253253934-Manual-de-Perforacion-y-Mantenimiento-de-Pozos-PEMEX.pdf

PRIMERA EDICIÓN, 2003
COPYRIGHT© 2003
UNIDAD DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS
DERECHOS RESERVADOS
IMPRESO EN MÉXICO
ABRIL/2003

i
Í N D I C E
1. YACIMIENTOS Y PRESIONES...................................................................................................... 1
1.1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE LAS ROCAS................ 3
1.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA ................................................................. 7
1.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON....... 8
1.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO.... 11
1.5 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS................................................ 13
1.6 APLICACIONES.............................................................................................................................. 17
2. PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ...................................... 21
2.1. FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ................................. 23
2.2. CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN.............................. 26
2.3. FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN......................... 28
2.4. APLICACIONES.............................................................................................................................. 30
3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS................................................ 31
3.1 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN..................................................... 33
3.2 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES
REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN................................ 38
3.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO
DE PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA. .............................. 43
3.4 DESPLAZAMIENTO ....................................................................................................................... 46
3.5 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA.......................................................................................... 51
3.6 APLICACIONES.............................................................................................................................. 54
4. HIDRÁULICA ................................................................................................................................ 55
4.1 PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA.......................................................... 57
4.2 DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR................................................ 65
4.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA. .................................... 67
4.4 APLICACIONES.............................................................................................................................. 68
5. ANÁLISIS DE FUERZAS EN HERRAMIENTAS Y TUBERÍAS................................................ 73
5.1. CÁLCULO DE LA FUERZA RESULTANTE .................................................................................. 75
5.2 ANÁLISIS DE FUERZAS EN EMPACADOR Y EN SELLOS
(PBR/SELLOS MOLYGLASS)........................................................................................................ 76
5.3 FUERZA RESULTANTE CON PRESIÓN DE FORMACIÓN EN EL POZO ................................... 79
5.4 APLICACIONES.............................................................................................................................. 81
6. DISEÑO DE SARTA DE PERFORACIÓN ................................................................................... 83
6.1 PROPIEDADES DE LOS MATERIALES......................................................................................... 85
6.2 ELIPSE DE ESFUERZOS BIAXIALES............................................................................................ 92
6.3 ANÁLISIS DE ESFUERZOS A QUE SOMETEN LAS TUBERÍAS
POR TENSIÓN, COLAPSO Y TORSIÓN........................................................................................ 94
6.4 DISEÑO DE UNA SARTA DE PERFORACIÓN POR TENSIÓN
Y POR ESFUERZO BIAXIAL.......................................................................................................... 99
6.5 RECOMENDACIONES PARA EL CUIDADO E INSPECCIÓN DE
LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN................................................................................................ 101
6.6 APLICACIONES............................................................................................................................ 107

ii
7. CEMENTACIONES ..................................................................................................................... 113
7.1 PROPIEDADES API DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO................................................ 115
7.2 SELECCIÓN Y ESFUERZOS QUE SE CONSIDERAN EN EL DISEÑO
DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO............................................................................................ 125
7.3 ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DURANTE
LA INTRODUCCIÓN, CEMENTACIÓN Y POSTERIOR A LA CEMENTACIÓN........................ 135
7.4 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE LA LECHADA Y RENDIMIENTO........................................... 148
7.5 DISEÑO DE UNA LECHADA DE CEMENTO.............................................................................. 150
7.6 APLICACIONES............................................................................................................................ 151
8 CABLE DE PERFORACIÓN....................................................................................................... 157
8.1 PROGRAMA DE DESLIZAMIENTO Y CORTE DE CABLE........................................................ 159
8.2 INSPECCIÓN Y EVALUACIÓN DE PROBLEMAS EN EL
CABLE DE PERFORACIÓN.......................................................................................................... 164
8.3 APLICACIONES............................................................................................................................ 170
9. CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL .................................................................... 173
9.1 ARREGLOS DE PREVENTORES (API)........................................................................................ 175
9.2 ANÁLISIS DE UN ARREGLO DE PREVENTORES..................................................................... 177
9.3 PRUEBAS OPERATIVAS DE LOS PREVENTORES CON
LA UNIDAD DE CIERRE (API) .................................................................................................... 180
9.4 LEY DE LOS GASES..................................................................................................................... 182
9.5 CÁLCULO DEL VOLUMEN DE FLUIDO HIDRÁULICO
EN LA UNIDAD DE CIERRE........................................................................................................ 184
9.6 DESVIADOR DE FLUJO (DIVERTER)......................................................................................... 185
9.7 INSPECCIÓN EN LA INSTALACIÓN DE LAS CONEXIONES
SUPERFICIALES DE CONTROL.................................................................................................. 186
9.8 APLICACIONES............................................................................................................................ 187
10. BARRENAS .................................................................................................................................. 191
10.1 SELECCIÓN DE UNA BARRENA TRICÓNICA O
DE CORTADORES FIJOS (PDC) PARA PERFORAR. .................................................................. 193
10.2 TECNOLOGÍA DE LOS CORTADORES FIJOS............................................................................ 209
10.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LAS BARRENAS................................................................. 216
10.4 ANÁLISIS DEL COSTO POR METRO.......................................................................................... 224
10.5 ANÁLISIS DE IGUALDAD DE COSTO ENTRE BARRENAS ..................................................... 225
10.6 APLICACIONES............................................................................................................................ 231
11. TERMINACIONES ...................................................................................................................... 233
11.1 ACCESORIOS DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN ...................................................................... 235
11.2 SELECCIÓN DE EMPACADORES ............................................................................................... 237
11.3 CAMBIO DE PREVENTORES POR MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS........................................ 251
11.4 FRACTURAMIENTOS .................................................................................................................. 253
11.5 APLICACIONES............................................................................................................................ 255

iii
12. PERFORACIÓN DIRECCIONAL............................................................................................... 257
12.1 DISEÑO DE UN POZO DIRECCIONAL........................................................................................ 259
12.2 CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO ........................................................................ 276
12.3 APLICACIONES............................................................................................................................ 288
13. INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN.................. 293
13.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX.................................................................. 295
13.2 PLANEACIÓN Y PROGRAMACIÓN DE LA INSTALACIÓN
O DESMANTELAMIENTO DE UN EQUIPO................................................................................ 312
13.3 SUPERVISIÓN DE LOS COMPONENTES CRÍTICOS DEL MÁSTIL.......................................... 314
13.4 LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL....................................... 315
13.5 APLICACIONES............................................................................................................................ 318

1. Yacimientos y Presiones 1.1 Porosidad, saturación, permeabilidad
y resistividad de las rocas.
3
1.1 POROSIDAD, SATURACIÓN, PERMEABILIDAD Y RESISTIVIDAD DE
LAS ROCAS
Sabemos bien que uno de los objetivos principales de Pemex es la búsqueda de
yacimientos con hidrocarburos y por la importancia que revisten ciertos
parámetros petrofísicos de la roca como son la porosidad, saturación,
permeabilidad y resistividad; que se utilizan como base para la interpretación
cuantitativa de los registros geofísicos, expondremos a continuación los conceptos
y medidas de dichos parámetros.
Porosidad
La porosidad de una roca representa una medida del espacio disponible para el
almacenamiento de fluidos y es la relación del volumen de poros y huecos entre el
volumen bruto de la roca, indicándose en por ciento. Desde el punto de vista de la
Ingeniería de yacimientos se le puede denominar a éste concepto como porosidad
total, y como porosidad efectiva a la relación de volumen de huecos comunicados
entre el volumen bruto de la roca.
De acuerdo con el modo en que se originó, la porosidad puede clasificarse en:
• Original o primaria.- se forma en el momento de la depositación de los
materiales que integran la roca, se caracteriza como intergranular en las
arenas y areniscas y como intercristalina u oolitica en algunas calizas.
• Secundaria o inducida.- Se forma debido a procesos geológicos y/o
químicos que ocurren después de la depositación y se caracteriza por el
desarrollo de fracturas en algunas lutitas y calizas y por las cavernas
producidas por disolución en algunas calizas.
La porosidad de las formaciones subterráneas puede ser del 10%, en
arenas no consolidadas llega a 30%, en el caso de las lutitas o arcillas, la
porosidad con contenido de agua es de más del 10%, aunque los poros son
generalmente tan pequeños la roca es impermeable
Saturación
La saturación de una formación es la fracción del volumen poroso que ocupa un
fluido. Con base en este concepto, la saturación del agua se define como la
fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación.
Cuando existe sólo agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua
del 100%.

4
Si se toma como símbolo de la saturación la letra “S”, entonces para
denotar la saturación de un líquido o fluido en particular se utilizan subíndices en
la literal “S”, como se muestra en los siguientes ejemplos:
Sw = Saturación de agua
So = Saturación de aceite
La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los
contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada
roca del yacimiento debe ser igual al 100%.
Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen que
antes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontraban
ocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada al llegar los
hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros están
ocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas.
Permeabilidad
La permeabilidad es la medición de la facilidad con que los líquidos fluyen
a través de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquier
líquido homogéneo, la permeabilidad será una constante siempre y cuando el
líquido no interactúe con la roca en sí. Generalmente el símbolo de la
permeabilidad es la letra “K”.
Los estudios experimentales hechos por H. Darcy en 1856 sobre el flujo
de agua en arenas no consolidadas, lo llevaron a la formulación de la ley que lleva
su nombre, la cual ha sido extendida para describir, con algunas limitaciones, al
flujo de otros fluidos en rocas consolidadas. La ecuación de Darcy establece la
proporción directa que existe entre la velocidad de un fluido homogéneo en un
medio poroso y el gradiente de presión, y la proporción inversa con respecto a la
viscosidad del fluido, es decir:
ds
dp
K
V ×
=
µ
Donde:
V = Velocidad aparente, en cm/seg.
µ = Viscosidad del fluido, en centipoise.
dp = Gradiente de presión, tomado en la dirección de V y expresado en
ds atmósferas por centímetro.
K = Constante de proporcionalidad, denominada permeabilidad de la roca, en
unidades de Darcy.

5
La unidad de permeabilidad, generalmente utilizada, es el milidarcy (md) en lugar
del Darcy que es muy grande (1 md =
1000
1
Darcy)
Una roca debe tener fracturas capilares o poros interconectados para ser
permeable, por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de una
porosidad mayor, sin embargo, esto no es una regla absoluta, porque se pueden
presentar los siguientes casos:
• Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, pero sus
granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de líquidos
son escasos y tortuosos, y por lo tanto su permeabilidad puede ser baja.
• Otras formaciones, como la caliza, pueden presentar pequeñas fracturas o
fisuras de una gran extensión. La porosidad de esta formación será baja,
pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En
consecuencia, las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades, pero
permeabilidades muy altas.
Resistividad
La resistividad eléctrica de una sustancia es la capacidad de impedir o
resistir el paso de corriente eléctrica a través de si misma. La conductividad
eléctrica es lo contrario a éste fenómeno.
La unidad utilizada en los registros es el ohm–m2
/m, generalmente
expresada en ohm–m para la resistividad y en milímhos/m para la conductividad.
La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones
potenciales de petróleo, aceite y/ó gas se componen de rocas, que al estar secas,
no conducirán una corriente eléctrica, es decir, la matriz de roca tiene una
conductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente eléctrica fluirá
sólo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa de la formación,
solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas y mientras mayor sea la
concentración salina, menor será la resistividad del agua de formación y, por lo
tanto, de la formación.
Por otro lado, mientras la porosidad de la formación sea más grande y
como consecuencia presente mayor cantidad de agua de formación, la resistividad
será menor. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividades del
agua y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua.

1. Yacimientos y presiones 1.2 Gradiente de presión
total de sobrecarga
6
1.2 GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA
Actualmente la industria petrolera tiene retos cada vez mayores, entre estos retos,
se encuentra la determinación adecuada de la densidad del fluido de perforación
para atravesar las diferentes capas terrestres, para así definir el asentamiento
correcto de las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. Por lo que se
requiere un buen conocimiento de las diferentes presiones relacionadas con los
yacimientos.
Sabemos bien que la presión ejercida por el peso combinado de la matriz
de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (Agua,
hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes, se le denomina “Presión
total de sobrecarga” y que en forma matemática se expresa :
(Presión total de sobrecarga) = (Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)
El gradiente de presión total de sobrecarga, se encuentra con la siguiente fórmula:
Gs = 0.1 x (1 - φ ) x Dm + 0.1 x φ x Da
Donde:
GS = Gradiente de presión total de sobrecarga, en kg/cm2
/m.
φ = Porosidad de la roca, en fracción.
Dm = Densidad de los minerales o sedimentos, en gr/cm3
.
Da = Densidad del fluido intersticial, en gr/cm3
(Principalmente agua salada).
Lo anterior indica, que si se desea obtener el gradiente de presión total de
sobrecarga a una determinada profundidad, es necesario tener como datos: la
densidad de la roca, la densidad del fluido contenido en la misma y su porosidad.
Con base en un promedio de la densidad de las rocas y de su porosidad y como
densidad del fluido contenido en las rocas, agua salada de densidad 1.07 gr/cm3
,
se ha obtenido un gradiente de presión total de sobrecarga teórico de 0.231
kg/cm2
/m, considerándose dicho gradiente para la zona del terciario en la Costa
del Golfo de México.

1. Yacimientos y presiones 1.3 Predicción del gradiente de presión
de fractura por el método Eaton
7
1.3 PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR
EL MÉTODO EATON.
Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión necesaria para
vencer la presión de formación y la resistencia matricial de la roca. Esta
resistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión
de la misma y de los esfuerzos de compresión a los que se someta.
Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la
cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los
esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto,
se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son
horizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas
son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión
teórica de sobrecarga total).
La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para
evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas
precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del
lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más
superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser
muy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón.
Uno de los investigadores que se dedicó al estudio de calcular el gradiente
de fractura de las formaciones fue Ben A. Eaton, que propuso el uso de la
siguiente fórmula para su cálculo:
* Gf
s
s
Gf
D
S
F +






−
×






−
×
=
1
2306
.
0
Donde:
F = Gradiente de presión de fractura, en kg/cm2
/m
Gf = Gradiente de presión de poro o de formación, en kg/cm2
/m.
D = Profundidad del pozo, en m o pies (Para la gráfica).
s = Relación de Poisson.
S = Presión ejercida por el peso de sobrecarga de la roca, en lb/ pg2
D
S
= Valor localizado en la gráfica 1.1
s = Valor localizado en la gráfica 1.2.

8
El gradiente de presión de formación, se puede utilizar por medio de la
información de los registros de pozos o al relacionarla con datos de otro pozo
cercano. Si desea realizar un cálculo práctico puede considerarse el normal de la
formación.
PROFUNDIDAD
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
0.70 0.80
0.75 0.85 0.90 0.95 1.00
0
Gráfica 1.1 Resistencia del gradiente de sobrecarga para todas las formaciones normalmente
compactas de la Costa del Golfo.
* La fórmula tiene algunos cambios con respecto a la original, por el cambio de las
unidades de conversión.

9
Variable de
sobrecarga
de la costa
del golfo
Profundidad
en
m
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
0 0.2
0.1 0.3 0.4 0.5 0.6
0
Sobrecarga
equivalentes en
lutitas
0.231 kg/cm m
(1.0 lb/pg / pie)
2/
2
Sobrecargas equivalentes
Oeste Texas formaciones
productoras
0.231 kg/cm /m
(1.0 lb/pg /pie)
2
2
2
Límite
del
extremo
superio
r
Gráfica 1.2 Variaciones de la relación de Poisson con la profundidad

1. Yacimientos y presiones 1.4 Perfil de presiones para el asentamiento
de tuberías de revestimiento
10
1.4 PERFIL DE PRESIONES PARA EL ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS
DE REVESTIMIENTO
El seleccionar la profundidad de asentamiento para las tuberías de revestimiento
(T.R.) en forma adecuada y precisa, nos previene o evita muchos problemas
durante la perforación del pozo.
Existen varios métodos para calcular y graficar las curvas de gradiente
de presión de formación y de fractura contra la profundidad del pozo, que se
elaboran en las diferentes áreas en donde se perfora. Sin importar el método que
se use, las curvas de éstos dos gradientes son las básicas para planear la
perforación de cualquier pozo.
Para el asentamiento de las tuberías de revestimiento, se aplican las dos
curvas mencionadas, complementándose con la curva de la densidad del fluido de
perforación requerida. Esta información se expresa en densidad de fluido de
perforación equivalente y se grafica contra la profundidad del pozo (En caso de un
pozo direccional, se toma la profundidad vertical verdadera). El gradiente de
presión de poro se establece por los registros geofísicos de pozos de correlación y
la curva de densidad del lodo requerida se dibuja adjunta a la curva de la presión
de poro, con un valor de 0.06 gr/cm3
mayor que ésta. Teniendo la gráfica de las
tres curvas mencionadas, se procede a encontrar las profundidades de cada T.R.
de acuerdo al siguiente procedimiento (Gráfica 1.3):
1. Trazar una línea horizontal indicando la profundidad objetivo del pozo y
posteriormente una línea vertical (1) a partir de la densidad máxima del lodo
hasta interceptar la curva de gradiente de fractura, éste punto indica la
densidad de fractura a la profundidad localizada en la gráfica.
2. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. corta (en este caso),
inmediatamente abajo del punto de intercepción en la curva de gradiente de
fractura. Se debe considerar un factor de seguridad por la densidad
equivalente de circulación y otras recomendaciones.
3. Trazar una línea horizontal (2) a partir de la profundidad anterior hasta la
curva de densidad de lodo requerida a esa profundidad.
4. Trazar hacia arriba una línea vertical (3) partiendo de la intercepción de la
curva de densidad de lodo requerida hasta la curva de gradiente de
fractura.

1. Yacimientos y presiones 1.4 Perfil de presiones para el asentamiento
de tuberías de revestimiento
11
5. Seleccionar la profundidad de asentamiento de la T.R. intermedia,
inmediatamente debajo de la intersección anterior, incluyendo nuevamente
el factor de seguridad apropiado. De la misma forma se selecciona la
profundidad de asentamiento de la T.R. superficial, líneas 4 y 5.
Nota: Se realizó la conversión de las unidades de profundidad y densidad al sistema decimal
Gráfica 1.3 Aplicación del perfil de presiones para el asentamiento de tuberías de revestimiento

1. Yacimientos y presiones 1.5 Interpretación básica de
los registros geofísicos
12
1.5 INTERPRETACIÓN BÁSICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS
Los registros geofísicos fueron introducidos en la industria petrolera hace más de
medio siglo y desde entonces muchos dispositivos de registros han sido
desarrollados y puestos en actividad. Así como la especialidad de registros
geofísicos avanzó, el arte de interpretar sus datos también lo hizo. En la actualidad
el análisis detallado de los registros de pozos, proporcionan un método para
derivar o inferir valores exactos de la saturación del agua o hidrocarburos, la
porosidad, el índice de permeabilidad, la litología del yacimiento, etc. Sin embargo,
en forma general podemos decir que los registros geofísicos se aplican en
perforación y terminación de pozos, producción y en la evaluación del yacimiento.
Después de la perforación, con los registros geofísicos (resistividad,
sónico, densidad, radioactivos) se pueden detectar y evaluar presiones de
formación altas, así como evaluar gradientes de fractura de la formación. En un
registro de conductividad y sónico, al detectar presiones anormales, la
conductividad eléctrica se incrementa y el tiempo de viaje de la onda sonora en
seg/m o seg/pie también se incrementa (Grafica. 1.4, 1.5 y 1.6). En el caso de un
registro de densidad, éste mostrará una disminución en densidad dentro de una
región de presión anormal.
En algunas ocasiones, los diferentes registros geofísicos que se toman en
el pozo, se proporcionan en los reportes con cierta nomenclatura, a continuación
mencionaremos algunas de ellas:
CNL = Registro neutrónico compensado.
BHC = Registro sónico compensado
CBL = Registro de cementación
CCL = Registro localizador de coples.
CDR = Registro direccional continuo.
DIL = Registro doble inducción
DLL = Registro doble Laterolog.
FDC = Registro de densidad de formación.
FIL = Registro de identificación de fracturas.
VDL = Registro de densidad variable.
CBT = Registro sónico de cementación
CET = Registro sónico de evaluación del cemento.
BHC = Registro sónico de porosidad compensado.
LDT = Registro litodensidad compensada.
NGT = Registro espectroscopía de rayos gamma naturales.
GRN = Registro rayos gamma naturales-neutrón.
VSP = Perfil de velocidades sísmicas.

13
CNL = Registro neutrón compensado.
SHDT= Herramienta de echado estratigráfico.
SFL = Registro de enfoque esférico.
SIT = Herramienta de punto libre.
GR = Registro de rayos gamma.
Gráfica 1.4 Conductividad de lutita y tiempo de tránsito para un pozo geopresurizado
400
200 600 1,000 2,000
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
50 70 100 200 300
( S/pie)
Conductividad (mmhos)
PROFU
NDIDA
D
(1000
pies)
Inicio de zona
de presión
anormal

14
Gráfica 1.5 Registro sónico. En la zona superior se tienen arenas y en la parte inferior arcillas de la
formación

15
Figura 1.1 Determinación del gradiente de presión de poro (PORPRS)

1. Yacimientos y presiones 1.6 Aplicaciones
16
1.6 APLICACIONES
• Para comprender un poco más sobre la compactación, saturación y las
presiones anormales, expondremos los siguientes ejemplos, para que anote
sus observaciones:
Suponiendo un caso cualquiera de compactación normal, en donde el
gradiente de presión total es de 0.230 kg/cm2
/m (2.30 gr/cm3
) y como normal de
formación 0.107 kg/cm2
/m (1.07 gr/cm3
), entonces se establece la siguiente
igualdad.
2.30 =? + 1.07 2.30 – 1.07 = 1.23
2.30 = 1.23+1.07 %
47
.
53
5347
.
0
.
30
.
2
23
.
1
⇒
=
Si se toma un plano horizontal de área unitaria, podemos considerar que
aproximadamente el 53.5% de dicha área estará ocupado por los granos de roca y
el restante por los fluidos contenidos en el espacio poroso.
Realizar los mismos cálculos con un gradiente de presión total de sobrecarga de
0.190 kg/cm2
/ m y de formación 0.160 kg/cm2
/m (Presión anormal).
Área total = 1.00
Área rocosa = 0.5347
Área de fluidos = 0.4653
Presión total
de sobrecarga
sobrecarga
(Peso de matriz rocosa) + (Peso del fluido intersticial)
=

17
Operaciones:
• Calcular el gradiente de presión total de sobrecarga teórico, con la siguiente
información:
Densidad normal de formación – 1.07 gr / cm3
Densidad de algunas rocas:
Arcilla: 2.6 gr/cm3
Caliza: 3.0 gr/ cm3
Dolomita: 2.9 gr/cm3
Cuarzo: 2.65 gr/cm3
Porosidad aproximada de:
Arenas no consolidadas: 15%
Lutitas o arcillas: 35%
Operaciones:

18
• Predecir el gradiente de presión de fractura a una profundidad de 4500.0 m,
suponiendo un gradiente de presión normal de formación, por el método de
Eaton:
Gf
s
s
Gf
D
S
F +






−
×






−
×
=
1
2306
.
0
Gf = 0.107 kg/cm2
/m
D
S
= 0.975 (Gráfica 1.1)
s = 0.475 (Gráfica 1.2)
F = (0.975 X 0.2306 – 0.107) x 





− 475
.
0
1
475
.
0
+ 0.107
F = 0.2136 kg/cm2
/m
Predecir el gradiente de presión de fractura a 3000.0 con los siguientes gradientes
de presión de formación de 0.107 y 0.140 kg/cm2
/m. Realizar sus comentarios
sobre los cálculos.
Operaciones:

19
• Con base en el siguiente modelo de esfuerzos en la roca, realizar
comentarios sobre si la presión de formación puede ser mayor que la
presión de fractura y de la presión total de sobrecarga, y además si la
presión de fractura es mayor que la presión total de sobrecarga.
Pf
Em
S








+








=








formación
de
esión
Matricial
Esfuerzo
a
sobrec
de
Esfuerzos Pr
arg
S = Em + Pf
Comentarios:

20
• Encontrar las profundidades de asentamiento de T.R.s. superficial e intermedia.
Tubería Longitud m
Conductora
Superficial
Intermedia
Explotación
13 3/8”
9 5/8”
7 5/8”
5 ½”
de 0 a 54.0
de 0 a
de 0 a
de 0 a .4500.0
DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO en gr/cm
GRADIENTE DE FRACTURA
MARGEN DE BROTE
(0.06 gr/cm menos del gradiente
de fractura)
PRESIÓN DE FORMACIÓN
DENSIDAD DE LODO
(más 0.06 gr/cm de la densidad
de perforar para margen de viaje)
PROFUNDIDAD DE OBJETIVO
PROF
UNDI
DAD
en
m
LITOLOGÍA
0.96 1.20 1.44 1.68 1.92 2.16 2.4
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
2.12
Máx. Densidad -2.12 gr/cm
3
3
3
3
LÍMITE MÍNIMO PARA
EL CONTROL DE LA PRESIÓN
DE FORMACIÓN
LÍMITE MÁXIMO PARA NO
FRACTURAR LA FORMACIÓN

21
2. PLANEACIÓN Y PROGRAMA DE LA
PERFORACIÓN DEL POZO

2. Planeación y programa de la perforación 2.1 Factores para la planeación de
del pozo la perforación del pozo
23
2.1. FACTORES PARA LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DEL
POZO
Entre más pronto se reconozcan las presiones anormales en una formación a
perforar, menores serán los gastos y el riesgo para el personal, el medio ambiente
y las instalaciones. Un buen conocimiento de la situación permite una planificación
apropiada de las técnicas de perforación, del diseño del pozo y del equipo.
Lamentablemente, la precisión, tanto en la detección como en la evaluación de las
presiones anormales, aumenta a medida que el pozo es perforado a más
profundidad. Por lo que en estas condiciones, el objetivo es reconocer en forma
inmediata situaciones anormales y con la mayor precisión para prevenir o evitar el
problema.
La perforación de un pozo requiere de una planeación formal ya que
para lograr los objetivos se requieren: estudios científicos, técnicas y experiencia
en las actividades involucradas desde la localización del punto a perforar hasta la
terminación del pozo. Una base para la planeación es el análisis de la situación,
que se refiere al estudio de datos pasados, presentes y futuros, en forma racional.
La planeación de la perforación del pozo es una de las etapas
importantes, en donde se establecen como premisas en el proceso los siguientes
factores:
• Equipo adecuado.
• Seguridad del personal.
• Protección al medio ambiente.
• Economía
• La estimación del costo de
perforación para determinar
la factibilidad económica de
la perforación del pozo.
• Control del costo para la
minimización de los
gastos totales de la
perforación a través de un
programa apropiado.

24
El personal recomendado en el proceso de la perforación del pozo se
compone de: Geólogos, Químicos, Licenciados para los aspectos regulatorios del
área, Supervisores de campo, etc. y un Ingeniero Petrolero bien calificado como
coordinador de la planeación.
Los objetivos del pozo se deben determinar con claridad, para que con
base a esto se seleccione la geometría del mismo. No olvidar que el pozo se debe
planear de la profundidad total programada hacia arriba, y no de arriba hacia
abajo.
Análisis de la información
1. Objetivos Geológicos:
a) Profundidad del horizonte objetivo.
b) Cimas estimadas de las formaciones.
c) Profundidad y posibles formaciones productoras.
d) Requerimientos de muestreos de las formaciones (canal, núcleos etc.).
e) Requerimientos de pruebas de formación.
f) Requerimientos de registros geofísicos, eléctricos, etc.
g) Profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimientos y sartas
de tubería de producción.
2. Datos de pozos vecinos:
a) Columna estratigráfica.
b) Historia gráfica
c) Registros de barrenas.
d) Datos de pruebas de formación.
e) Registros de presiones de fondo.
f) Registros del fluido de perforación.
g) Registros de las tuberías de revestimiento y cementaciones.
h) Riesgos y zonas problema.
i) Registros eléctricos y geofísicos, etc.
j) Terminaciones.
3. Establecer los costos estimados del pozo en proyecto:
a) Perforación del pozo.
b) Sartas de tubería de revestimiento y tubería de producción.
c) Conexiones superficiales de producción del pozo.

25
d) Varios:
• Preparación del sitio.
• Equipo y servicios de muestreo.
• Registros.
• Agua y combustible.
• Fluidos de perforación y productos químicos.
• Cemento y servicios de cementaciòn.
• Transporte (personal, equipo, etc.).
• Disparos, acidificación, fracturamiento, etc.
• Barrenas.
• Renta de equipo.
e) Costos de operación y producción.
El costo de perforación depende de:
4. Seguridad del personal y protección al medio ambiente.
La profundidad
Costo de preparación del sitio.
Costo de transporte.
Costo diario de la operación de perforación:
• Renta de equipo
• Servicios de supervisión de la perforación.
• Mantenimiento del equipo.
• Control de la perforación.
• Alojamiento de cuadrillas, transporte, etc.
La
localización
Litología a ser penetrada.
Tiempo de perforación.

2. Planeación y programa de la perforación 2.2 Concepto y filosofía de la
del pozo optimización de la perforación.
26
2.2. CONCEPTO Y FILOSOFÍA DE LA OPTIMIZACIÓN DE LA
PERFORACIÓN.
Hacer un agujero no es tarea fácil, se requiere de un esfuerzo de planeación,
programación, perforación del pozo y supervisión de operaciones, además de una
aplicación de Ingeniería, técnica y experiencia para el logro de los objetivos.
Uno de los objetivos principales, durante la perforación del pozo, es abatir
los costos, teniendo una velocidad de penetración adecuada y sin interrupciones
en las operaciones programadas, sin descuidar la seguridad del personal, del pozo
y la protección al medio ambiente. Pero para que esto se logre se requieren
conocimientos y experiencia para poder llevar el control, nada fácil, de las
variables que afectan a la velocidad de penetración y la eficiencia de las
operaciones, tales como: fluido de perforación, hidráulica, condiciones de
operación y tipo de barrena, personal, equipo y características de la formación.
Se puede decir que la optimización es el proceso para encontrar el
conjunto de condiciones requeridas con el fin de obtener los mejores
resultados para una situación dada. Sus características esenciales son: objetivos,
factores conflictivos y restricciones.
Bajo una situación real, particularmente en perforación, el término de
“Perforación optimizada” no existe. Sin embargo, aún cuando el término pueda
parecer idealista, nos proporciona el conocimiento suficiente sobre los límites de
las variables que contribuyen a mejorar el proceso de perforación.
Con base en lo anterior, la filosofía de la perforación optimizada
consiste en emplear los datos y experiencias obtenidas en el primer pozo
perforado, como base para determinar y aplicar técnicas adecuadas para la
perforación de los pozos subsecuentes; de tal manera que el costo total de
perforación sea reducido al mínimo en el menor tiempo y con el menor número de
pozos posibles.

2. Planeación y programa de la perforación 2.2 Concepto y filosofía de la
del pozo optimización de la perforación.
27
Profundidad
C B A
Pozo A
Pozo B
Pozo C
Costo / Tiempo
Consideraciones en la optimización de la perforación.
1. Fluido de perforación.
2. Hidráulica.
3. Selección del tipo de barrena.
4. Condiciones de operación de la barrena.
5. Selección del equipo.
6. Adquisición de datos (correlación de pozos vecinos).
7. Programa de tubería de revestimiento.
8. Sarta de perforación.
9. Control de presiones subsuperficiales (brotes).
10. Planeación de la perforación.

2. Planeación y programa de la perforación 2.3 Factores para la elaboración
del pozo del programa de perforación.
28
2.3. FACTORES PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE
PERFORACIÓN
Una vez que se tiene la planeación del pozo, se deben especificar los detalles
operativos para cada etapa de la perforación del pozo. En este paso se
realizan las siguientes preguntas: ¿Quién hará cada actividad? ¿Cómo se va a
hacer? ¿Cuándo se va a hacer?, etc.
El programa de perforación representa una guía de instrucciones de las
operaciones que se realizarán en cada etapa: equipos, materiales y servicios para
las operaciones y un tiempo estimado para cada una de ellas. Además su
contenido presenta gráficas y tablas que cubren todo el programa del pozo.
Se pueden incluir muchos datos en el programa de perforación. Pero se
debe tener cuidado de no incluir datos superfluos que hagan que el programa
pierda significado e importancia para el técnico del pozo y el coordinador. Debido
a la extensión y particularidades de cada pozo, no se presenta un ejemplo del
programa de perforación, sin embargo, es de mucha enseñanza y ejemplificación
el participar en la actividad que se le encarga en la parte de aplicaciones.
Una vez que se determinan los puntos de asentamiento de las tuberías de
revestimiento, se selecciona el diámetro de la TR de explotación, el cual será la
base para determinar el arreglo de tuberías de revestimiento a utilizar, así como
los diámetros de agujero. El diámetro de la TR de explotación, va a depender de
las características de los fluidos que se explotaran, de las presiones, así como
también si el pozo fluye por si solo o se le aplicará un sistema artificial de
explotación. Normalmente el diámetro de la TR de explotación es a solicitud del
cliente.
En la tabla 2.1 se muestran diferentes diámetros de barrena que se
pueden utilizar de acuerdo al diámetro de la TR, la cual sirve como una guía para
la selección de la geometría del pozo.

2. Planeación y programa de la perforación 2.3 Factores para la elaboración
del pozo del programa de perforación.
29
Tabla 2.1
Diámetro de
TR
(pg)
Diámetro del
cople
(pg)
Diámetro de barrena
a emplear
(pg)
4 1/2
5 ½
6
6 5/8
7
7 5/8
8 5/8
9 5/8
10 ¾
13 3/8
16
20
5.0
6.050
6.625
7.390
7.656
8.500
9.625
10.625
11.750
14.375
17.0
21.0
6, 6 1/2,
8 3/8, 8 1/2
8 ½
8 ½, 8 5/8
8 5/8, 9 ½
9 1/2
12
12, 12 ¼
14 3/4
17 ½
20
26
Figura 2.1 Barrenas de diferentes diámetros
En la tabla se muestran algunas de las posibilidades para la selección de la
geometría, ya que existe una gran variedad de tuberías especiales que nos
permiten hacer diferentes arreglos.
Los costos de perforación se reducen en
proporción directa a la Ingeniería,
experiencia y supervisión aplicadas.

2. Planeación y programa de la perforación 2.4 Aplicaciones
del pozo
30
2.4. APLICACIONES
• Considerando sus conocimientos y experiencia en las operaciones de
Perforación y Terminación de pozos, describa cuando menos veinte tópicos
para aumentar la “Eficiencia de Perforación” o en otras palabras aplique su
filosofía de la “Optimización de la Perforación”.
• Con un programa detallado de la perforación del pozo, del área en donde
realiza sus actividades, haga un análisis del mismo, anotando las partes del
programa, verifique si se tienen cronogramas, correlación con pozos
vecinos, actividades críticas y requerimientos de mayor supervisión,
diseños de tubería, medidas de seguridad y protección al medio ambiente,
etc.

31
3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y
TERMINACIÓN DE POZOS

3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.1 Programa y control del fluido
de Pozos de perforación
33
3.1 PROGRAMA Y CONTROL DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
Programa del fluido de perforación
El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura,
hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfil
del agujero, programa de diámetro de agujero y tuberías de revestimiento
(convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.), profundidad del pozo, logística,
daños a la formación y restricciones ambientales.
Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y características
apropiadas para todas las operaciones que se realizarán considerando los costos
de los mismos.
Un programa de fluidos debe especificar:
¹ Los tipos de fluidos de perforación y terminación que se usarán.
¹ Los rangos de densidad necesarios para balancear las presiones de los
fluidos de la formación en cada sección del agujero descubierto.
¹ Las principales propiedades requeridas para una perforación eficiente.
¹ Aditivos de los fluidos sugeridos para cada sección.
¹ Problemas esperados y los procedimientos de control.
Como ejemplo, se hace referencia al campo Escuintle de la Región Sur de
México, el cual es productor de aceite en las formaciones carbonatadas del
Cretácico Superior San Felipe, Agua Nueva y Medio.
El programa de perforación de un pozo típico de este campo comprende 6
etapas y la terminación (tabla 3.1). Debido a que se requiere terminar en tubería
de explotación de 5”, se perfora con un arreglo de tuberías de revestimiento de
30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8”, 7” y 5”.

34
Tabla 3.1 Etapas de perforación con un fluido limpio
Barrena
(pg)
Profundidad
(m)
Objetivo de la etapa Fluido
de
perforación
Densidad
(gr/cc)
36 50
Cementar el tubo conductor de 30”
para tener un medio de circulación. Bentonitico 1.08
26 700
Cementar tubería de revestimiento de
20” a fin de aislar los acuíferos
superficiales y ganar gradiente de
fractura para poder incrementar la
densidad del fluido de perforación en
la siguiente etapa.
Inhibido 1.20
17 ½ 1800
Llegar a la cima de la zona de
presiones anormales y cementar
tubería de revestimiento de 13 3/8” a
fin de poder cambiar el fluido de
perforación base agua a base aceite y
manejar mayores densidades en la
zona de presiones anormales.
Inhibido 1.70
12 4000
Atravesar la zona de presiones
anormales y aislar la misma con la
tubería de revestimiento de 9 5/8” a
fin de poder utilizar una menor
densidad del lodo en la siguiente
etapa.
Base Aceite 1.95-2.00
8 3/8 4700
Atravesar las formaciones Eoceno y
Paleoceno hasta la cima de la
formación Cretácico Superior
Méndez, las cuales tienen un
gradiente de presión de poro en el
rango de 1.50 a 1.60 gr/cc. Se
cementa la tubería de revestimiento
de 7” para aislar estas formaciones a
fin de poder cambiar la base del fluido
de perforación para la siguiente
etapa.
Base Aceite 1.70
5 7/8 5500
Perforar la zona productora del
campo (Formaciones Cretácico
Superior y Medio), cuyo gradiente de
presión de poro está en el rango de
1.15 gr/cc.
Base Agua 1.20
Terminación 5500 Terminar el pozo con un fluido limpio. Agua Filtrada 1.00

35
Control del fluido de perforación
Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con
la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las
estadísticas de los pozos vecinos.
Los reportes de fluidos describen las características físicas y químicas del
sistema de lodos, los cuales se hacen diariamente. (Para llevar el control de las
características físicas se pueden aplicar las tablas proporcionadas en el manual
del perforador).
La tabla 3.2 muestra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente
información:
- Nombre del pozo
- Fecha
- Profundidad
- Datos de las bombas de lodos
- Equipo para el control de sólidos
- Densidad
- Viscosidad Marsh
- pH del lodo
- Viscosidad plástica
- Punto de cedencia
- Gelatinosidades
- Contenido de cloruros
- Contenido del ión calcio
- Contenido de sólidos
- Filtrado
- Por ciento de aceite
- Por ciento de agua
- Cantidad de sólidos
- Temperatura
- Filtrado
- Enjarre

36
Tabla 3.2 Formato de reporte diario de fluidos de perforación
MATERIALES Y
CONCEPTOS
TUBO
CONDUCTOR
T.R. 24”
BNA 30”
PRIMERA
ETAPA
T.R. 16”
BNA 22”
SEGUNDA
ETAPA
T.R. 10 3/4”
BNA 14 ¾”
TERCERA
ETAPA
T.R. 7 5/8”
BNA 9 ½”
CUARTA
ETAPA
T.R. 5”
BNA 5 7/8”
TOTAL
CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD CANTIDAD
BARITA TON. 0 TON.
DIESEL 87.0611 MB 34.36 MB 6980.95 MB 710292 MB
OXIDO DE CALCIO
SECUESTRANTE
H2S
CONT. CIA.
DRILLINGFUIDS MI.
0 TON.
OBT. CELULOSICO
MED.
0 TON.
OBT. CELULOSICO
FINO
0
AGUAQUIM
SUBTOTAL MAT.
QUÍMICO (COSTO)
7102.92
TIPO DE LODO Y
DENSIDAD
BENT. 1.08 KLA-GARD
1.25
E.I. DENS =
1.47
E.I. DENS 1.55 E.I. DEN.
0.90-0.89
VOLUMEN
RECIBIDO Y COSTO
MB 129 MB 1045.5 MB 597 MB 7775.95 MB 9547.45 MB
VOLUMEN
ENVIADO Y COSTO
129 MB 140 MB 60 MB 131 MB 395 MB 855 MB
VOLUMEN
PERDIDO Y COSTO
140 MB 315 MB 787.5 MB 366 MB 7380.95 MB 8989.49 MB
SERV. INT. FLUIDO
MANTTO. E.T.
(CIAMI.)
1741.73 MB 1741.73 MB
ATN. TÉCNICA. POR
MANTTO. (CIA. MI.)
43 DÍAS 43 DÍAS
CONTRATO INT. DE
FLUIDO CIA´S (MI.)
50 MTS 850 MTS 2200 MTS 840 MTS 392 MTS 4332 MTS
MATERIAL
CONTINGENCIAS
(LODOS/P)
0 MB 160 MB 160 MB
SERV. INT. ATN.
TÉCNICA
3 DÍAS 13 DÍAS 34 DÍAS 40 DÍAS 35 DÍAS 125 DÍAS
BARITA
PROPORCIONADA
POR CIA.
63.88 TON. 260.19 TON 516.995 TON 787.1 TON. 1628.13 TON.

37
Continuación tabla 3.2
CONTT. CIA.
CONTROL SOL
COMSERTEC
8 DÍAS 13 DÍAS 34 DÍAS 40 DÍAS 79 DÍAS 174 DÍAS
SERV. MANTTO.
GRAL. EQ. CONV.
CONT. SOL
SERV. 1 SERV. 1 SERV.
SERV. LIMPIEZA
INT/EXT. DE
TUBERÍA
35 DÍAS 35 DÍAS 70 DÍAS
SERV.
RETROESCAVADOR
A
DÍAS 9 DÍAS 8 DÍAS 17 DÍAS
COSTO
SANEAMIENTO DE
RECORTES
0 MB
SUBTOTAL SERV.
POR CONTRATOS
FECHA INICIO Y
TERMINO
17/01AL
19/01/98
20/01 AL
1/02/98
2/02 AL
7/03/98
8/03 AL
16/04/98
17/04 AL
25/06/98
METROS PERF Y
DESVIADOS
50 MTS. 850 MTS 2200 MTS. 840 MTS. 590 MTS. 4530 MTS.
COSTO POR METRO
PERFORADO
0 MB
RECORTES
TRANSPORTADOS
VIAJES
0 0 DÍAS
AGUA RESIDUAL
TRANSPORTADA
1 VIAJE 1 VIAJE
COSTO POR
TRANSP. MQ. LODO
DIESEL
VIAJE 17 VIAJES 8 VIAJES 430 VIAJES 455 VIAJES
SUBTOTAL SERV.
DE APOYO
PROBLEMAS*
1.- CLASIFICACIÓN 2.- PÉRDIDA DE CIRC. 3.- PEGADURA 4.- PESCA 5.- DERRUMBE 6.- RESISTENCIA
7.- FRICCIÓN 8.- ATRAPAMIENTOS 9.- DESVIA, POZO

3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.2 Procedimientos para el análisis de
de Pozos las propiedades reológicas, sólidos
y líquidos del fluido de perforación.
38
3.2 PROCEDIMIENTOS PARA EL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES
REOLÓGICAS, SÓLIDOS Y LÍQUIDOS DEL FLUIDO DE
PERFORACIÓN
En manuales anteriores se expusieron y se comprendieron las ventajas que
presentan las propiedades reológicas en la optimización hidráulica y los sólidos
controlados del fluido de perforación para prevenir o evitar problemas durante la
perforación del pozo. Por esta razón, es conveniente conocer cómo se realizan los
análisis físicos de las propiedades reológicas de sólidos y líquidos, para verificar
en cualquier momento la cuantificación real y propia del fluido de perforación.
Propiedades reológicas
Para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh.
Éste mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es
el número de segundos requeridos para que 1000 ml de lodo pasen a través de un
tubo de 3/16 de pulgada de diámetro, colocado a continuación de un embudo de
12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml (ver figura 3.1). El valor resultante
es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.
Figura 3.1 Embudo para medir la viscosidad

39
Se obtiene una mejor medición de las características reológicas mediante el
empleo de un viscosímetro electrónico rotatorio de lectura directa y de cilindros
concéntricos. La unidad estándar de campo es el viscosímetro Fann (figura 3.2). El
viscosímetro provee dos lecturas que se convierten fácilmente en los dos
parámetros reológicos: viscosidad plástica y punto de cedencia. Para la
viscosidad plástica se utiliza el centipoise. Éste es la resistencia al flujo del
lodo causado principalmente por la fricción de las partículas suspendidas, y
también por la viscosidad de la fase fluida. La viscosidad plástica es afectada por
la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas en el lodo.
Para el punto de cedencia se usan como unidades la libra por 100 pies
cuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causada por
las fuerzas de atracción entre partículas. Estas fuerzas atractivas son a su vez
causadas por las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas dispersas
en el lodo.
Figura 3.2 Viscosímetro de fann
Análisis
1. Tomar una muestra del fluido de perforación (F.P.).
2. Agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo.
3. Colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la
marca del cilindro.

40
4. Operar el viscosímetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que se
observe en el dial.
5. Cambiar la velocidad del viscosímetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura
estabilizada
6. Aplicar las siguientes formulas:
300
600 Lec
Lec
Vp −
= p
p V
Lec
Y −
= 300
Donde:
Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps)
Lec600 = Lectura de 600 r.p.m. en el viscosímetro
Lec300 = Lectura de 300 r.p.m. en el viscosímetro
Yp = punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2
7. Lavar y limpiar el equipo, para dejarlo preparado en un próximo análisis
Sólidos y líquidos
Para comprender más el presente concepto y análisis, hacemos un
recordatorio de las fases del fluido de perforación.
Base-agua
Fase Líquida: Agua principalmente, aceite
cuando se emulsiona (Emulsión
directa).
Fase Sólida: Material densificante y viscosificante
(barita y bentonita)
Fase Química: Productos químicos
Base-aceite
emulsión
inversa
Fase continua: Aceite.
Fase Liquida Fase discontinua o
dispersa: Agua salada.
Fase Sólida: Material desinfectante (Barita).
Fase Química: Emulsificantes.

41
Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase sólida se refiere a
sólidos deseables que son propiamente los que tiene nuestro fluido de perforación
para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente
las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los sólidos ajenos a
éstos, llamados sólidos indeseables, se deben de eliminar.
El análisis físico que nos proporciona dicha información para tomar una
decisión, es por medio de la retorta que se compone de (Fig. 3.3):
• Cámara de calentamiento.
• Condensador.
• Recipiente del F. P. (muestra de 10 cm 3
de F. P.).
• Lana de acero.
• Probeta graduada. (10 cm3
)
• Espátula.
• Solución de agente humectante
• Cepillos limpiapipetas.
• Automático para el corte de la corriente (110 V) a los 15 minutos.
• Grasa metálica (para alta temperatura).
Fig.3.3 retorta y sus componentes.

42
Análisis
1. Tome el recipiente de la muestra del F. P. y confirme que se encuentre limpio
y seco.
2. Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca
el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los
vapores que pasan al condensador.
3. Llene el recipiente de la muestra con el F. P., coloque la tapa y deje que
salga el exceso de F. P. por el orificio central de la tapa.
4. Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metálica en la
rosca.
5. Enrosque el recipiente en el cilindro metálico.
6. Coloque el cilindro metálico en la cámara de calentamiento.
7. Coloque la probeta en la parte inferior del condensador.
8. Conecte la retorta.
9. Al terminar la destilación, retire la probeta del condensador.
10. Tome las lecturas de los cm3
de líquidos (agua y aceite) y multiplique cada
uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas
dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de sólidos.
11. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes,
para tener la retorta disponible.

3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.3 Problemas más comunes y correctivos
de Pozos en el fluido de perforación base-agua
y base-aceite emulsión inversa.
43
3.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO DE
PERFORACIÓN BASE-AGUA Y BASE-ACEITE EMULSIÓN INVERSA.
Fluidos de Perforación Base Agua:
Problema Síntoma Correctivo
Yeso o
anhidrita
• Alta viscosidad y Gelatinosidad, y
aumento de filtrado.
• Calcio y sulfato en el filtrado
• Tratar previamente si se trata de
pequeñas cantidades, o remover
químicamente con carbonato de
bario o de sodio.
Si se trata de anhidrita masiva
cambie el sistema.
Embolamiento
de la barrena
• Disminución en la velocidad de
penetración. Succión en los viajes.
Barrenas en buenas condiciones, con
poco desgaste, pero con recortes
adheridos en forma muy compacta.
• Añadir diesel para emulsionar el
lodo.
Controlar la viscosidad y el gel.
Mejorar la hidráulica.
Abrasión
• Disminución de la vida útil de la
barrena y desgaste excesivo de la
parte hidráulica de la bomba de lodo.
• Disminuir el contenido de arena
por dilución agregando agua. Usar
el desarenador para mantener un
contenido mínimo de arena.
Alta pérdida de
filtrado
• Enjarre esponjoso, blando y muy
grueso.
• Si el sistema contiene suficiente
aditivo de control de filtrado, añadir
arcillas (bentonita) al sistema
(control con la prueba de azul de
metileno).
Pérdidas de
circulación
• Disminución del volumen en las
presas. Pérdida completa del retorno
de lodo.
• Disminuir la densidad del lodo
siempre que sea posible. Bajar el
gasto de bomba para disminuir la
densidad equivalente de
circulación. Añadir material de
pérdida de circulación.
Colocar tapón de diesel-bentonita
o diesel-bentonita- cemento.
Lodo inestable • La barita se separa por sedimentación
o precipitación.
• Aumentar la viscosidad por adición
de un viscosificante. Agregar
estabilizador de viscosidad en
lodos calientes y/o con altas
densidades.
Alta viscosidad
• Elevada viscosidad Marsh y plástica.
Punto de cedencia y gel elevados.
Alto contenido de sólidos.
• Poner a funcionar el sistema de
eliminación de sólidos. Se requiere
dilución con agua. Posteriormente
puede utilizarse un reductor de
viscosidad.
Alta viscosidad
• Elevada viscosidad en el embudo y
plástica. Punto de cedencia y gel
normal, alto contenido de sólidos.
• Poner a funcionar el sistema de
eliminación de sólidos, se requiere
también dilución con agua.

44
Alta viscosidad
• Elevada viscosidad en el embudo y
plástica. Punto de cedencia y gel
elevados. Sólidos normales.
• Añadir dispersantes.
Alta pérdida de
filtrado
• Viscosidad normal
• Añadir agente de control de
filtrado.
Bajo pH • pH por debajo de 7.0.
• Añadir sosa cáustica,
posiblemente se tenga agua
salada en el sistema.
Añadir inhibidor de corrosión.
Derrumbes
(sólidos grandes
diferentes a los
recortes de
perforación)
• Exceso de recortes en la temblorina.
Tendencia a atraparse la tubería.
• Aumentar si es posible la
densidad. Reducir el filtrado.
Aumentar la viscosidad si es
posible. Convertir a un fluido
inhibidor.
Fluidos de Perforación Base Aceite Emulsión Inversa:
Problema Síntoma Correctivo
Contaminación
con agua
• Incremento en las propiedades
reológicas.
• Reducción en la relación aceite/agua.
• Aumento en el filtrado APAT.
• Disminución en la densidad.
• Aumento en el volumen de fluido en
las presas.
• Disminución de la salinidad.
• Añadir emulsificante.
• Ajustar la relación aceite/agua y
añadir el resto de aditivos.
• Ajustar salinidad.
Alta concentración
de sólidos
• Aumento constante de las
propiedades reológicas.
• Disminución en el avance de
perforación.
• Incremento de sólidos de la formación
en el fluido.
• Disminuir el tamaño de malla
en las mallas vibratorias.
• Checar que el equipo
superficial eliminador de sólidos
este funcionando
• Aumentar la relación aceite/
agua.
Exceso de
emulsificante
secundario
(componente a
base de polvo de
asfalto).
• Incremento en las propiedades
reológicas.
• El incremento de viscosidad es
posterior a un tratamiento con
emulsificante secundario.
• La viscosidad se incrementa después
de dar 2 ó 3 ciclos el fluido dentro del
pozo.
• Suspender adiciones de
emulsificante.
• Aumentar la relación
aceite/agua.
• Añadir emulsificante principal.
Inestabilidad de la
emulsión
• Aspecto grumoso del fluido.
• Difícil de emulsificar más agua.
• Baja estabilidad eléctrica.
• Hay presencia de agua en el filtrado
APAT.
• Si hay huellas de agua en el
filtrado APAT, añadir
emulsificante principal.
• Si el filtrado es alto, añadir
emulsificante principal y
secundario.

45
Asentamiento de
barita
• Ligera disminución en la densidad.
• Poco retorno de recortes a la
superficie.
• Bajos valores del punto de cedencia y
de gelatinosidad.
• Presencia de barita en el fondo de las
presas y en los canales de
conducción del fluido en la superficie.
• Añadir arcilla organofílica
dispersable en diesel.
• Bajar la relación aceite/agua si
ésta es alta.
Derrumbes,
fricción y
empaquetamiento
en la sarta de
perforación
• Baja salinidad.
• Se incrementa la concentracion de
sólidos.
• Los recortes se obtienen blandos y
pastosos.
• Aumentar salinidad.
• Añadir emulsificante principal.
• Revisar que las tomas de agua
en las presas estén cerradas.
Contaminación
con gas
• Si el gas es CO2 aumenta el filtrado
APAT y cuando la contaminación es
alta aparece agua en el filtrado.
• Disminuye la densidad.
• Hay inestabilidad en la emulsión y
toma un aspecto grumoso.
• Utilizar el desgasificador.
• Añadir cal para contaminación
de CO2.
• Aumentar agitación.
• Aumentar densidad.
Perforación de
mantos salinos
• En la temblorina se obtienen recortes
de sal.
• Se incrementa la torsión en la sarta
de perforación.
• Aumentar densidad.
• Aumentar salinidad.
Sólidos
humectados con
agua: barita y/o
recortes
• Apariencia grisácea del lodo.
• Añadir agua salada y cal.
Asegurarse que la relación
aceite/agua y concentracion de
aditivos son correctos.
Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados
dependerán de los productos comerciales de la compañía prestadora del servicio.
El diesel utilizado para fluidos de perforación, es especial presentando las
siguientes características:
• Bajo contenido de azufre (0.5 % máximo).
• Punto de anilina, mayor de 65º C (150º F). para tener menos daños a los
implementos de hule en el sistema de circulación.
• Punto de ignición mayor de 52º C.

3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.4 Desplazamiento
de Pozos
46
3.4 DESPLAZAMIENTO
El desplazamiento del fluido de perforación ó de control por agua dulce y/ó por
fluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remoción del lodo, el
enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los
sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos: barita,
recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se
recomienda utilizar fluidos con características físico-químicas, que permitan la
desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior
acarreo hasta la superficie.
Factores a considerar para un programa de desplazamiento.
• Condiciones de temperatura y presión del pozo.- La temperatura afecta las
condiciones y propiedades del fluido de perforación o de control dentro del
pozo, aunque éste será desplazado es necesario tomar en cuenta la forma
como pudiera la temperatura afectar a los fluidos diseñados para circularse
dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de
presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento de fluido.
• Diseño de las tuberías.- las tuberías tanto de producción como de
revestimiento, ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de
producción, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo, así como
también afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o
accesorios que llevan estas será diseñado el programa para desplazar el
fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los
orificios de la camisa y esto influirá más que si tuviéramos una tubería franca,
por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las
cuales se llevará a cabo el desplazamiento y diseñar el programa más
adecuado al mismo.
• Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en
superficie.- Si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de
superficie, su eficiencia será severamente reducida lo que puede ocasionar
problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva.
• Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- Este es el factor más
primordial ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia
del desplazamiento.
Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que
mientras estas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de

de Pozos
47
presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto
programado.
• Efectividad del programa de desplazamiento -. Desarrollar un programa de
desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en
superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los
materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance,
eficiencia y cumplimiento del programa diseñado.
• Productos químicos.- se debe considerar el diseño de los espaciadores y
lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los F. P. utilizados son
incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para
garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F. P. o de control hacia
la superficie sin contaminación.
Formas de desplazamiento
Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea
por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos: circulación
inversa y circulación directa.
La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones
operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de
calidad de las tuberías de producción y/o revestimiento que se tengan, de los
resultados obtenidos de los registros de cementación en las zonas o intervalos de
interés, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo.
Circulación Inversa.- Si la información de los registros de cementación y la calidad
de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión
calculada, esta circulación es más factible de ser utilizada.
Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce y
los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los
espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberías de
producción, así mismo pueden utilizarse regímenes de bombeo más elevados con
flujos turbulentos.
Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de
operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual
permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismo
tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean
espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una
considerable reducción en los costos del lavado y filtración.

de Pozos
48
Circulación Directa.- Si los registros de cementación muestran zonas no muy
aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de
control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de
CIRCULACION DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy
efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al
circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares. Los regímenes
de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión
por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en
áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo y en
algunos casos no se dará el RÉGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar
que el pozo estará totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán
necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado
al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por
filtración y por tiempos operativos.
Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la
presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de
colapsos o ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de
fractura de los intervalos de interés.
Recomendaciones previas al desplazamiento
Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, por
el diseño de espaciadores y lavadores químicos., es necesario efectuar algunas
consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y
en presas de trabajo:
1. En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con
los espaciadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a
limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la
zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las
paredes de las tuberías.
En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería
diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el
lavado del pozo.
2. Establecer circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible
en forma directa.
3. Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de
trabajo y al circularse al interior del pozo, previo al desplazamiento del
mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el
desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de

de Pozos
49
esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor
eficiencia.
Se deben seguir las siguientes consideraciones:
a) Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de
eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contaminantes
grandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para ser
reutilizado éste al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes.
b) Reducir a valores mínimos permisibles la VISCOSIDAD PLÁSTICA y el
PUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios
anulares y tener un eficiente barrido del mismo.
c) Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas.
4. La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten, girarse
antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias
de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas
viscosidades.
5. Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen
centrado permitirá incrementar la remoción del fluido de control.
6. Efectuar viaje corto con los espaciadores o con la tubería de revestimiento
corta (boca liner) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a
la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. Así mismo al
tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las
herramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentos
y remoción de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredes
de las tuberías de revestimiento.
Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamiento
incluso a bajos gastos de bombeo.
7. Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y
lavadores químicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del
pozo, ya sea agua dulce o salmuera libre de sólidos, circulados a gastos
máximos de bombeo.
La condición del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejorar
la eficiencia de un desplazamiento.

de Pozos
50
8. Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es
necesario considerar el volumen por remover en el lavado de pozo, ya que
en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el
diseño puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los
costos de estos reactivos.
9. En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva,
es conveniente efectuar un análisis del costo beneficio de evitar desperdicios
de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica.
Espaciadores y lavadores químicos.
Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya sea
base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, para evitar
mezclas de fluidos compatibles, problemas de contaminación, así como para
limpiar el pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema.
Los baches espaciadores que deban ser programados deberán ser
compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más
viscoso que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo
menos 100 mts. de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan
mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento
muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia.
Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser el Diesel
por ser ambos compatibles.
Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un
bache de agua dulce o alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos
de las compañías de servicios, los cuales pueden ser utilizados como
espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos
utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas,
surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos e
inorgánicos.
Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y
dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos
gastos, lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares; normalmente su densidad es
cercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos como
arenas para barridos de limpieza.

3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.5 Preparación de una salmuera
de Pozos
51
3.5 PREPARACIÓN DE UNA SALMUERA
Una vez cementada la tubería de explotación (5”), se procede a realizar la
terminación del pozo. En esta etapa se requiere la utilización de fluidos limpios
libres de sólidos a fin de evitar el daño a la formación durante las operaciones de
disparo y pruebas de admisión. Además de que al no tener sólidos en suspensión
facilitan la introducción del empacador, el aparejo de producción, herramientas
calibradoras, de disparos, de registros de producción, etc. Dependiendo de la
densidad se puede emplear:
• Agua tratada (1.0 gr/cc).
• Salmuera sódica (1.01 – 1.19 gr/cc).
• Salmuera cálcica (1.20 – 1.39 gr/cc).
La ventaja de este tipo de fluidos es que proveen un amplio rango de
densidades para controlar las presiones de formación sin usar sustancias dañinas
como la barita.
Turbidez: Pequeñas partículas suspendidas en el fluido producen
dispersión de luz. La turbidez es una medida de luz dispersada por las partículas
suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un nefelómetro, expresando el
resultado en “NTU”. Este es proporcional a la concentracion de sólidos
suspendidos. Un fluido limpio no contiene partículas de diámetro mayor de 2
micras, con un valor de turbidez no mayor de 30 NTU.
Corrosión: El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la
tubería en fluidos base agua son los gases solubles (O2, CO2, H2, S), así como las
soluciones salinas y ácidas.
A fin de prevenir la corrosión, los fluidos de terminación son tratados con
inhibidores de corrosión, los cuales no las suspenden completamente pero si la
disminuyen considerablemente.
Las siguientes tablas nos proporcionan información para preparar
salmueras sódicas y cálcicas.

de Pozos
52
Tabla 3.3
Por ciento NaCl
por peso
Densidad de
solución
Solución Agua
Gramos de
sal por litro
de agua
p.p.m
de (NaCl)
1.0000
1.0053
1.0125
1.0268
1.0413
1.0559
1.0707
1.0857
1.1009
1.1162
1.1319
1.1478
1.1640
1.1804
1.11972
0
1
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
0:0
1:0
2:0
4:2
6:4
8:7
11:1
13:6
16:2
19:1
22:0
25:0
28:2
31:6
35:1
-
10.0
20.3
41.6
63.8
87.2
110.9
136.2
162.4
190.0
219.0
249.3
281.0
315.7
350.5
-
10,050
20,250
41,070
62,480
84,470
107,070
130,280
154,130
178,590
203,740
229,560
256,080
283,300
311,270
NaCl = Cloruro de Sodio

de Pozos
53
Tabla 3.4
Preparación de salmueras de diferentes densidades, usando cloruro de sodio,
cloruro de calcio, y la combinación de ambos. Cantidad de materiales requeridos
para preparar 1m3
de salmuera a 15.5º C.
Preparada únicamente con
(CaCl2)
Dens.
gr/cc
Cloruro de
Calcio
(CaCl2)
Kgs.
Cloruro de
Sodio
(NaCl)
Kgs.
Agua dulce
litros
CaCl2
Kgs.
Agua dulce
litros
1.00 8 996 8 996
1.02 26 991 23 993
1.03 46 984 37 991
1.04 63 979 54 989
1.06 80 974 68 986
1.07 100 967 83 984
1.08 117 960 100 977
1.09 134 953 117 972
1.10 154 946 131 970
1.12 174 939 148 965
1.13 194 932 165 960
1.14 214 924 182 955
1.15 231 917 200 948
1.16 251 910 216 943
1.18 271 900 231 941
1.19 291 894 247 936
1.20 311 886 270 929
1.21 83 250 874 285 924
1.22 148 200 872 302 914
1.23 205 154 875 319 915
1.25 254 117 875 336 910
1.26 296 91 870 353 903
1.27 220 71 867 370 896
1.28 350 57 865 388 894
1.30 385 46 862 405 941
1.31 407 37 858 422 884
1.32 430 28 858 439 877
1.33 453 17 860 456 872
1.34 476 862
1.35 496 855
1.37 513 853
1.38 530 846
1.39 547 741
1.40 567 831
1.41 587 825
1.43 607 815
1.44 630 808

3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.6 Aplicaciones
de Pozos
54
3.6 APLICACIONES
• Analizar un programa de fluido de Perforación y Terminación de pozos,
aplicado en su área de trabajo, con base a los conocimientos expuestos y a
su experiencia. Anotar sus comentarios y recomendaciones.
• Si se desea preparar 80 m3
de salmuera sòdica (NaCl) de 1.10 gr/ cm3
¿Cual es la cantidad de sal por agregar y aproximadamente que salinidad
se obtiene?
Información de la tabla 3.4: 154 Kg. (sal)/m3
(salmuera).
946 lts. (agua)/m3
(salmuera).
Operaciones
154 Kg. /m3
x 80 m3
= 12,320 kg. de sal
946 lts./ m3
x 80 m3
= 75,680 lts. de agua
Información de la tabla 3.3: aproximadamente 154,130 p.p.m de NaCl.
Preparación:
1. Verificar que el personal tenga y use el equipo de protección personal.
2. Tener en las presas metálicas el volumen de agua necesario.
3. Agregar la sal en grano por el embudo y manteniendo una buena agitación
hasta alcanzar la densidad requerida.
4. Agregar inhibidor de corrosión (4 a 15 lts/m3
) en caso que no se tenga dicho
producto puede recomendarse agregar 1 Kg. de sosa cáustica/m3
o 1 Kg. de
cal/m3
de salmuera.
Nota: en caso de preparar salmuera sódica de 1.19 gr/cm3
no debe de agregarse
más cloruro de sodio que el calculado, ya que el exceso se precipitara en el fondo
de las presas, por tener su máxima saturación.

4. Hidráulica 4.1 P a r á m e t r o s para la
optimización hidráulica.
57
4.1 PARÁMETROS PARA LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA
En el manual para perforador se proporcionaron los conceptos básicos de la
optimización hidráulica y algunos parámetros, tales como: determinación del gasto
normal para perforar, velocidad anular óptima, velocidad del lodo en las toberas y
el índice de limpieza en el fondo del agujero. En ésta parte complementaremos el
estudio con los dos métodos principales de la optimización hidráulica: Impacto
hidráulico y caballos de fuerza hidráulicos (H.P. hidráulicos).
Los dos métodos de optimización mencionados, están relacionados
directamente con el diámetro de las toberas en la barrena, dichos métodos
proporcionan una eficiente limpieza en el fondo del agujero, logrando con esto un
mejor avance de perforación. Lo básico en estos cálculos son las caídas de
presión por fricción en: el equipo superficial, interior de las tuberías y espacio
anular. Para lograr una mayor comprensión en los modelos matemáticos que se
utilizan para las caídas de presión, es necesario tener los conocimientos básicos
de: conceptos de reología, clasificación de los fluidos, patrones de flujo y fricción
en las tuberías, que a continuación se exponen.
Conceptos de reología
• Fluidos:
Se define como cuerpo de fluido aquel que cambia fácilmente su forma bajo
la acción de fuerzas muy pequeñas. En otras palabras, se puede definir un
fluido como una sustancia que se deforma continuamente, cuando se le
aplica una fuerza tangencial, por muy pequeña que esta sea.
• Viscosidad:
Se define como aquella propiedad por la cual un fluido ofrece una resistencia
al cambio de forma bajo la acción de fuerzas exteriores.
Analizando la figura 4.1 tenemos que la placa del fondo está fija y la placa
superior se mueve lentamente hacia la derecha bajo la acción de la fuerza
aplicada “F”. Se considera que el líquido es enteramente homogéneo y se adhiere
a ambas placas.
Al final del intervalo de tiempo “t”, la placa superior ha avanzado una
distancia cc1 y el líquido se ha deformado como lo indica a1bc1d. La deformación
total ha sido cc1 en una distancia total “x” en un tiempo “t”, siendo “v” la velocidad
con que la capa superior del líquido se movió sobre la capa interior.

58
V
1 1
F
X
Figura 4.1 Líquido altamente viscoso confinado entre dos placas paralelas
En consecuencia podemos representar en forma matemática, al esfuerzo
cortante de la siguiente manera.
T = m x c
Donde:
T = Esfuerzo cortante, en dinas/cm2
= Fuerza/Área
c = Velocidad de corte, en seg -1
ó 1/seg = V/x
m = Constante de proporcionalidad, en pois = Viscosidad
La unidad de viscosidad es el poise, nombrado así en honor de Poiseuille,
y es igual:
1 poise = 2
1
cm
seg
x
dina
poise
centipoise
100
1
1 =
• Esfuerzo de corte y velocidad de corte.- Cuando un fluido está fluyendo,
existe una fuerza en el fluido que se opone al flujo, a esta fuerza se le
conoce como “esfuerzo de corte” y puede considerarse como una fuerza
friccional que proviene del deslizamiento de una capa del fluido sobre la
otra. La velocidad a la cual se mueve a través de sus capas vecinas se
conoce como “velocidad de corte”.
• Reología.- Es la ciencia de la deformación y el flujo de la materia. Sus
parámetros más usados son la viscosidad plástica y el punto de cedencia.
• Punto de Cedencia.- Es parte de la resistencia al flujo al igual que la
viscosidad y es una medida de las fuerzas electroquímicas de las cargas
eléctricas localizadas en la superficie de los sólidos en el fluido y puede
ser controlado mediante un tratamiento químico y mecánico apropiado.

59
Clasificación de los fluidos
Los fluidos pueden clasificarse en Newtonianos y No-Newtonianos. Los gases y
los líquidos ligeros se aproximan a los fluidos Newtonianos, mientras que los
líquidos pesados son No-Newtonianos.
Analizando la gráfica 4.1 se puede decir, que son fluidos Newtonianos,
aquellos líquidos cuya “viscosidad es constante” a cualquier temperatura y presión
dadas, como el agua, glicerina, aceites para motor, kerosina y líquidos similares.
Vemos que el comportamiento de la gráfica es una recta en donde el esfuerzo de
corte es directamente proporcional a la velocidad de corte (m=viscosidad), en
condiciones de flujo laminar.
Considerando la misma figura, tenemos, que los fluidos No-Newtonianos,
son aquellos cuya viscosidad no es constante a la temperatura y presión de que
se trata, si no que depende del flujo mismo como factor adicional. Entre estos
fluidos, tenemos los líquidos plásticos de Bingham. La mayor parte de los fluidos
de perforación son suspensiones coloidales y/o emulsiones que se comportan
como fluidos plásticos o No-Newtonianos, y se asemejan al modelo propuesto por
Bingham.
Velocidad
de
corte
F.Newtoniano F. Bingham (plástico)
A
B
C
E
Esfuerzo de corte
Esquemas que muestran los estados de flujo en fluidos plásticos:
D
AB BC CD
A
Sin movimiento Flujo
tapón
Flujo lami-
nar incom-
pleto
Flujo
laminar
completo
Flujo
turbulento
A = Punto de cadencia verdadero.
C = Punto de cadencia total.
E = Punto de cadencia normal o límite elástico de Bingham
D
Gráfica 4.1 Comportamiento de los tipos de fluidos

60
Patrones de flujo
En general se estudian dos tipos de comportamiento de fluidos: Newtonianos y no-
newtonianos. Sabemos que el newtoniano es típico del agua, donde las
propiedades del líquido no cambian. El término No-newtoniano, simplemente
describe todos los líquidos que no se comportan como el agua.
No todos los fluidos se comportan como fluidos Bingham, pero el
viscosímetro giratorio se calibra para dar información del comportamiento
Bingham, en el caso de nuestro fluido de perforación. Los patrones de flujo en un
sistema de circulación puede ser tapón, laminar o turbulento. El flujo de tapón se
encuentra en los trabajos de cementación, pero muy raras veces en las
operaciones de perforación. Es por eso que el presente estudio se limitará a los
flujos laminares y turbulentos.
Los patrones de flujo, como anteriormente se dijo, se clasifican en:
laminares o turbulentos. El flujo plástico se incluye como un tipo especial del flujo
laminar, las partículas individuales en el fluido se mueven hacia adelante en línea
recta y la velocidad en la pared es cero con cualquiera de los dos patrones. La
velocidad máxima se logra en un punto equidistante de las paredes. La región de
baja velocidad es una función directa de cuanto se desvía un fluido dado del fluido
verdadero, o la magnitud de la viscosidad. Por lo tanto la velocidad en cualquier
punto alejado de la pared es proporcional a la relación promedio de volumen de
flujo e inversamente proporcional a la viscosidad.
En el flujo turbulento, las partículas de fluido ya no se transmiten en línea
recta dentro de la tubería. No hay un patrón de flujo preciso. Sin embargo, en
general todas las partes de las corrientes de flujo están desplazándose a la misma
velocidad, aproximadamente. En este caso la viscosidad afecta únicamente el
punto donde se inicia la turbulencia y tiene poco efecto en las pérdidas de presión
cuando el fluido está en turbulencia.
No hay una definición exacta de turbulencia. Se puede describir como una
evolución de capas precipitadas, flujo desordenado, o patrón de flujo irregular. La
figura 4.2 muestra un perfil de la velocidad del fluido turbulento y las fluctuaciones
del mismo que causan la pérdida de presión en la turbulencia. Debido a que los
patrones para el flujo turbulento no son constantes, es imposible construir un perfil
exacto de la velocidad del fluido o de las fluctuaciones de éste.

61
Vmax.
Vmed.
V = 0
Flujo laminar Flujo turbulento
V
Figura 4.2 Perfil de la velocidad del fluido y patrones de flujo
Fricción en las tuberías
En una tubería recta lisa, en la que el flujo laminar de un líquido se lleva a cabo, la
resistencia al escurrimiento o flujo se origina por el esfuerzo tangencial o cortante
de la viscosidad entre las partículas que se mueven en recorridos paralelos con
diferentes velocidades. En la pared de la tubería, las partículas se adhieren a ella
y no tienen movimiento. Las partículas en movimiento en la tubería están sujetas a
un esfuerzo cortante viscoso, que disminuye conforme se aproxima al centro de la
tubería. La variación de la velocidad a través de la tubería está totalmente
determinada por el esfuerzo cortante viscoso entre las capas imaginarias en
movimiento del líquido. Con frecuencia esta resistencia al flujo se describe como
originada por la fricción en las paredes, o fricción en la tubería, pero el término se
presta a confusiones, porque la resistencia es totalmente de una naturaleza
viscosa.
Si el flujo es turbulento, la variación de la velocidad a través del tubo, no
queda determinada entonces únicamente por la viscosidad, sino que depende de
la cantidad y resistencia de la turbulencia. Sin embargo, la cantidad presente de
esfuerzo cortante viscoso es aumentada por los innumerables remolinos o vórtices
que acompañan a dicha turbulencia, y las tuberías con paredes ásperas o
incrustadas tienden a incrementar esta turbulencia. Además, como en el
escurrimiento laminar, la resistencia al escurrimiento es totalmente un fenómeno
de la viscosidad, aunque comúnmente se refiera como debida a la fricción de la
tubería.

62
Parámetros hidráulicos
Impacto hidráulico.- La fuerza del impacto hidráulico se define como la relación del
cambio del momento del fluido con el tiempo. El momento del fluido a través de la
barrena es un producto de la densidad, gasto y velocidad del fluido en las toberas.
Representado en forma matemática:
I.H.
1930
60
t
t V
Q
DL
xg
V
QX
DL ×
×
=
×
Donde:
IH. = Fuerza de impacto hidráulico, en lbs.
D.L.= Densidad del fluido de perforación, en lbs/gal.
Q = Gasto de bomba, en gal/min.
Vt = Velocidad del fluido en las toberas, en pies/seg.
g = Constante de la aceleración de la gravedad = 32.17 pies/seg2
.
60 = Constante de conversión de min. a seg.
La fuerza de impacto en la ecuación depende del peso del lodo, entre más
alto, mayor el impacto. Sin embargo, el peso del fluido no se cambia con ese
propósito. Por esa razón se considera una constante para cualquier sistema. Para
obtener éste parámetro, se requieren las siguientes condiciones
Ps = 0.51 x Pm Pb = 0.49 x Pm
Donde:
Ps = Caída de presión por fricción en el sistema.
Pm = Presión manométrica o de bombeo.
Pb = Caída de presión en la barrena.
Lo anterior establece que para una presión limitada en la superficie, la
pérdida de presión en el sistema de circulación deberá ser el 51% de la presión en
la superficie y el 49% restante de la presión disponible se aplica a la barrena para
el impacto óptimo.
Algunos piensan, que en la teoría del impacto hidráulico, la remoción de
recortes depende de la fuerza con la que el fluido pega en el fondo del agujero y
tal vez sea por el resultado de la fórmula en lbs. Pero si consideramos que en la
fórmula del impacto, su origen es la ecuación Fuerza = masa x aceleración
(F = m x a), se puede tener el concepto de impacto hidráulico, como la fuerza en
lbs. que pasan en la sección de las toberas en la unidad de tiempo.

63
Caballos de fuerza hidráulicos.- Los H.P. hidráulicos pueden definirse como la
velocidad a la que el fluido hace trabajo en el sistema de circulación. En realidad
los caballos de fuerza son una velocidad definida de hacer trabajo. En forma
matemática, se representa como:
H.P.H. =
1714
Q
P ×
En el desarrollo matemático, se obtienen las siguientes condiciones para
éste parámetro:
Ps = 0.35 x Pm. Pb = 0.65 x Pm.
Esto significa que el 35% de la presión limitada o presión de bombeo
máximo deseado, es de pérdida de presión en el sistema de circulación y el 65%
restante para aplicarlo en la barrena.
En la gráfica 4.2 se muestra la confirmación de los métodos I.H. y H.P.H.
en sus porcentajes de optimización.

64
0 200
GASTO DE BOMBA G.P.M.
400 600 800
49%
65%
800
600
400
200
POTENCIA
HIDRÁULICA
MAXIMA POTENCIA EN LA
BARRENA.
MÁXIMO IMPACTO
HIDRÁULICO.
49%
HHP
DE
LA
BOM
BA
P
O
T
E
N
C
I
A
P
R
O
P
O
R
C
I
O
N
A
D
A
P
O
R
L
A
B
O
M
B
A
A
P
R
E
S
I
Ó
N
T/P 4 ”
AGUJERO 9 7/8”
20 LASTRABARRENAS.
DE 8” 0.D X 3” I.D.
LODO 10 LBS/GAL.
PROF. 10,000 PIES.
1/2
C
O
N
S
T
A
N
T
E
POTENCIA DISPONIBLE PARA LA BARRENA CON UNA
PRESIÓN SUPERFICIAL DE 2500 LBS/PULG2 Y VARIAN-
DO LAS VELOCIDADES DE CIRCULACIÓN
65%
HH
P
D
E
LA
BO
M
BA
3
5
%
51%
Gráfica 4.2 Potencia hidráulica en la barrena

4. Hidráulica 4.2 Diseño de un programa
hidráulico para perforar
65
4.2 DISEÑO DE UN PROGRAMA HIDRÁULICO PARA PERFORAR
Realizar un diseño del programa hidráulico en las diferentes etapas del programa
de perforación, es tratar de cumplir con la mayor parte de los parámetros de la
optimización hidráulica y obtener una mayor velocidad de penetración. Los cuales
mencionados en orden jerárquico son:
• Impacto hidráulico
• Caballos de fuerza hidráulico (H.P. hidráulico)
• Índice de limpieza en el fondo del agujero (H.P./pg2
)
• Velocidad del lodo en las toberas.
• Velocidad anular óptima.
Un programa hidráulico nos proporciona información para evitar altas
caídas de presión en el sistema de circulación y evitar problemas en el equipo
superficial, así como también mayor esfuerzo en la bomba de lodo y por
consecuencia mayor mantenimiento, etc. El diseño de un programa hidráulico, en
condiciones normales de perforación, se puede realizar cada 500 o 1000 m de
profundidad. (En el caso de una barrena PDC, se considera la profundidad a
perforar), de acuerdo al cambio de densidades y de la reología del lodo, así como
en el cambio de diámetros interiores de la sarta de perforación.
Los pasos a seguir en forma general, para el diseño del programa hidráulico, son:
1. Llenar el formato con los datos requeridos.
2. Seleccionar el gasto de bomba y emb/min. para perforar, con base a la
determinación del gasto normal para perforar. Verificar la emb/min máxima
de la bomba en donde se decide si se tiene que trabajar en paralelo.
3. Calcular la caída de presión por fricción en el sistema de circulación: Equipo
superficial, tubería de perforación, tubería extrapesada (H.W.),
lastrabarrenas y espacio anular.
4. Sumar las caídas de presión en el sistema de circulación, y por medio de
una regla de tres simple calcular la presión para la barrena en los criterios
del impacto hidráulico y H.P. hidráulico, y con base a la presión máxima de
la bomba seleccione el criterio más aceptable. Recuerde que la presión de
bombeo será igual a la suma de estas dos presiones.
Si la presión de bombeo es demasiada alta o próxima a la presión máxima
de la bomba, seleccione una presión de bombeo de acuerdo a las
condiciones de su equipo y restarle la caída de presión total, siendo éste
valor la presión disponible para la barrena.

4. Hidráulica 4.2 Diseño de un programa
hidráulico para perforar
66
5. Teniendo la caída de presión para la barrena seleccionada, se calculan los
diámetros de las toberas y el resto de los parámetros hidráulicos expuestos
en el manual del perforador.
Debido a que existen varios autores de los modelos matemáticos, basando sus
estudios en el tipo de fluido, patrón de flujos, propiedades reológicas, etc. Para el
propósito de nuestro manual expondremos un ejemplo de cálculo tomando el
modelo de la compañía Smith Tool para fluidos No-Newtonianos y flujos
turbulentos. Considerando que dicho modelo era aplicado en la regla de cálculo
hidráulico, que en años anteriores en el inicio de la hidráulica se usaron en el
campo y por que generalmente en el interior de la sarta se tiene flujo turbulento,
siendo el espacio anular, entre T.P. y agujero en donde podría haber flujo
turbulento o laminar*.
Modelo matemático para el cálculo de la caída de presión por fricción en el interior
de la tubería y espacio anular.
P = 





×







 ×
×
82
.
4
82
.
1
82
.
0
18
.
0
3
.
700 Di
L
Q
D
Vp l
Pa =
( ) ( ) 82
.
1
3
82
.
1
82
.
0
18
.
0
3
.
700 Dt
Da
Dt
Da
L
Q
Dl
Vp
+
−
×
×
×
×
Donde:
P = Caída o pérdida de presión por fricción en tubería, en lb/pg2
Pa =Caída o pérdida de presión por fricción en el espacio anular, en lb/pg2
Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cps)
Yp = Punto de cedencia (Yiel point), en lb/100 p2
Dl =Densidad del fluido de perforación, en gr/cm3
Q =Gasto de bomba, en gal/min
Di =Diámetro interior de la tubería, en pg.
L = Longitud de tubería (o espacio anular), en m
Da = Diámetro del agujero, en pg.
Dt = Diámetro exterior de la tubería, en pg.
Nota: Dichas fórmulas tienen algunos cambios en las unidades con respecto a la
original, para hacerlas más prácticas y en el caso de la primera se ha estructurado
en dos factores para evitar operaciones repetitivas.
* El número de Reynolds, especifica el tipo de flujo.

4. Hidráulica 4.3 Problemas mas comunes en
la optimización hidráulica.
67
4.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES EN LA OPTIMIZACIÓN HIDRÁULICA.
Los problemas que se puedan presentar para la optimización hidráulica,
concentrándose más en los criterios hidráulicos del impacto hidráulico y el H.P.
hidráulico, se relacionan con las siguientes limitaciones:
• Capacidad de las bombas de lodos.
• Densidad y propiedades reológicas altas, del fluido de perforación.
• Presión de trabajo de alguna parte del equipo superficial (Por ejemplo: tubo
lavador).
• Profundidad del pozo, mayores longitudes de tubería de perforación.
• Disminución del diámetro de la tubería.
Ante estas consideraciones, se conocen actualmente cinco parámetros hidráulicos
(tema 4.2) para que de acuerdo a sus conocimientos y experiencia los aplique y
cuando menos estar en uno de ellos, además de que posee el conocimiento del
lineamiento de gasto normal para perforar, que es el inicio para obtener una
eficiente hidráulica.

4. Hidráulica 4.4 Aplicaciones
68
4.4 APLICACIONES
• Una placa de 20 cm2
de área está separada a 1 cm. de otra placa fija.
Calcular la viscosidad del fluido en centipoise, si se requiere una fuerza de
100 dynas para mover la placa superior a una velocidad constante de 10
cm/seg.
Operaciones:
T = 2
2
/
5
20
100
cm
dinas
cm
dynas
Area
Fuerza
=
= (Esfuerzo cortante)
c = 1
/
10
1
/
10 −
=
= seg
cm
seg
cm
X
V
(Velocidad de corte)
m = poise
cm
seg
dinas
seg
cm
dinas
c
T
5
.
0
5
.
0
/
10
/
5
2
2
=
×
=
= (Viscosidad)
Viscosidad = 0.5 x 100 centipoise = 50 cps.
• Con la siguiente información del pozo, realizar un programa hidráulico de
2100.0 m a 3000.0 m
- T.R.: 13 3/8” -2100.0 m
- Bna.:12”, tricónica, 3 toberas, velocidad de penetración promedio –
5min/m (12 m/hr)
- T.P: 5“- 29.055 kg/m (19.5 lb/pie), D.I. = 4.276”
- H.W.: 5” – 74.50 Kg/m – D.I.=3”,110.0m.
- Lastrabarrena: 8”, 219 kg/m, D.I. = 3”, 90.0 m
- Lodo de 1.45 gr/cm3
, viscosidad plástica – 24 cp, punto de cedencia –
10 lb/100 pie2
base-agua.
- Bomba triples IDECO, Modelo – T – 1300
Camisa 6 ½”, carrera 12”, 95% ef. volumétrica.
Máxima presión – 3232 lb/pg2
Máxima emb/min – 120
- Longitud aproximada del equipo superficial – 45 m, diámetro interior
promedio – 3.5”

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