el procedimiento de la norma API RT 13B-1, con 5 concentraciones de material viscosificante y 3 densidad diferentes, para correlacionar estas dos variables fue necesario corregir sus valores por efecto de la temperatura según la norma ASTM D3195 a la temperatura estándar de 48.89 °C (120 °F). Los valores fueron validados con análisis de varianza, tomando en cuenta la concentración de material viscosificante y la densidad para determinar grupos de datos estadísticamente diferentes y se calculó una correlación exponencial con un factor de correlación de R2 = 0.9975. Los promedios de la viscosidad de embudo y viscosidad de embudo de flujo continuo se midieron con un intervalo de confianza máximo de ± 1.05 y 1.46 % respectivamente para un nivel de significancia 0.05 de la distribución t-student y por los instrumentos de medida utilizados, el modelo matemático y el método para obtener estos valores, la incertidumbre expandida máxima fue de ± 2.02 y 2.33% respectivamente, mismos que son menores al nivel de significancia.