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Marco Teórico
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A. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA
Los fluidos de perforación desarrollan la principal actividad en las
perforaciones de pozos petroleros, dando inicio al proceso de perforación, debido a
que este involucra todos los aspectos relacionados con las operaciones a realizar en el
pozo ya que está presente desde que se introduce para la perforación hasta la
completacion del pozo.
La actividad de elaborar fluidos adecuados para las perforaciones cada día es
un reto debido a que su elaboración que depende de la composición de importantes
aditivos para obtener una fluido homogéneo y que sometido a presión y temperatura
no pierda su composición.
El reto de la perforación es introducir el fluido adecuado para obtener una
perforación en calibre y en menor tiempo y sobre todo minimizar daño a la formación
para garantizar que todas las operaciones a realizar en el pozo sean efectivas.
1.- PROCESO DE PERFORACION.
En la perforación convencional, se hace un hoyo desde la superficie de la
tierra o fondo del mar, rotando una serie de tuberías con una mecha en la punta. A
medida que avanza la perforación, se van adicionando sucesivos tramos de tubería de
longitud promedio de 30 pies. Durante la perforación, la mecha atraviesa diferentes
tipos de estratos antes de llegar la profundidad deseada. Cada uno de estos estratos
asociado a los parámetros físicos como fluidos, dureza, porosidad, presión y
buzamiento, son los que hacen del proceso de perforación un constante reto.
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La perforación produce ripio, los cuales son removidos y/o controlados por el
fluido de perforación o lodo, el que a su vez es circulado a través de la sarta de
perforación y sale por los orificios de la mecha, recogiendo los ripios y absorbiendo
el calor de fricción, retornando a la superficie por el espacio anular entre la tubería y
las paredes del hoyo, para ser acondicionado y recirculado al pozo. PDVSA, Intevep.
Blanco, J(1999, p.40). A continuación se muestra la perforación a formaciones
petrolíferas.
Figura N°1 Perforación a la Formación Productora
Fuente. Presentación LIC Lagocinco. 1998
Este método de trabajo involucra elevados costos de operación con relación al
manejo de los recursos, lentos tiempos de respuestas, el manejo limitado de la
información y la toma tardía de decisiones.
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Procedimiento del Proceso de Perforacion
Según Valles, C (1998, p.6). El lodo de Perforacion es el primer elemento
extraño a las formaciones productoras en establecer contacto con estas, ya que
permite mantener el cordón umbilical de la comunicación constante entre las
formaciones atravesadas y la superficie, es decir, que a través de esta vía es que se
logra introducir una serie de herramientas que nos suministran información (Registros
de Pozos), para interpretarla y permite saber el tipo de completación que requiere el
pozo.
Con el fluido de perforación se realiza la circulación de un ciclo cerrado que
genera información del comportamiento del proceso de perforación, luego de incluir
el fluido en el pozo se procede a revestir el hoyo, cementar el hoyo y luego continuar
perforando hasta alcanzar la profundidad deseada.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Los fluidos de perforación son compositores importantes en los procesos de
perforación, repercutiendo directamente en el éxito con el que se realiza esta
actividad. Esto hace que el estudio y control del lodo sea de interés en la perforación
de pozos. Las principales características a controlar en un lodo de perforación para
lograr buenas condiciones de perforación y consecuentemente un buen control sobre
el proceso son: El volumen o flujo de lodo requerido por el sistema, la presión y las
características propias del fluido que lo hacen tan valioso en el proceso de
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perforación. A continuación en la siguiente figura se presenta el fluido utilizado en
las perforaciones.
Figura N°2 Fluido de Perforación (Lodo)
Fuente. Manual de Lodos para las Perforaciones 1998.
Funciones de los Fluidos de Perforacion
El lodo de perforación es un fluido a base de agua, aceite (derivados del
petróleo) o emulsiones, que cumple las siguientes funciones:
• Mantiene la presión de las formaciones perforadas bajo control. El lodo ejerce
presión sobre las formaciones que constituyen a las paredes evitando derrumbes e
igualando su presión a la de las formaciones. Mientras más pesado el lodo mayor
es la presión que éste ejerce; por esto es que se usan materiales para darle peso al
lodo.
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• Sirve de tapón en caso de que la mecha dé con un yacimiento de petróleo, gas o
agua a gran presión. La presión ejercida por la columna de lodo que llena el pozo
es, en la mayoría de los casos, suficiente para evitar un reventón.
• El lodo refresca la mecha que tiende a alcanzar elevadas temperaturas debido al
rozamiento constante con la roca que tritura.
• Mantiene lubricada la mecha y la sarta de perforación con el objeto de evitar el
desgaste excesivo de estos componentes.
Propiedades de los Fluidos de Perforacion
• Viscosidad.
Describe la resistencia que presentan los fluidos al desplazarse. La medición de
esta propiedad se hace para controlar que los ripios se estén removiendo rápidamente
y no sean molidos por la mecha.
• Viscosidad Plástica.
Es una medida de la resistencia interna del lodo a fluir, depende de la cantidad,
tipo y tamaño de los sólidos presentes en un fluido de perforación. Esta propiedad
indica la cantidad de sólidos contenidos por el fluido de perforación.
• Densidad.
Depende de la gravedad específica de los sólidos suspendidos en el mismo. Los
fluidos de uso común para los procesos de perforación tiene pesos típicos de 1.073 a
1.377 kg. por litro.
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• Contenido Coloidal.
Representa la habilidad del fluido para generar un recubrimiento interno en la
pared del hoyo y capacidad de sellar poros de la roca de la formación.
• Característica Tixotrópica.
Es aquella propiedad que le da gelatinosidad al lodo y permite que los ripios en
el lodo sean suspendidos para poder sacados del hoyo.
• Efectos de la Temperatura en la Densidad.
El incremento de la temperatura provoca un descenso significativo en la
densidad. Todas las características de los fluidos de perforación se miden en el tanque
activo del sistema y en el tanque de la zaranda, con el objeto de verificar que el
sistema de control de sólidos extraiga efectivamente los ripios del lodo, y para
estudiar la necesidad de añadir algún compuesto químico que reponga propiedades
deseadas en el lodo.
Aditivos Importantes de los Fluidos de Perforación
• Barita
Es un componente químico que se añade al lodo para darle peso, es decir
(incrementa la densidad y su peso consecuentemente), siendo necesario que el peso
impuesto por el líquido dentro del hoyo sea mayor que el de las formaciones para
evitar el colapso o derrumbamiento de las formaciones del hoyo.
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• Bentonita
Incrementa el punto de elasticidad y la viscosidad del lodo de perforación y se
utiliza para el control de filtrado. Cuando el lodo penetra en las formaciones, los
sólidos del lodo crean una película en las paredes de las formaciones a la que se
denomina invoque que presenta propiedades favorables para evitar la erosión en las
paredes del pozo.
El lodo debe tener suficiente viscosidad (gelatinosidad) para que la velocidad
de sustentación sea mayor que la de sedimentación y los ripios puedan salir del hoyo
y debe tener baja viscosidad en los inyectores de la barrena para asegurar que se
remuevan los ripios y no sean molidos por la mecha.
Principales Tipos de Fluidos de Perforacion
• Lodo a base de Aire-Gas.
El uso de fluido circulante de aire, gas natural, gas inerte o mezcla con agua y
tiene mayor utilidad en formadores de roca dura. Existen tres tipos, el lodo de aire
seco o gas, el lodo de espuma y el lodo aireado, cada uno con una aplicación
particular.
• Lodos a Base de Agua.
El agua es uno de los mejores líquidos básicos para la preparación del lodo,
gradas a su abundancia y bajo costo. El lodo a base de agua esta compuesto por
sustancias coloidales además del agua propiamente dicha. Los cinco tipos de lodos a
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base de agua son: lodo Spud, lodo de gel químico, lodo de calcio, lodo de sal y,
lodos de bajo contenido de sólidos y baja dispersión de polímeros.
• Lodos a Base de Aceite o Petróleo.
Los lodos a base de petróleo contienen aproximadamente un 5% o menos de
agua y son mezclas de varios compuestos adicionales. Uno de los principales usos
que se tienen estos tipos de lodos consiste en la evasión de contaminación de agua de
las zonas de pago (pay zones). Entre estos tipos están los lodos de emulsión inversa
que son utilizados en la perforación de pozos con el propósito de eliminar los ripios y
refrigerar la mecha de perforación.
• Lodo Microburbuja
Un nuevo sistema de fluidos de perforación a base de agua, ha sido
desarrollado y denominado Microburbujas-Aphron, diseñado para perforar
yacimientos maduros y de baja presión, este sistema se caracteriza por tener en su
fase continua, altas viscosidades a bajas tasas de corte y contener como fase interna
microburbujas de aire o gas no coalesentes y recirculables. Tecnología de
Perforación (Peñalosa, A. 1999, p.6). Como se puede observar en la siguiente figura,
se muestra la composición morfológica del lodo microburbuja.
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Figura N° 3
Morfología del Lodo Microburbuja.
Fuente. Presentación Comunidad de Fluidos de Perforación 1999.
Estas microburbujas llamadas APHRONES son generadas por el uso de
surfactantes quimicos que entrampan el aire en el sistema tanque activo y se genera
en la caída de presión creada por los chorros de la mecha, este fluido no requiere una
fuente externa de inyección de aire o gas (compresores, equipos para generar o
inyectar gas).
A continuación se muestra mediante la siguiente figura, el fluido
Microburbujas para las perforaciones de pozos petroleros.
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Figura N° 4 Lodo Microburbuja
Fuente. Presentación LIC Lagomar. 1998
Las microburbujas no pierden su configuración, en superficie, al paso por
las zarandas a presión atmosférica y en el hoyo o tiene la capacidad de arreglarse y
crear punteo en las microfracturas, evitando las perdidas de fluido hacia la
formación.
Los Aphrones no intervienen con herramientas de fondo (turbinas, MWD,
motores), resultando una buena opción para la perforación direccional y horizontal
ya que el punteo de los mismos y la alta viscosidad y aditivos adecuados pueden
controlar el filtrado a bajos valores, pueden controlar efectivamente arcillas
reactivas o lentes lutiticos.
CIRCULACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION
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El sistema encargado de contener el fluido de perforación es para asegurar que
se mantenga la circulación del mismo y que las condiciones del lodo sean las óptimas
para la perforación. La circulación del fluido de perforación desempeña cuatro
funciones básicas: Inyectar lodo al hoyo, limpiar las impurezas contenidas en el
fluido (mezcla de lodo y ripios) que regresan del hoyo, añadir los componentes
necesarios para restituir las condiciones deseadas del lodo y mezclar estos
componentes para conseguir un fluido homogéneo.
Ciclo de Circulación de los Fluidos de Perforación
El proceso se inicia con la bomba de lodo, que se encarga de inyectar el fluido
de los tanques de almacenamiento en la línea de descarga hasta un tubo vertical sujeto
a una de las patas de soporte de la torre de perforación. El lodo sube por el tubo
vertical de donde pasa a una manguera flexible, que transporta al lodo hasta un
cabezal de inyección sobre el cuadrante. Una vez que el lodo entra en el proceso de
inyección baja por el cuadrante o junta Kelly, pasando por la sarta de perforación
hasta llegar a los portamechas, para finalmente salir a presión inyectado por las
aberturas de la mecha.
Es aquí donde se produce la refrigeración y lubricación de la mecha. Así
mismo, es en esta etapa cuando el lodo se encarga de recoger los ripios y escombros
dejados por la mecha en su funcionamiento.
Sección de Adición y Mezcla
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En esta sección, se añaden todos los componentes o aditivos que requiera el
lodo limpio para lograr una buena elaboración y acondicionamiento. El sistema de
adición presenta el control de sólidos y ha de recibir en su entrada lodo limpio y
circulado, previamente procesado por el subsistema de control de sólidos. Después de
permitir la adición de los líquidos y sólidos requeridos para reacondicionar al lodo, se
mezcla hasta conseguir una contextura homogénea del fluido o se transfiere el fluido
a un compartimento adecuado para la mezcla.
Funciones
• Añadir todos los químicos y componentes requeridos para mantener el fluido de
perforación en las condiciones deseadas.
• Garantizar una mezcla efectiva de los aditivos añadidos al lodo limpio y una
mezcla homogénea de lodo en los tanques de almacenamiento.
Sección Chequeo y Bombeo (Lodo)
Aquí, se toman muestras del fluido de perforación con el objetivo de verificar
todas las propiedades que se quieran controlar y con el propósito de evaluar la
efectividad del proceso de filtrado y adición. Así, se aseguran condiciones óptimas
en el fluido de perforación. La comprobación de las propiedades del fluido de
perforación se efectúa a través de pruebas de viscosidad, densidad, puntos de
elasticidad.
REGISTROS CORRIDOS EN LA PERFORACION
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• Registro de Resistividad
Una de las propiedades más importantes que pueden identificar los registros
de los pozos es la resistividad. La resistividad de una sustancia es su capacidad para
impedir la circulación de una corriente eléctrica a través de esta sustancia, en los
perfiles eléctricos la unidad de resistividad es el Ohmio-metro. En registros de los
pozos frecuentemente se usan términos de resistividad y conductividad, por lo tanto a
mayor resistividad menor conductividad y viceversa.
• Registros Acústicos
Consiste en transmisiones y receptores de sonido colocados a distancia
variable. El tiempo que tarda un pulso sonoro en llegar a los diferentes receptores es
el tiempo de transito, el cual es función de la porosidad de la formación que atraviesa
el pulso. Lo cual determina porosidad en formación y detección de fracturas.
• Registros Rayos Gamma (GR)
Es una herramienta diseñada para medir la radiactividad natural de las
formaciones, la introducción de este perfil hizo posible determinar los topes y bases
formacionales en los pozos, lo cual la medición generalmente se refleja en el
contenido de arcillas o lutitas.
• Registro Caliper (CAL)
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Es una herramienta de contacto, muestra el tamaño del hoyo y el calibre con
que fue hecho. Profundidad (pies)/ Diametro Promedio (pulgadas)
Una vez tomados los registros, se realiza una evaluación de saturación de
fluido, Saturación de Agua y Saturación de Hidrocarburo para conocer el área más
rentable para el proceso de cañoneo al pozo.
2.- CLASIFICACION DE SARTAS DE REVESTIMIENTOS
Para completar un pozo y producir exitosamente los fluidos de formación, se
requiere bajar en los hoyos perforados, una serie de tuberías de revestimiento. El
diseño del programa de revestimiento depende de los siguientes factores:
• Profundidad
• Tamaño de los hoyos, en las cuales se va a colocar la tubería.
• Presiones de columna de lodo y de la formación.
• Objetivos de la Perforación.
Las tuberías de revestimiento deben ser diseñadas para soportar los esfuerzos
mecánicos y químicos en el pozo.
Revestidor Superficial
Se utiliza para revestir formaciones no consolidas y acuíferos encontrados a
profundidades relativamente llenas. Se emplean a profundidades alrededor de
3000 pies, por lo tanto las operaciones de cementación primaria tiene que hacerse
en etapas para cementar exitosamente en zonas de perdidas de circulación o en
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otros intervalos problemáticos. La presente figura muestra los revestidores usados
en el intervalo superficial.
Figura N° 5
Revestidor Superficial
Fuente. Presentación de Revestidores. 1998
Las sartas de revestimiento superficial deben también soportar las lutitas
desmonorables y contener las bolsas de gas superficial, después de la cementación
de camisas a gran profundidad, probablemente sea la tubería de revestimiento más
difícil de cementar, las bajas temperaturas de formación prolongan los tiempos de
espesamiento de las lechadas de cemento, y el área seccional del anular.
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Revestidor Intermedio
Este es el que se emplea para mantener la integridad del hoyo a medida que se
perfora a profundidades mayores. El rango de tamaños de revestidores es de 6-5/8”
a 13-3/8”, para profundidades entre 10000 a 15000 pies. Las tuberías intermedia es
la sección mas larga de revestimiento en el pozo, se corre hasta la superficie y
permite el anclaje y la conexión de las V.I.R (VALVULAS IMPIDE-
REVENTONES).
Este revestidor se utiliza para sellar zonas débiles que podrán fracturarse con
lodos de alta densidad, utilizados cuando se perfora el pozo y para prevenir perdida
de circulación y su profundidad de asentamiento debe ser lo suficiente como para
alcanzar las formaciones que puedan soportar el peso requerido del lodo. Esta sarta
puede ser cementada en una etapa o en varias etapas, si la presión de la columna
hidrostática de la lechada de cemento supera la presión de fractura de la formación.
Revestidor de Producción
Se utiliza para aislar el yacimiento de los fluidos indeseables de la formación
productora, la manera de cementar esta sarta requiere de una atención especial para
asegurar una buena adherencia de cemento entre la formación y el revestidor. Los
tamaños comunes varían de 4-1/2” a 9-5/8” a profundidades entre 15000 a 20000
pies, este revestidor es cementado a través de una zona productora y luego
cañoneado para permitir la comunicación con la formación. Es la ultima tubería
asentada en el pozo destacándose por soportar altas presiones y temperaturas.
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3.- PROCESO DE CEMENTACION
La cementación es la técnica utilizada para colocar lechadas de cemento en el
espacio anular entre el revestidor y las paredes del hoyo. El cemento, entonces se
endurece y forma un sello hidráulico en el hoyo, evitando la migración de fluidos de
la formación al espacio anular, hacia yacimientos de menor presión o hacia la
superficie. Este proceso es una de las etapas más críticas durante la perforación y
completación de un pozo. Este procedimiento debe ser cuidadosamente planificado y
ejecutado, debido a que hay una sola oportunidad para realizar el trabajo
exitosamente.
Proporcionar un aislamiento de zonas, en donde el cemento deba soportar la
tubería de revestimiento, evitando así, derrumbe de las paredes de la formación y
protegerlo contra la corrosión de los fluidos de la formación, es la manera correcta de
cementar esta tubería, debido a que requiere de una atención especial para asegurar
una buena adherencia del cemento entre la formación y el revestidor. Well
Cementing, (Nelson, Erick. 1992).
Funciones de la Cementación
• Establecer una adherencia y soporte del revestidor en el pozo.
• Sirve para afianzar la sarta y para protegerla contra el deterioro durante los
trabajos de reacondicionaiento que se haga en el pozo.
• Protege la sarta y las formaciones cubiertas de gases, petróleo o agua.
• Efectúa el aislamiento de las formaciones productivas.
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• Evita la migración de fluidos entre las formaciones y la protege contra derrumbes.
• Refuerza la sarta revestidora contra el aplastamiento que puedan ejercer presiones
externas.
• Protege la sarta contra corrosión y durante los trabajos de cañoneos.
Propiedades del Cemento
• Requerimientos del Agua de Mezcla.
La máxima proporción de agua-cemento para una lechada, es un balance entre
tendencias opuestas. Dicha lechada tendrá una consistencia de una masilla o pasta
dental la cual no puede ser bombeada.
Sin embargo, demasiada agua de mezcla, puede causar liberación de la misma y un
alto poder de concentración.
• Consistencia
La mejor cantidad de agua de mezcla, se rige por medio de la consistencia
inicial de la lechada ya que esta debe ser lo suficientemente diluida para bombearse.
• Separación de Agua Libre
La proporción agua-cemento máxima, se determina mediante la prueba de
separación de agua libre de API, por lo tanto la lechada se mezcla y se vierte en un
cilindro graduado de 250 ml y se le permite asentarse en reposo por dos horas.
• Densidad de la lechada.
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Para proporcionar un control de presión del pozo durante la cementación, la
densidad de la lechada de cemento (a veces referida como el peso de la lechada) debe
controlarse. La lechada debe proporcionar suficiente presión hidrostática para evitar
que los fluidos de la formación entren al hoyo perforado, mientras que al mismo
tiempo no debe ser demasiada alta, ya que puede causar fracturas o pérdida de
circulación.
• Peso normal.
Cada cemento de la clase API tiene una proporción óptima de agua. El
fabricante del cemento muele la piedra cementicia para que tenga un área de
superficie específica.
• Resistencia del cemento.
El cemento requiere de muy poca resistencia para soportar el revestidor, los
requerimientos de existencia de los cementos en los pozos petroleros dependen de
varios factores. Generalmente, el cemento debe tener suficiente resistencia para
asegurar la tubería en el hoyo, excluir fluidos indeseables del pozo y soportar el
esfuerzo de la perforación, el cañoneo y fractura. Para seguir perforando, los tiempos
de espera por fraguado están basados en el tiempo requerido para que el cemento
desarrolle una resistencia.
• Permeabilidad del Cemento
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Tanto para la permeabilidad final de un cemento bien colocado, a igual que
resistencia, es un factor sobre el cual se puede ejercer poco control. Al diseñar las
lechadas de cemento, solo se da un pequeño énfasis en la permeabilidad, aunque hay
medios para medirla tanto por el agua y el gas. El API tiene un sistema específico
que involucra el uso de un permeametro. Los cementos fraguados y curados,
asentados a temperaturas menores de 230ºF tiene mucho menores que la mayoría de
las formaciones productoras.
La permeabilidad del centro disminuye con el tiempo. Después de 7 días de
fraguado, la permeabilidad se aproxima a valores demasiado bajos para medirlos.
Aditivos del Cemento
• Aceleradores(A-2/A-7): Reducen el tiempo de fraguado, usando bajas
temperaturas y profundidades someras.
• Retardadores(R-11). Aumentan el tiempo de fraguado.
• Retrogresión a la Compresión(S-8): Controla pérdida de resistencia que sufre
el cemento después de 7 días.
• Aditivos de Peso Liviano: Bajo peso de la lechada.
• Densificadores: Incrementan la densidad de la lechada y controla altas presiones
de poros.
• Reductores de Filtrado: Protege las formaciones sensibles del agua dulce
previene la deshidratación de la lechada, mejora la cementación forzada y
controla la migración de gas en el anillo.
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• Materiales para pérdida de circulación: Crean formaciones altamente
fracturadas o con alta permeabilidad y el uso de materiales sellantes.
• Antiespumante(FP-6L): Elimina la creación de la espuma y el aire entrampado
en la lechada.
• Lavadores Químicos: Acondicionan el hoyo antes de desplazar la lechada, deja
óleo humectando a la formación y paredes del revestidor, separa el lodo del
cemento y permite que el cemento se adhiera a la formación / revestidor.
• Espaciadores: Separa los fluidos en contacto, remueve el lodo y revoque y
protege la formación.
Figura N° 6 Aditivos de Cementación
Tipos de Cementación
• Cementación Primaria
Fuente. Juan Rosales. Ing Cementación. 1999
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La cementación primaria se realiza a presiones suficientes, para que la mezcla
de cemento bombeada por el interior de la sarta revestidora sea desplazada a través
de la zapata que lleva el extremo interior de la sarta. La mezcla que se desplaza por
la zapata asciende por el espacio anular hasta cubrir la distancia calculada que debe
quedar saturada de cemento, en el caso de sarta primaria el relleno se hace hasta la
superficie. Si por circunstancias, como seria el caso de formaciones tomase cemento,
la mezcla no llegase hasta la superficie, entonces el relleno del espacio anular se
completa bombeando cemento desde arriba. Petroleum Ingeniering. (Mian, A. 1992).
• Cementación Secundaria o Forzada
La cementación secundaria se define como un proceso de bombear una
lechada de cemento en el pozo, bajo presión, forzándola contra una formación
porosa, tanto en perforaciones del revestidor o directamente el hoyo abierto. Cuando
la lechada es forzada contra una formación permeable, las partículas sólidas pierden
filtrado en la cara de la formación de tal manera que la fase acuosa que entra en la
matriz de la formación, forma una capa que ocupa espacios creando un sello
impermeable. El objetivo esencial de esta cementación es el de obtener una zona
aislada o sellada en el espacio anular entre el revestidor y la formación.
Clases de Cementos
Los cementos se clasifican según la INSTTITUTO AMERICANO DEL
PETROLEO (API), asociado en la industria petrolera.
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• Cemento Clase A.
Constituido esencialmente por silicato de calcio hidráulico que usualmente
contiene una o más de las formas del sulfato de calcio como adición. El uso de este
producto es para aplicaciones en donde no se requieren propiedades especiales, en
donde se pueden realizar las pruebas de la lechada de cemento de acuerdo a su
requerimiento.
• Cemento Clase B
El uso de este producto es para aplicaciones donde se requiere de resistencia al
sulfato moderado o muy alto. Este es similar al Clase A. Empleado en profundidades
superficiales 6.000 pies.
• Cemento Clase C
El uso de este producto es para aplicaciones en las cuales se requiere de altas y
tempranas resistencias. Empleando en profundidades 6.000 pies.
• Cemento Clase D
El uso de este producto es para aplicaciones a temperaturas y presiones
moderadamente altas. Empleado en profundidades entre 6.000 y 10.000 pies.
• Cemento Clase E
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Es similar al cemento Clase D; su aplicación es donde las condiciones de
presión y temperatura son altas. Empleadas en profundidades entre 10.000 a 14.000
pies.
• Cemento Clase F
Su aplicación es donde las condiciones de presión y temperatura son
extremadamente altas. Disponibles en grado de resistencia al sulfato moderado
empleado en profundidades 10.000 y 16.000 pies.
• Cemento Clase G
Pueden ser usados con aceleradores y retardadores cubriendo un ancho rango en
las profundidades del pozo y sus temperaturas, ya que no se deben agregar otros
aditivos que no sean sulfato de calcio. Empleado en profundidades superficiales de
8.000 pies.
• Cemento Clase H
Obtiene la composición similar de cemento Clase G es usado como cemento
básico para pozos. Típicamente es más grueso que el clase G. Empleado en
profundidades superficiales a 8000 y 10000 pies.
Cementos Especiales
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Cemento Espumado.
Son empleados para aislar con bajo gradiente de fractura. Especialmente donde
requieran densidades menores 10.5 lb/gls, estos cementos se caracterizan por su alta
resistencia a la compresión, lo cual causa un mínimo daño a la formación sensible al
agua, puede reducir los cambios de flujo en el espacio anular y permite la
cementación en zonas de perdida total de circulación. Foam Cement Tecnology
Evaluation, (1999, part A. p.12). Como se puede observar mediante la presente figura
la composición de fase interna del cemento espumado.
Figura N° 7
Morfología del Cemento Espumado
Fuente. Informe Técnico Foam Cement
El cemento espumado, es una dispersión del gas, generalmente de nitrógeno y
su lechada de cemento contiene un surfactante como agente espumante y otros
Marco Teórico
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productos químicos para la estabilidad de la espuma, es un fluido comprensible,
consecuente ya que se cambiara durante la circulación del pozo.
Cementos Tixotropicos.
Desarrolla una estructura de gel cuando esta en reposo, la lechada de cemento
tixotropico es dispersa y fluida durante el mezclado, bombeo y desplazamiento, pero
forman una estructura rígida cuando se detiene el bombeo. A diferencia de lechadas
convencionales, este fluido tixotropico exhiben un punto cedente dependiendo del
esfuerzo de corte.
DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO
• Determinar la geometría del hoyo perforado, peso del lodo, tipo de lodo, la altura
de la columna de cemento y los tipos de formaciones expuestas.
• Determinar la presión de la fractura en el fondo para seleccionar la densidad
máxima de lechada y tasa de bombeo máxima.
• Determinar la temperatura estática y circulante de fondo.
• Determinar si existen condiciones especiales que requieran de control de la
perdida de fluido, prevención de la migración de gas.
• Estimar tiempo de bombeo, factor seguridad y el régimen de flujo.
• Selección del diseño inicial de la lechada a utilizar para la prueba.
Principales Propiedades de la Lechada de Cemento
• Tiempo de Espesamiento.
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En todas las operaciones de cementación, las propiedades de la lechada se ven
drásticamente afectada por la presión y temperatura de fondo. Estas propiedades
incluyen el tiempo de espesamiento(tiempo de bombeo), ya que para seleccionar
una composición de cemento que tenga el tiempo de bombeo adecuado para la
cementación de un revestidor, se deben hacer simulaciones apropiadas de trabajo de
laboratorio a las condiciones de fondo de pozo, donde la lechada es sometida altas
presiones y temperaturas de fondo.
• Perdida de Fluido
Varios aditivos están dispuestos para controlar la tasa de perdida de fluido del
cemento y mantener la proporción apropiada agua-cemento. Estos aditivos evitan la
deshidratación de la lechada con el fin de que el cemento sea bombeable, se
requiere exceso de agua mas de la requerida para la hidratación apropiada.
La perdida de solamente una porción de esta agua puede alterar las propiedades
del cemento y el tiempo de espesamiento se vera reducido con la perdida de agua,
sobre todo en profundidades mayores donde se requiere tiempos de bombeos mas
prolongados.
• Reologia del Cemento
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Se define como el estudio del flujo y deformación de los fluidos entre la tasa
de flujo(tasa de corte) y la presión (esfuerzo de corte), necesarias para desplazar un
fluido determinado.
La tasa de corte es la diferencia en velocidad de dos partículas de fluido
divididas entre la distancia que hay entre ellas y el esfuerzo de corte, es la fuerza de
fricción producida por dos partículas al rozarse una con la otra.
• Resistencia a la Compresión
La prueba de resistencia a la compresión de un cemento fraguado se efectúa
sometiendo un cubo de cemento de 2(pulg2), a una carga compresiva para
determinar la fuerza con la cual se rompe la muestra.
El método destructivo empleado en la industria petrolera, establece el tiempo
de fraguado del cemento y se reinicie las operaciones de Perforacion/limpieza para
indicar la adherencia del cemento/formación y cemento/revestidor.
• Perdida de Circulación
La perdida de circulación durante la cementación ha sido a causas de llenado
insuficiente y es un serio problema en ciertas áreas donde requieren una
combinación de lechadas de bajo peso y MPPC(Material Para Perdida de
Circulación). Generalmente contribuye a sellar fracturas y zonas ladronas.
REGISTROS CORRIDOS EN LA CEMENTACION
Marco Teórico
40
La evaluación de la calidad de la cementación consiste en verificar si los
objetivos planificados fueron alcanzados una vez que se realizo el trabajo.
• Registro de temperatura
La temperatura del revestidor en la zona cementada debe ser mayor que el
resto de la tubería. Esto permite detectar el tope de cemento por una simple medición
de perfil de temperatura del pozo.
• Registros Sonicos
Los registros acústicos tales como, el CBL-VBL-CET, Y SBT, se utilizan a
menudo para evaluar la calidad de la adherencia del cemento detrás del revestidor
luego de un trabajo de cementación. Estos registros miden la señal acústica que se
propaga a través de la tubería de revestimiento.
• CBL Y VDL. Adherencia y Amplitud, es el método mas usado para determinar la
calidad de adherencia del cemento en el espacio anular apoyado por el perfil de
amplitud y cumplen las siguientes funciones: (resistencia a la compresión de
cemento, el área seccional y espesor de llenado anular y el diámetro del revestidor y
grosor de las paredes. A continuación se muestra el registro de evaluación de
cemento.
• CET Y SBT. Este es un dispositivo ultrasónico de alta frecuencia, con ocho
transductores focalizados que examinen diferentes zonas de las tuberías con una fina
Marco Teórico
41
resolución, ya que las respuestas de la herramienta de la impedancia acústica del
cemento, así el registro podrá ser calibrado directamente en términos del cemento a
la compresión y su característica es la de medir la adherencia del cemento alrededor
del revestidor de forma angular.
Figura N° 8
Fuente. Manual de Perfiles de Cementación 1996.
• Registros Ultrasónicos CAST-V Y USIT
Estos registros trabajan con impedancia acústica, es una herramienta que consta
de un sensor que tienen un lente dentro de un mecanismo giratorio, la cual trabaja con
Marco Teórico
42
señales ultrasónicas girando la herramienta y así el sensor alrededor de la tubería
360°. De esta manera este sensor capta toda la señal cada momento que gira la
herramienta dentro del pozo dando el resultado de adherencia entre el casing y el
cemento y también describe como es la calidad de cementación en la formación y que
tipo de fluido se encuentra en ese momento.
• Registro Rayos Gamma(GR)
Este perfil es determinado para correlación de datos empleados en anteriores
registros ya evaluados, tratando de realizar un perfilaje correcto y apropiado para
obtener la información deseada.
4.- LABORATORIOS INTEGRADOS DE CAMPO (LIC)
EL objetivo principal de los LIC es incorporar e implementar tecnologías de
vanguardia con el fin de garantizar el control y monitoreo en tiempo real de los
procesos de producción. Las aplicaciones del monitoreo permanente de los
yacimientos incluyen la gerencia dinámica de los mismos mediante la integración de
datos de campo y los modelos numéricos de simulación, enfocados en la estrategia
de gerenciar los yacimientos hacia a la reducción de costos y el incremento de las
reservas recuperables.
En LIC Lagocinco esta conformado en la aplicación del proceso AGA
(inyección alterna de AGUA-GAS) en las áreas correspondientes de los
yacimientos, con el método recuperación mejorada de crudos livianos/medianos.
Asesoría y Tecnología. (Memoria Descriptiva Lagocinco).
Marco Teórico
43
Pozos en los Laboratorio Integrado de Campo
• Pozo Productor
Pozo dedicado a la extracción de hidrocarburos, en donde se incorporan
nuevas tecnologías de recobro mediante métodos de levantamiento de producción.
Figura N°9
Esquema Pozo Productor
Fuente. Proyecto Lagocinco. Automatización Industrial.
• Pozo Observador
Permite la auditoria continua del proceso o plan de exploración, reorientando
o fortaleciendo su dirección en la medida que el mismo se desarrolla a través de la
supervisión y análisis de aquellas variables consideradas esenciales para la evaluación
R e v R e v . 1 0 - 3 / 4 ” @. 1 0 - 3 / 4 ” @2 0 0 0 ’2 0 0 0 ’
C A B L E P A R A S E N S O R E SC A B L E P A R A S E N S O R E S
T u b i n g Bone t tT u b i n g Bone t t7 - 1 / 1 6 ” 3 M x 2 - 9 / 1 6 ” 5 M7 - 1 / 1 6 ” 3 M x 2 - 9 / 1 6 ” 5 M
S e c c i ó n “ B ” S e c c i ó n “ B ”7 -1 /16” 3M X 11 ” 5M7-1 /16” 3M X 11 ” 5M
S e c c i ó n “ A ”S e c c i ó n “ A ”1 6 - 3 / 4 ” 2 M x 1 1 ” 5 M1 6 - 3 / 4 ” 2 M x 1 1 ” 5 M
Válvu la 2 -9 /16 ” x 5MVálvu la 2 -9 /16 ” x 5M
2 - 9 / 1 6 ” x 2 - 1 / 1 6 ” 5 M2 - 9 / 1 6 ” x 2 - 1 / 1 6 ” 5 M
P R O T E C T O R E S D E C U E L L O P R O T E C T O R E S D E C U E L L OH A S T A S U P E R F I C I EH A S T A S U P E R F I C I E
P U E R T O D E P R E S I Ó N P U E R T O D E P R E S I Ó NY T E M P E R A T U R A AY T E M P E R A T U R A A
1 1 7 0 7 ’1 1 7 0 7 ’
R e v R e v . 7 - 5 / 8 ” @. 7 - 5 / 8 ” @1 2 2 1 0 ’1 2 2 1 0 ’
R e v R e v . 5 - 1 / 2 ” @. 5 - 1 / 2 ” @
T U B I N GT U B I N G 2 - 7 / 8 ” 2 - 7 / 8 ”
M A N D R I L E S D EM A N D R I L E S D EG A SG A S L I F T L I F T
( 3 6 2 4 ’ , 6 8 7 4 ’ , 9 6 2 9 ’ y( 3 6 2 4 ’ , 6 8 7 4 ’ , 9 6 2 9 ’ y1 1 6 6 7 ’ )1 1 6 6 7 ’ )
1 2 5 2 0 ’ 1 2 5 2 0 ’1 2 5 9 0 ’1 2 5 9 0 ’
1 2 6 1 8 ’1 2 6 1 8 ’1 2 6 5 2 ’1 2 6 5 2 ’
E M P A C A D U R A E M P A C A D U R A H I D R A U L I C A @ H I D R A U L I C A @1 2 6 0 0 ’1 2 6 0 0 ’
E M P A C A D U R A E M P A C A D U R A H I D R A U L I C A @ H I D R A U L I C A @1 2 4 6 8 ’1 2 4 6 8 ’
C O L G A D O R @ C O L G A D O R @1 1 7 4 2 ’1 1 7 4 2 ’
P U N T A D E T U B E R Í A @ 1 2 6 4 6 ’ P U N T A D E T U B E R Í A @ 1 2 6 4 6 ’
Marco Teórico
44
del yacimiento. Entre las variables de fondo encontramos la presión de formación,
perfil de temperatura y resistividad sobre la formación.
Figura N° 10
Esquema Pozo Observador
Fuente. Proyector Lagocinco. Automatización Industrial.
• Pozo Inyector
El objetivo característico es el de iniciar el proceso de inyección alterna de agua
y gas, a través de una sarta, con la finalidad de realizar el factor recobro del petróleo
por medio del efecto del barrido en el proceso de volúmenes de inyección.
TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN
PUERTOS DE PRESION PUERTOS DE PRESIONINFERIOR @ 12608’(INFERIOR @ 12608’( GRGR //CCLCCL ))
PUERTOS DE PRESION PUERTOS DE PRESIONSUPERIOR @ 12558’(SUPERIOR @ 12558’( GRGR //CCLCCL ))
TOPE DE LA LECHADA PRINCIPAL @11510’ TOPE DE LA LECHADA PRINCIPAL @11510’
TOPE DE LA LECHADA DE BARRIDO @11010’ TOPE DE LA LECHADA DE BARRIDO @11010’
SENSORES DE PRESION YTEMPERATURA SENSORES DE PRESION YTEMPERATURA
DOS(02) TUBOS ENTRE CUELLO YZAPATA DOS(02) TUBOS ENTRE CUELLO YZAPATA
CUELLO FLOTADOR @12743.61’CUELLO FLOTADOR @12743.61’
REV REV . 4-1/2”, 13.5. 4-1/2”, 13.5 LBS LBS /PIE @ 12830’/PIE @ 12830’
TRES (03 ) TUBOS TRES (03 ) TUBOS
TUBO CAPILAR TUBO CAPILAR
Rev Rev . 9-5/8” @ 2000’. 9-5/8” @ 2000’
CABLE PARACABLE PARA
Tubing BonettTubing Bonett3-1/8” x 7-1/16” 3M3-1/8” x 7-1/16” 3M
Sección “B” Sección “B”7-1/16”X 11 ” 3M7-1/16”X 11 ” 3M
ID=3-1/16”ID=3-1/16”
11” 3M11” 3MSección “A”Sección “A”
13-5/8” 3M13-5/8” 3M
Válvula 4-1/16 ” x 3MVálvula 4-1/16 ” x 3M
3-1/8” x 4-1/16” 3M3-1/8” x 4-1/16” 3M
PROTECTORES DE CUELLO HASTA PROTECTORES DE CUELLO HASTA
Marco Teórico
45
Figura N° 11 Pozo Inyector
Fuente. Hector Manzanero. 2000
5.- SENSORES PERMANENTES DE FONDO
Los sensores permanentes de fondo son instrumentos detectores de variables
asociadas al fondo de pozo, tales como: (Presión, Temperatura y Resistividad, entre
otros). Ciertas variables son leídas a través de un puerto de comunicación, que debe
hacer y estar en contacto con la zona de interés. Estos sensores fueron diseñados y
construidos para instalaciones permanentes y caracterizarse por soportar altos rangos
de temperatura y presión. Linares y Bracho(1999, p.15). Generalmente están
conectados a la superficie por medio de un cable ubicado por fuera de la tubería de
Marco Teórico
46
revestimiento, enlazados con bandas metálicas y protegido por accesorios colocado
en cada junta de tubería.
Cada variable es detectada y transmitida a un equipo de adquisición de datos
instalado en superficie. El sistema de monitoreo de fondo se clasifican según las
aplicaciones y necesidades de requerimiento, tipo de completaciones de pozos, tipos
de ambientes y condiciones de fondo.
Tipos de Sensores de Fondo
El diseño y construcción de estos instrumentos de fondo varían según las
especificaciones del fabricante, ya que en términos generales los sensores de fondo
permiten la supervisión continua de parámetros muy específicos tales como:
Resistividad, Flujo Bifásico, Flujo Multifásico, Corte de Agua, Densidad, Corrosión,
Presión y temperatura.
• Sensores Permanentes con electrónica en el Fondo
Son controlados por microprocesadores internos y un software dedicado para
corregir y ajustar automáticamente los datos registrados de lecturas de presión y
temperatura. La mayoría de estos sistemas pueden digitalizar la temperatura interna
en el fondo y pueden transmitir la señal de forma digital a través de cables. Estos
sensores presentar limitaciones por no soportar altas temperaturas. Sin embargo se
deben considerar al momento de un requerimiento por su alta resolución y
precisión.(Gerencia de Automatización Industrial, 1999.p.17).
Figura N° 12
Marco Teórico
47
Sensor de Fondo con Electrónica Integrada.
Fuente. Hector Manzanero. 1999
• Sensores Permanentes sin Electrónica en el Fondo
Operan sobre líneas eléctricas de un solo conductor y contienen transductores
directos de frecuencia, con un mínimo de circuitos en el fondo del pozo. Se
caracterizan por ser compactos, robustos y por su capacidad de manejar altas
temperaturas. Estos sensores están acompañados por una interface instalada en la
superficie que recolecta, procesa (convierte a señales digitales la información
registrada) y almacena en memoria los datos de fondo del pozo. Generalmente son
del tipo de cuarzo o ERD.
Figura Nº13 Sensor Permanente sin Electrónica
Sensor Permanente
Marco Teórico
48
Fue
Fuente. Revista Técnica PROMORE 1998.
Características de los Sensores Permanentes de Presión y Temperatura
El fabricante del sensor debe acordar de las especificaciones y requerimiento
de cada equipo con el personal de PDVSA, tomando en cuenta sus:
• Operaciones.
• Funciones.
• Instalación.
• Mantenimiento.
• Protección.
• Seguridad y ambiente.
APLICACIONES DE LOS SENSORES DE FONDO
Los sensores de fondo lo componen ciertas aplicaciones, algunas de las más
importantes son:
• Gerencia del pozo y su producción.
Casing ò Revestidor
Cable
Marco Teórico
49
• Evaluación y Gerencia del yacimiento.
• Optimización de Levantamiento Artificial.
Estas aplicaciones de estos sensores de fondo permanentes, son para fines de
la evaluación del yacimiento, ya que proporcionan optima confirmación del presente
estado actual contra el estado pronosticado, mostrado a través de las curvas de
decline de presión. Además, estos sistemas permitirán pruebas en los pozos a un
menor costo, minimizando la intervenciones a los mismos, así como la observación
continua de los pozos productores e inyectores.(Gerencia de Automatización
Industrial, 1999. p.22).
Según Linares y Bracho(1999, p.25). Los procedimientos de instalación varían
según el tipo de pozo y tecnología que se quiera aplicar, ya que es importante
solicitar estos procedimientos y revisarlos con el equipo de perforación para
garantizar una adecuada instalación. En la instalación de sistemas permanentes, es
recomendable considerar como aspectos críticos previa, durante y posterior a la
instalación.
B. REVISION DE LA LITERATURA En el año 1998, Fernández, David. realizo el proyecto de investigación titulado
“Diseño de un Sistema para el manejo Automático de Lodo en los Procesos de
Perforación en el Area Producción occidente de Petróleos de Venezuela”, el cual
Marco Teórico
50
aborda el estudio de los Fluidos de Perforación, Sistemas de Supervisión y Control de
equipos. Con el propósito de diseñar un sistema de manejo automático de lodo en los
procesos de perforación de pozos en PDVSA, Occidente para la elaboración y el
apropiado control de su tratamiento. Por esto se hace necesario el uso de sistemas
modernos de control capaces de supervisar, manipular e integrar el sistema de lodos
en todas sus etapas (elaboración, almacenamiento y circulación), a fin de lograr un
funcionamiento eficiente a través del uso de tecnologías de vanguardia.
En el año 1999, Barreto, D. y Larez M. realizaron la investigación titulada
“Evaluación y Actualización de los Procesos de Perforación y Completación de
Pozos en el Area del Bloque VI Objetivo Mioceno Ubicado en el Lago de
Maracaibo en el Periodo 95-98”. La cual consiste en recabar información existente
de los pozos del área en estudio y proceder en la actualización para el análisis de los
diferentes sub-procesos, fluidos de perforación, mezclas de cemento, tipos de mechas,
diseño de revestidores y tipos de completacion involucrados en la perforación,
basados en la utilización de herramientas estadísticas y matemáticas para la
validación de cada uno de los sub-procesos.
C. DEFINICION DE TERMINOS BASICOS. • API: Abreviación del Instituto Americano de Petróleo (AMERICAN
PETROLEUM INTITUTE), asociada para la industria petrolera.
Marco Teórico
51
• Bomba de Lodo: Es un equipo grande que se usa para la circulación del lodo en
equipos de perforación, se impulsan mediante motores eléctricos o de combustión
interna.
• Cemento: Material aglomerante con propiedades hidráulicas, derivado de la
combinación de óxidos básicos(calcio, aluminio, hierro y silicio).
• Cementación del Revestidor: La practica de llenar el espacio anular, entre el
revestimiento y la formación con el cemento para prevenir derrumbes de las
paredes del hoyo, la migración de fluidos permeables, entrada de fluidos
indeseables y soportar el revestimiento.
• Consistometro Presurizado: Equipo Utilizado para medir el tiempo de
espesamiento de una lechada de cemento sometida a cierta temperatura y presión.
• Densidad de la Lechada: se refiere al peso de la mezcla de
agua+cemento+aditivo.
• Espacio Anular: Es el área alrededor de un tubo suspendido dentro de un pozo.
Las paredes de este espacio están compuestas por las paredes de la tubería de
revestimiento y las paredes del pozo o paredes de la formación. Baker,R. (1980,
p.85).
• Fluido de Perforación ADL: Fluido (Agua Del Lago), utilizado para
perforaciones superficiales.
• Fluido de Perforacion POLIMERO: Lodo utilizados para perforaciones en
zonas productoras de mayor peso que las superficiales.
Marco Teórico
52
• Formación: Un lecho o deposito formado substancialmente por los mismos tipos
de roca, es decir, una unidad litológica. Cada formación tiene un nombre
diferente, muchas veces resultantes del estudio de afloramiento en la superficie
terrestre. (Cardozo, Nelson, 1983, p.53).
• Junta Kelly: Es una barra vertical instalada en la torre de perforación, a fin de
circular lodo al pozo.
• Lechada de Cemento: Consiste en la mezcla de cemento con agua y aditivos
para su elaboración.
• Presión de Fondo: La produce la presión hidrostática de la columna del lodo,
cuando el lodo circula, la presión de fondo es la presión hidrostática, sumada a la
necesaria para desplazar el lodo por el anular.
• Presión de Formación: Es la fuerza que ejercen los fluidos de una formación
medida dentro del pozo a profundidad, también se conoce como presión de
yacimiento.
• Revestidores: Son tubos concéntricos que se van bajando a medida que se
perfora el pozo a diferentes profundidades, también se le conoce como “Casing” ,
termino en ingles. Ing. Hernandez, J(1997,p.23).
• Registros de pozos: Es la respuesta obtenida de la formación cuando es analizada
por una herramienta especifica corrida a través de ella. Su objetivo es la
localización y evaluación de los yacimientos de hidrocarburos e identificar la
formación y naturaleza. (Piña Ray).
Marco Teórico
53
• Revoque de lodo: Es el origen de una capa de lodo creada en las paredes de la
formación, a partir de su circulación y desplazamiento dentro del pozo.
• Tiempo de fraguado: Es el tiempo que toma la lechada de cemento en
convertirse en sólido.
• Tiempo Real: Es el tiempo mínimo de respuesta que tarda un sistema en dar
salida a una información requerida por el usuario. Boscan y Sánchez. (1996,
p.85).
• Yacimiento: Volumen de roca en el subsuelo, permeables y porosas, las cuales
almacenan hidrocarburos. (Cardozo Nelson, 1983, p.140).
• Yacimientos BLR, C-2, C-4, C-5: Nombre de yacimientos por un área
establecida.
• Zaranda: Es un dispositivo mecánico que se encarga de separar el lodo de los
ripios por medio del uso de mallas que vibran constantemente para ser removido.
D. SISTEMA DE VARIABLES
El sistema de variable de la presente investigacion esta compuesto por: los
Fluidos de Perforacion y los Sensores Permanente de Fondo.
• Fluidos de Perforación
Conceptualmente, es la composición se sustancias, aditivos y materiales de
elaboración requeridos para el trabajo de la perforación de los pozos petroleros.
Marco Teórico
54
Operacionalmente, es un elemento diseñado y elaborado para la perforación de
pozos petroleros, la cual desarrolla un papel importante en la construcción del pozo
que permite mayor eficiencia en las operaciones de perforación y mayor
productividad, ya que a su vez genera la información del proceso de perforación que
esta disponible para ser procesada. Valles(1999, p.1)
• Sensores Permanentes de Fondo
Conceptualmente, son instrumentos que emplean la función de transductor de
estímulos de frecuencia que genera información para ser trasmitida, son diseñados
para instalaciones permanentes y caracterizarse por resistir altos rangos de presión y
temperatura. Linares y Bracho (1999, p.5).
Operacionalmente, es un instrumento que se dedica a la detección de las
variables de fondo tales como: (presión, temperatura y resistividad entre otros),
ubicadas en el pozo, ya que nos permite estudiar el comportamiento del
yacimiento a través de la visualización del pozo. Las variables de fondo pueden
ser leídas a través de un puerto de comunicación colocado por debajo del sensor,
que trasmite la señal de la formación hacia este aparato. Linares y Bracho (1999,
p.6).