2.5. PRESIÓN DE FLUIDO.-La presión en un fluido es la presión termodinámica que interviene en la ecuación
constitutiva y en la ecuación de movimiento del fluido, en algunos casos especiales
esta presión coincide con la presión media o incluso con la presión hidrostática.
Todas las presiones representan una medida de la energía potencial por unidad de
volumen en un fluido. Para definir con mayor propiedad el concepto de presión en un
fluido se distinguen habitualmente varias formas de medir la presión:
La presión media, o promedio de las presiones según diferentes direcciones
en un fluido, cuando el fluido está en reposo esta presión media coincide con
la presión hidrostática.
La presión hidrostática es la parte de la presión debida al peso de un fluido en
reposo. En un fluido en reposo la única presión existente es la presión
hidrostática, en un fluido en movimiento además puede aparecer una presión
hidrodinámica adicional relacionada con la velocidad del fluido. Es la presión
que sufren los cuerpos sumergidos en un líquido o fluido por el simple y
sencillo hecho de saberse dentro de este. Se define por la fórmula:
hPh (Ec. 2.10)
Donde:
Ph = presión hidrostática.
γ = ρg = peso específico.
h = profundidad bajo la superficie del fluido.
La presión hidrodinámica es la presión termodinámica dependiente de la
dirección considerada alrededor de un punto que dependerá además del peso
del fluido del estado de movimiento del mismo.
2.6. FACTOR 0.052.-Es un factor de conversión que
convierte la densidad de un fluido
en un gradiente de presión.Si utilizamos un cubo cuadrado por un
pie de alto, y se llena el cubo con un
fluido, será necesario 7.48 galones. Si
la densidad del fluido es 1 LPG, el peso
39
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
total del cubo será 7.48 libras por pie cúbico. Para pasar de libras por pie cúbico a libras por pulgada
cuadrada (psi), se divide entre 144 pulg2.
ftpsi
ftpu
ftGalsLPG
052.0lg144
48.71
2
2
3
2.7. GRADIENTE DE PRESIÓN.-Se define como el cambio de presión por unidad de profundidad.
La unidad dada generalmente para el gradiente de presión es psi/pie.
LPGftpsi
GP Lodo
052.0 (Ec. 2.11)
Fig. 2.5. Gradiente de presión.
Los gradientes de presión son valores utilizados a fin de determinar la presión de
fondo fluyente, y subsecuentemente la productividad de un pozo mediante la caída
de presión desde el yacimiento. Las ecuaciones para el cálculo de el gradiente de
presión consideran varios parámetros, tales como: tasa de líquido, viscosidades,
relación gas-petróleo, corte de agua, entre otros. Y muchos de los métodos
consideran incluso el patrón de flujo. Pero, de una manera muy general, se puede
decir que las ecuaciones de flujo multifásico para determinación de los gradientes de
presiones tienen tres componentes principales:
o Componente Gravitacional. El peso del fluido empuja el fluido hacia abajo.
40
Fig. 2.4. Ejemplicación de obtención del factor del 0.052.
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
o Componente por Viscosidad. Representan las fuerzas de oposición del medio
por donde circula el fluido.
o Componente por Velocidad de Flujo. El efecto de inercia del movimiento del
fluido a una velocidad determinada.
2.10. PRESIÓN HIDROSTÁTICA.-La presión hidrostática es la presión total del fluido en un punto dado del pozo.
“HIDRO = agua” y “ESTATICA = no está en movimiento”. Por lo tanto, la presión
hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria (que no
está en movimiento).
ftftpsi
psiPH Verdadera Vertical dProfundidaPresión de Gradiente
(Ec. 2.12)
Fig. 2.8. Presión hidrostática.
Es la causada por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área.
hPH 052.0 (Ec. 2.13)
Donde:
PH = presión hidrostática, (psi).
ρ = densidad del fluido, (LPG).
h = profundidad vertical verdadera, (pies).
hPH 42.1 (Ec. 2.14)
Donde:
41
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
PH = presión hidrostática, (psi).
ρ = densidad del fluido, (gr/cc).
h = profundidad vertical verdadera, (m).
Una importante aplicación de la ecuación de la presión hidrostática es determinar la
densidad apropiada del fluido de perforación.
La columna de fluido en el pozo debe tener suficiente presión para controlar la
presión de poro del fluido de formación, teniendo en cuenta que la densidad de la
columna de fluido no debe causar fractura a la formación expuesta.
Un fluido pesa y ejerce presión sobre las paredes, sobre el fondo del recipiente que
lo contiene y sobre la superficie de cualquier objeto sumergido en él. Esta presión,
llamada presión hidrostática, provoca, en fluidos en reposo, una fuerza perpendicular
a las paredes del recipiente o a la superficie del objeto sumergido sin importar la
orientación que adopten las caras. Si el líquido fluyera, las fuerzas resultantes de las
presiones ya no serían necesariamente perpendiculares a las superficies. Esta
presión depende de la densidad del líquido en cuestión y de la altura a la que esté
sumergido el cuerpo y se calcula mediante la siguiente expresión:
0PghPH (Ec. 2.15)
Donde:
PH = es la presión hidrostática (pascales).
ρ = es la densidad del líquido (Kg/m3).
g = es la aceleración de la gravedad (m/s2).
h = es la altura del fluido (m).
2.12. PRESIÓN DE FRACTURA.-Se define como la presión a la cual ocurre la ruptura de una formación.
Una predicción exacta del gradiente de fractura es esencial para optimizar el diseño
del pozo.
En la etapa de la planeación del pozo, puede estimarse a partir de los datos de los
pozos de referencia.
42
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Gradiente de Presión
Prof.
FormaciónFracturaSobrecarga
Fig. 2.9. Presión de fractura y afallamiento normal.
Partiendo de observaciones teóricas y experimentales se encontró que el plano de
fractura de una formación es normal al plano de mínimo esfuerzo. En afallamientos
“normales”, el menor esfuerzo es horizontal (las fracturas son verticales).
La presión de sobrecarga es igual en magnitud a la suma de la presión del fluido y
del esfuerzo vertical efectivo soportado por la roca.
vformPS (2.17)
La presión de fractura es igual a la presión del fluido más el esfuerzo horizontal al
que esta sometida la roca.
hformPFp (2.18)
En condiciones de afallamiento normal el esfuerzo horizontal es proporcional al
esfuerzo vertical
vh
vh Ctte (2.19)
Entonces, sustituyendo la ecuación (2.17) en (2.19):
formh PSCtte (2.20)
Sustituyendo (2.20) en (2.18):
formform PSCttePFp (2.21)
Si no hay datos disponibles, se usan otros métodos empíricos, por ejemplo:
Método de Hubber & Willis.
Matthews & Kelly (1967).
43
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Eaton (1969).
2.12.1. CORRELACIÓN O MÉTODO DE HUBBER Y WILLIS.-En afallamientos normales el esfuerzo horizontal varía entre 1/3 a 1/2 del esfuerzo
vertical.
Grad. de Presiónde Fractura
Profundidad
mínimo
máximo
Profundidad
Esfuerzo de la matriz (Ki)
Fig. 2.10. Diagramas explicativos de los métodos de Hubber y Kelly.
vh a
21
31
O sea que Ctte = (1/3 a 1/2); por lo que la correlación es:
formform PSaPFp
21
31
(2.22)
2.12.2. CORRELACIÓN O MÉTODO DE MATTHEWS Y KELLY.-Introducen un coeficiente de esfuerzos de la matriz rocosa denominado Ki, el cual es
una variable que relaciona los esfuerzos vertical y horizontal soportados por la roca.
Por lo que para ellos Ctte = Ki y su correlación es:
formform PSKiPFp (2.23)
2.12.3. CORRELACIÓN O MÉTODO DE EATON.-Toma en cuenta las propiedades elásticas de la roca, por medio de la relación de
Poisson γ, relacionando a los esfuerzos verticales y horizontales como:
vh
1
44
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Y su correlación es:
formform PSPFp
1
(2.24)
Donde:
Fp = presión de fractura, psi/pie.
γ = relación de Poisson, adimensional.
Profundidad
Relación de Poisson
Fig. 2.11. Diagrama explicativo del método de Eaton.
Conociendo las presiones de formación y fractura podemos:
Programa de densidad del lodo.
Profundidad para asentar las tuberías de revestimiento.
Seleccionar los preventores.
Diseñar tuberías, etc.
En pocas palabras es el punto de partida del plan de un pozo. La presión de fractura
puede ser expresada como un gradiente (psi/ft). Los gradientes de fractura
normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión de
sobrecarga.
Formaciones profundas altamente compactadas requieren presiones de
fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia
estructural de la roca.
Formaciones poco compactas pueden tener gradientes de fractura bajos.
45
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Fig. 2.12. Esquema de presiones versus profundidad.
La presión en el welbore, debe estar siempre entre la presión de formación y la
presión de fractura, si cae por debajo de la presión de formación un influjo de los
fluidos de formación puede ocurrir y si la presión excede la presión de fractura, la
formación se fractura y una pérdida de fluido puede ocurrir.
2.13. PRUEBA DE ADMISIÓN (LOT).-Es una prueba para determinar la resistencia o la presión de fractura de una
formación abierta, usualmente llevada a cabo inmediatamente debajo del zapato del
casing.
46
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
En la prueba Leak Off Test, se cierra el pozo y se grafica la presión de cierre de la
tubería contra la cantidad de lodo que se bombea al pozo. El ploteado deberá formar
una línea hasta que la formación empieza a admitir lodo y el ploteado empieza a
curvearse.
Fig. 2.14. Prueba LOT.
La prueba de admisión se usa para determinar la presión de fractura.
Superficieen Admisión Presión Lodo del caHidrostátiPresión Fractura dePresión
Luego el gradiente de fractura será:
47
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
ftVVP
psiftpsi
GF casing de zapato del ...
Fractura dePresión
(Ec. 2.18)
Luego el gradiente de fractura expresado en términos de peso del lodo máximo
permisible MAWM (Maximum Allowed Mud Weigh).
052.0/ casing de zapato del ...
Fractura dePresión
ftVVPpsi
MAWM (Ec. 2.19)
El procedimiento para la Prueba LOT es el siguiente:
Perforar 5 a 10 pies por debajo de la zapata de revestimiento.
Circular para homogenizar el lodo (Peso entrando = Peso saliendo).
Levantar la barrena por encima de la zapata de revestimiento.
Conectar la unidad de cementación a la sarta de perforación y al anular a
través de la línea para matar el pozo.
Pruebar con presión las líneas de la superficie.
Cerrar los arietes de la tubería en el conjunto de preventores instalado.
Comenzar a bombear a bajo caudal (a gasto reducido) de 1/4 BPM (A).
Mientras bombea, observe el aumento de presión hasta que se desvíe de la
tendencia lineal en la gráfica de Presión Vs. Volumen bombeado (B).
Pare inmediatamente la bomba y observe la presión final de inyección (C).
Registre las presiones (B), (C) y los Bbls bombeados.
Descargue la presión a cero y mida el volumen que retorna.
2.14. PRESIÓN DE FORMACIÓN.-La presión de formación presión de poro, es la que existe dentro de los espacios
porales de la roca de esa formación, esta presión resulta del peso de la sobrecarga
por encima del a formación, que ejerce presión sobre los fluidos porales como sobre
los granos:
48
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
p
p
S
v
h Espacioporoso
Matrizrocosa
Fig. 2.15. Presión de formación.
Se clasifican en:
1. Formaciones de presión normal.
2. Formaciones de presión anormal.
3. Formaciones de presión subnormal.
2.14.1. FORMACIONES DE PRESIÓN NORMAL.-La presión normal de poros es la presión hidrostática de una columna de fluido de la
formación que se extiende desde la superficie hasta la formación en el subsuelo.
La magnitud de la presión normal varía según la concentración de sales disueltas en
el fluido de formación, tipo de fluido, gas presente y gradiente de temperatura.
psi/ft 0.465NormalPresión de Gradiente
2.14.2. FORMACIONES DE PRESIÓN ANORMAL.-Se define como cualquier presión del poro que sea mayor que la presión hidrostática
normal del agua de la formación (de salinidad normal promedio) que ocupa el
espacio poroso.
Las causas de la presión anormal se atribuyen a la combinación de varios eventos
geológicos, geoquímicos, geotérmicos y mecánicos.
psi/ft 0.465 NormalPresión de Gradiente
49
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
2.14.3. FORMACIONES DE PRESIÓN SUBNORMAL.-Se define como cualquier presión de poros que sea menor a la correspondiente
presión hidrostática normal (de una columna de fluido de salinidad normal promedia)
a una profundidad dada.
Ocurre con menor frecuencia que las presiones anormales. Pudiera tener causas
naturales relacionadas con el historial estratigráfico, tectónico o geoquímico del área.
psi/ft 0.465 NormalPresión de Gradiente
2.15. PRESIÓN DE SOBRECARGA.-La Presión de Sobrecarga se define como la presión ejercida por el peso total de las
formaciones sobrepuestas por arriba del punto de interés. Es una función de: la
densidad total de las rocas, la porosidad y los fluidos congénitos.
También puede definirse como la presión hidrostática ejercida por todos los
materiales sobrepuestos a la profundidad de interés.
Es la originada por el peso de las rocas sobreyacientes al punto de interés y se
calcula a partir de la densidad combinada de la matriz rocosa y de los fluidos en los
espacios porosos.
Fig. 2.16. Presión de sobrecarga.
En la mayoría de las cuencas sedimentarias la presión de sobrecarga aumenta
linealmente con la profundidad y típicamente tiene una gradiente de presión de 1
psi/ft.
50
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Fig. 2.17. Variación de la presión versus profundidad.
Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos
contenidos en los espacios porosos de la misma sobre las formaciones subyacentes.
Se puede expresar de la siguiente manera:
ÁreaAgua del Peso Mineral del Peso
Sobrecarga dePresión
(Ec. 2.20)
También se puede escribir como:
agrob hP 1052.0 (Ec. 2.21)
Donde:
Pob = presión de sobrecarga, (psi).
ρgr = densidad de los granos minerales, (LPG).
ρa = densidad del agua salada o formación, (LPG).
h = profundidad, (pies).
Φ = porosidad, (fracción).
2.16. PRESIÓN DE POROS.-Es la cantidad de sobrecarga que es soportada por el fluido en el espacio poroso de
la roca.
La presión de poros se define como la presión que actúa sobre los fluidos en los
espacios porosos de la roca. Se relaciona con la salinidad del fluido.
Suponiendo que el gradiente de presión de sobrecarga es 1 psi/pie, la fórmula será:
FM PE 1 (Ec. 2.22)
51
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Y el gradiente de presión de poros es 0.465 psi/pie, entonces el gradiente normal del
esfuerzo del matrix debe ser de 0.535 psi/pie.
ftpsi
ftpsi
EM 535.0465.01 (Ec. 2.23)
2.17. CAUSAS DE PRESIONES ANORMALES.-Los fluidos de formación (gas, petróleo y agua) deben adquirir presión y esta presión
debe quedar atrapada para que puedan existir presiones anormales. Si hay rutas de
escape disponibles y los fluidos se pueden mover libremente a través de las
diferentes formaciones hacia la superficie, entonces solamente se pueden desarrollar
presiones normales.
En este tema solamente nos interesan presiones anormales principalmente por su
importancia en la relación con amago de reventones. Algunos orígenes de presiones
anormales son:
1. Nivel piezométrico.
2. Características del sistema roca – fluidos.
3. Sedimentación y ambiente de depósito.
4. Movimientos tectónicos.
5. Diagénesis de las arcillas.
6. Represurización de reservorios superficiales.
7. Paleo presiones (Levantamientos Uplift).
8. Fenómenos osmóticos.
9. Efectos termodinámicos.
2.17.1. NIVEL PIEZOMÉTRICO.-Cuando una capa porosa y permeable que esta confinada por estratos
impermeables, aflora en un nivel muy superior (una montaña), el fluido alcanza un
mayor nivel piezométrico regional
52
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
H
h
Fig. 2.18. Nivel piezométrico.
2.17.2. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ROCA – FLUIDOS.-En formaciones cerradas con grandes buzamientos y anticlinales, donde se
acumulan fluidos de baja densidad (aceite o gas) que desplazan el agua de la
formación existe un incremento de energía provocado por el empuje del agua, la cual
intenta ocupar el espacio del fluido de baja densidad, represionándolo.
Gas
Agua
Fig. 2.19. Características del sistema roca – fluidos.
2.17.3. SEDIMENTACIÓN Y AMBIENTE DE DEPÓSITO.-Durante la generación de las formaciones, en ritmos de rápida depositación de
sedimentos, asociados con atrapamiento de fluidos (con alguna roca sello), existirá
represionamiento de estos últimos conforme se acumulen mayores estratos.
53
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
roca sellofluido atrapado
Fig. 2.20. Sedimentación y ambiente de depósito.
El agua en el espacio poroso de la roca queda atrapada porque sedimentos de
limonitas y arenas se depositan rápidamente (debido a acción de ríos) en el tope de
la roca.
Y así cerrando la ruta de escape normal de los fluidos dentro de la roca y de esta
forma el fluido dentro de la roca soporta una proporción de sobrecarga mayor que la
normal. Por lo que se desarrollará presiones anormales.
2.17.3.1. SUB COMPACTACIÓN.-Proceso mediante el cual se desarrolla una presión de poros anormal debido a la
interrupción del balance entre la velocidad de sedimentación de las arcillas y la
velocidad de expulsión de los fluidos desde los poros al compactarse las mismas por
el cubrimiento con capas superiores.
Si los fluidos no pueden escapar debido a la disminución de la permeabilidad de los
poros, el resultado será una presión anormal alta dentro de los poros.
2.17.3.2. DEPOSITACIÓN DE EVAPORITAS.- La presencia de depósitos de evaporitas puede causar alta presión anormal cercana
al gradiente de sobrecarga.
La halita es totalmente impermeable a los fluidos y se comporta plásticamente
pudiendo ejercer una presión igual al gradiente de sobrecarga en todas direcciones.
54
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
2.17.4. MOVIMIENTOS TECTÓNICOS.-Las sobre presiones pueden ser el resultado de afallamientos locales o regionales,
plegamientos, corrimientos laterales, caídas de bloque fallados, movimientos
diapíricos de sal y/o lutita, temblores, etc.
Zonadesplazada
falla tectónica
Fig. 2.21. Movimientos tectónicos.
Los movimientos tectónicos están relacionados por el movimiento de las
formaciones, haciendo que las posiciones de cada formación cambien en relación la
una con la otra. Lo que realmente sucede cuando ocurre una actividad tectónica es
que una zona conteniendo fluidos atrapados, se comprime por la acción de
fallamientos, plegamientos o intrusiones.
2.17.4.1. FALLAS.-El desarrollo de fallas puede llevar a presión anormal por cualquiera de las siguientes
causas:
o Comúnmente hay un aumento en la velocidad y volumen de la sedimentación
a través de una falla en un bloque hundido.
o Esto puede introducir un sello contra la formación permeable que evita la
expulsión del fluido.
o Una falla no sellada puede transmitir fluidos de la formación más profunda a la
más somera, lo cual resulta en presiones anormales en la zona somera.
55
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Fig. 2.22. Movimientos tectónicos por fallas.
2.17.4.2. DIAPIRISMO DE SAL.-Se define como la penetración de una formación por otra formación plástica, móvil,
menos densa. La formación se curva hacia arriba formando un domo de sal.
Fig. 2.23. Movimientos tectónicos por diapirismo de sal.
2.17.4.3. PLEGAMIENTOS.-El plegamiento de los mantos de roca se produce por la compresión tectónica de una
cuenca geológica lo cual resulta en el desarrollo de altas presiones de poro
anormales.
2.17.5. DIAGÉNESIS DE LAS ARCILLAS.-La diagénesis es la alteración de los sedimentos y sus constituyentes minerales,
posterior al depósito, incluyendo la formación de nuevos minerales, redistribución y
recristalización.
56
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
2.17.5.1. ARENAS Y LUTITAS.- Por incremento del volumen de agua en el sistema represionándolo, existe
hidratación a temperaturas altas en la transformación de minerales (montmorillonita
convierta a hilita liberando agua).
2.17.5.2. CARBONATOS.-Se crean barreras impermeables restringiendo la salida de fluido, lo que provoca que
se incremente su presión.
2.17.6 REPRESURIZACIÓN DE RESERVORIOS SUPERFICIALES.-Una formación superficial puede desarrollar comunicación con una formación más
profunda a través de fallas. La formación mas profunda puede tener una presión
normal para una profundidad, pero la comunicación desarrollada entre ella y las
formaciones más superficiales hace que la presión de la formación mas profunda se
distribuya entre las dos formaciones. La formación con mayor presión, presurizará la
formación más superficial, hasta que las dos formaciones se igualen.
La formación más superficial tendrá entonces mayor presión de poros que la tenia
anteriormente.
2.17.7. PALEO PRESIONES (LEVANTAMIENTOS UPLIFT).-
57
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Las paleo presiones ocurren cuando una formación rodeadas por barrenas
impermeables es levantada intacta a profundidades más superficiales. Esto hace que
el gradiente de presión en la formación aumente debido a que la formación está
ahora a una profundidad más superficial. La misma arena después del levantamiento
requiere un peso de lodo más alto para perforarla, debido a su aumento de la
gradiente de presión. El mismo efecto se puede observar como resultado de la
presión de superficie. Si la superficie por encima de la arena no está a nivel, los
pozos perforados en la arena la encontrarán a diferentes profundidades. Puesto que
las arenas son permeables la presión de poros en psi será la misma en todos los
puntos de la arena.
2.17.8. FENÓMENOS OSMÓTICOS.-Cuando dos soluciones de diferente concentración salina están separadas por una
membrana semi impermeable se genera una presión (osmótica) en la solución de
mayor salinidad.
En las formaciones, las lutitas fungen como membranas semi-impermeables, y si
existen fluidos de diferente salinidad (agua dulce y salmuera) se genera este efecto.
aguadulce
salmuera
membranasemi-impermeable
H2O Cl NaH2O
flujo osmótico
Incremento de presión
Fig. 2.25. Fenómenos osmóticos.
2.17.9. EFECTOS TERMODINÁMICOS.-Efectos combinados de presión y temperatura afectan las características del fluido
contenido en las formaciones, principalmente la temperatura incrementa el volumen
58
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
(dilata) y con la compactación de las rocas se genera un represionamiento en los
fluidos dentro de los poros.
presión-volumen-temperatura
poro
roca
Fig. 2.26. Efectos termodinámicos
2.18. PRESIÓN DE PISTONEO / COMPRESIÓN.-La presión de pistones (swab pressure), se genera en la sacada de tubería la cual
reduce la presión en el fondo del pozo, porque el fluido en el pozo no baja tan rápido
como la columna es subida.
Esto crea una fuerza de succión y reduce la presión debajo de la columna.
La presión de compresión (surge pressure), se genera cuando se baja la tubería
muy rápido cuando una fuerza de compresión debido a que el fluido no tiene tiempo
de desplazarse hacia arriba, como el fluido es minimamente compresible la presión
en el fondo del pozo puede aumentar y producir una admisión o una fractura.
2.19. PRESIÓN DIFERENCIAL.-La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática de fondo de pozo
es la presión diferencial.
59
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Fig. 2.27. Presión diferencial.
12 PPPD (Ec. 2.24)
Donde:
PD = presión diferencial, (psi).
P2 = presión hidrostática, (psi).
P1 = presión de formación, (psi).
Esta se clasifica en: sobre balanceada, sub balanceada y balanceada.
2.19.1. PRESIÓN DIFERENCIAL SOBRE BALANCEADA.-Sobre balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo de
pozo es mayor que la presión de formación.
2.19.2. PRESIÓN DIFERENCIAL SUB BALANCEADA.-Sub balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo de pozo
es menor que la presión de formación.
60
FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN
Fig. 2.28.
2.19.3. PRESIÓN DIFERENCIAL BALANCEADA.-Balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo de pozo es
igual que la presión de formación.
61