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.

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

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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)

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

26

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.

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

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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.

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

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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

37

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.

Marco Teórico

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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

Marco Teórico

39

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).