Analisis tratamiento perdidas_circulacion_de_fluidos_en perforacion

Programa Regional de Entrenamiento
Geotérmico (PREG)
Diplomado de especializacion en geotermia – 2013
Universidad de El Salvador
Facultad de Ingenieria y Arquitectura
Unidad de Postgrados
ANALISIS DE TRATAMIENTO DE PERDIDAS DE CIRCULACION DE FLUIDOS
DE PERFORACION DURANTE LA PERFORACION DE LOS POZOS TR-18B,
TR-4R Y SV-5A
Presentado Por:
Ing. Miguel Ángel García Williams
Ing. Darío Benjamín Vásquez Mejía
Asesor:
Ing. Saúl Rolando Molina Padilla
San Salvador, 4 de diciembre de 2013

INDICE
RESUMEN 1
INTRODUCCIÓN 2
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 3
JUSTIFICACIÓN DEL ESTUDIO 3
OBJETIVOS 4
MARCO TEÓRICO 5
Centrales Geotérmicas en El Salvador 5
Ubicación de pozos de análisis 7
Perforación de pozos profundos 8
Fluidos de perforación 8
Propiedades fundamentales de los lodos de perforación 11
Pérdidas de circulación de fluidos de perforación 17
Soluciones para pérdidas de circulación 22
Equipos a utilizar en laboratorio y campo 24
Materiales a utilizar en laboratorio y campo 26
METODOLOGÍA 31
ANÁLISIS DE DATOS 34
PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS 39
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 52
AGRADECIMIENTOS 54
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 55
ANEXOS 56

1
RESUMEN
El presente estudio se ha elaborado siguiendo los lineamientos establecidos para el
diseño de fluidos de perforación partiendo de una composición de reología base en la que
se han modelado todas las características físicas y químicas esperadas en un lodo de
perforación, lo cual ayudará a tomar como referencia comparativa los materiales
propuestos para el control de pérdidas de circulación. Materiales que fueron
seleccionados en base a su accesibilidad en el mercado y su costo en relación a su
beneficio.
Otro factor importante que se ha tomado como indicador máximo son las capacidades de
bombeo y de fluidez a través del sistema de circulación de fluidos de perforación; por lo
que se ha considerado un sistema estándar de circulación mantenido por bombas triplex
de hasta 1300 HP, las cuales son utilizadas en los trabajos de perforación de pozos
profundos geotérmicos.
Uno de los objetivos principales es evaluar el manejo de pérdidas medianas y altas
durante las actividades de perforación, al mismo tiempo de estimar el costo ocasionado
por el efecto correctivo a las pérdidas durante la construcción de un pozo profundo, para
lo cual, actualmente se tiene el proceso de colocación de tapones de cemento que sirve
como último recurso para contrarrestar dichas pérdidas. Este proceso consiste en la
recuperación en superficie de la sarta de perforación con la barrena, esto resulta muy
costoso tanto en tiempo como en dinero, por tal razón se busca a través de las pruebas y
modelados en laboratorio trabajar directamente con fluidos de perforación que en su
primera etapa sean manejables según sus propiedades físicas y químicas por el sistema
de inyección, pero que en condiciones de temperatura, presión y confinamiento puedan
alterar esas condiciones estables y tratar de aumentar significativamente su viscosidad
dentro del pozo teniendo como principal función sellar las posibles alteraciones geológicas
e hidrogeológicas donde se presentan las pérdidas, con el fin de no retirar en su totalidad
el equipo de perforación utilizando el circuito normal de los mismos, ahorrándose así todo
el tiempo y costo adicional que representa cementar una pérdida, lo cual no garantiza su
objetivo final.
Los materiales propuestos a utilizar como aditivos en el lodo bentonítico de perforación
son los encontrados en el mercado local, y accesibles a los desarrolladores, los cuales
fueron probados en condiciones similares. Los materiales son los siguientes: PHPA
(poliacrilamida hidrolizada), Form-a-Set, Form-a Squeeze (ambos de origen sintético),
cascarilla de café (aditivo biodegradable) y aceite vegetal en la fase líquida del lodo
bentonítico con o sin contaminación de cemento a diferentes proporciones, emulsificado
con agua. En conclusión se dará a conocer un esquema comparativo en relación a su
costo, según las observaciones en laboratorio; sin embargo quedará pendiente la
aplicación en concentraciones mayores aplicables a los trabajos durante la perforación de
un pozo profundo.

2
INTRODUCCIÓN
En el Marco del Programa Regional de Entrenamiento Geotérmico Edición 2013,con sede
en la ciudad de San Salvador, El Salvador, el cual es financiado por el Banco
Interamericano de Desarrollo (BID) y Fondos Nórdicos para el Desarrollo por sus siglas en
ingles (NDF), con el auspicio del Consejo Nacional de Energía de El Salvador, y la
participación activa de LaGeo y la Universidad de El Salvador, se han venido
desarrollando a partir del 07 de Agosto del 2013 y con una duración de 5 meses las
actividades planificadas para la realización del Diplomado de Especialización en
Geotermia, con la participación de 25 alumnos todos profesionales tanto del sector público
como privado, de los cuales 10 de ellos son representantes de 7 países de la región
Latinoamericana y 15 alumnos de El Salvador.
Dicho diplomado vendrá a fortalecer la capacidad técnica de los profesionales que en él
participan y de las empresas que representan, en la aplicación de la Geotermia, lo cual
servirá de gran manera al desarrollo de la exploración, explotación y manejo eficiente del
recurso Geotérmico en cada país.
En Latinoamérica los países buscan insertar en sus matrices energéticas la generación de
energías renovables y han mostrado su interés en la generación de energía utilizando la
Geotermia la cual presenta buenas opciones de potencia firme y de generación base,
adicionalmente de cumplir con los conceptos de energía limpia, sostenible y sustentable.
Existiendo un gran potencial en Latinoamérica, el cual en su mayoría no ha sido
explorado.
El Salvador tiene un potencial instalado de 204 MW de energía Geotérmica concentrado
en dos centrales de generación (Ahuachapán y Berlín), el cual representa un 25% de la
generación en su matriz energética, adicionalmente se están perforando pozos
productores para el desarrollo acelerado del sistema geotérmico en Chinameca, y en San
Vicente. La institución que vela por la administración y el aprovechamiento del recurso
Geotérmico en El Salvador es la empresa LaGeo, misma que cuenta con una gran
experiencia en el sector y es la encargada también de planificar el crecimiento de los
campos geotérmicos por lo que la perforación es uno de las actividades más delicadas y
con más cantidad de recursos económicos asignados.
Se tienen grandes necesidades en la revisión constante de los rendimientos de todas las
áreas que contemplan el desarrollo de un campo geotérmico; como uno de los aportes de
este Diplomado, se desarrollará el análisis de los tratamientos de fluidos aplicados en la
perforación de pozos profundos, los cuales son utilizados en la Geotermia y que son
necesarios e indispensables en base a las tecnologías actuales de perforación de pozos.
La realización del estudio contempla los rendimientos, sus pérdidas, correcciones y la
propuesta de materiales que mejoren la eficiencia en la aplicación de los procesos
desarrollados actualmente para dicha tarea.

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PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Se analizará de manera técnica el tratamiento de los fluidos de perforación, y
especialmente el control actual de las pérdidas de circulación de los mismos en las etapas
de perforación de pozos geotérmicos, ya que dichas pérdidas afectan el buen desarrollo
de la perforación, ocasionando grandes costos.
Clasificando y cuantificando los tipos de pérdidas de circulación se determinará el
rendimiento y la eficiencia de los materiales actualmente utilizados, y en base a lo anterior
se propondrá algún tratamiento alternativo, realizando ensayos de laboratorio con
diferentes productos químicos disponibles en el mercado para el control de pérdidas de
circulación.
Se tomarán como referencia del control actual de pérdidas de circulación considerables
las que se presentaron en las etapas de perforación de los pozos TR-18B, TR-4R y SV-
5A, en los que la técnica actual no dio los resultados esperados para el manejo de las
pérdidas de circulación.
JUSTIFICACIÓN
La presente investigación se realiza debido a que las pérdidas de circulación del fluido de
perforación implican no solamente las pérdidas de los materiales que componen el fluido,
sino que también implican pérdidas económicas para la ejecución del proyecto de
perforación de un pozo geotérmico.
Entre estas pérdidas económicas asociadas se destacan principalmente el tiempo perdido
de máquinas, el tiempo de paro total de la perforación, el tiempo perdido de contratistas y
subcontratistas, entre otros.
Además de las pérdidas económicas, existen grandes riesgos que se pudieran producir
debido a la falta de circulación del fluido de perforación, como por ejemplo el atrapamiento
de la sarta de perforación, derrumbes de las paredes del pozo, etc.

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OBJETIVOS
Objetivo General
Analizar la metodología actual de control de pérdidas de circulación del fluido de
perforación y proponer mejoras para controlar dichas pérdidas.
Objetivos Específicos
1. Analizar la recopilación de datos de los pozos TR-4R, y TR-18B en el Campo
Geotérmico de Berlín, y el SV-5A en el Campo Geotérmico de San Vicente, los
cuales presentaron problemas en la circulación de los fluidos de perforación en
ciertas etapas de su construcción.
2. Determinar patrones de similitud y/o coincidencia entre los 3 pozos, relacionando
variables comunes para identificar puntos técnicos y no técnicos que afecten los
resultados de la perforación.
3. Analizar productos existentes en el mercado que pueden ser usados para el
control de pérdidas de circulación.
4. Proponer composiciones fisicoquímicas de fluidos de perforación que mejoren el
control de pérdidas de circulación, utilizando productos en el mercado que sean
alternativos a los que se están utilizando actualmente.
5. Determinar los costos aproximados del tiempo perdido de perforación debido a las
pérdidas de circulación.

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MARCO TEÓRICO
LaGeo es una empresa de economía mixta dedicada a la generación de energía eléctrica
con base en recursos geotérmicos, que surge en 1999 como parte del proceso de
descentralización de las actividades productivas de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica
del Río Lempa (CEL).
Su Visión y Misión tienen como propósito el contribuir al desarrollo sostenible del país, y
de la región centroamericana, mediante la investigación, industrialización, administración
racional y sostenible de recursos energéticos renovables; actividades que realizan
basándose en una plataforma de valores, en donde la responsabilidad social y el respeto
al medio ambiente son parte esencial de las operaciones productivas.
Centrales Geotérmicas en El Salvador
A nivel mundial la generación de energía eléctrica a partir de la explotación geotérmica, se
califica como una energía limpia y renovable al compararla con otras fuentes de energía a
base de combustibles fósiles responsables de liberar gases que provocan el efecto
invernadero.
Las bajas concentraciones de gases emitidos a la atmósfera durante la generación de
energía eléctrica a partir del recurso geotérmico, son menos significativas que las
detectadas en las emanaciones de las zonas naturales fumarólicas de origen volcánico en
El Salvador.
LaGeo tiene concesiones en cuatro áreas o campos geotérmicos, en dos de ellas tiene
instaladas centrales geotérmicas a condensación y las otras dos están en fase de
explotación y factibilidad. Las dos centrales geotérmicas se encuentran ubicadas en los
departamentos de Ahuachapán y Usulután.
Central Geotérmica Ahuachapán
En 1972 inició la construcción de la Central Geotérmica en los Ausoles de Ahuachapán,
en la zona occidental del país. Las operaciones de producción se comenzaron en 1975.
Para 1981 está central es obligada a generar alrededor del 41% del consumo eléctrico
nacional, lo que provocó un impacto negativo en el recurso. En 1983 y 1994 se establece
e implanta un programa de extracción–generación, que permitió mantener las
características físicas, termodinámicas y químicas del reservorio dentro de los límites
recomendables para la producción.

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Figura 1: Central Geotérmica de Ahuachapán. La capacidad instalada en la Central Geotérmica de
Ahuachapán es de 95 MW, y la generación promedio es de 75 MW, la cual representa un 79 % del total
instalado.
Al final de los 80’s se ejecutó un estudio integral de ingeniería de reservorios para
determinar nuevas zonas propicias para la extracción y reinyección de los fluidos
geotérmicos, que permitieran alcanzar niveles de generación cercanos a la capacidad
instalada de la central. Como resultado de los trabajos anteriores entre 1993 y 1994 fue
posible desarrollar el programa integral de estabilización del Campo Geotérmico de
Ahuachapán, que a la fecha se encuentra en su etapa final.
Con el desarrollo del proyecto “Reinyección Total Ahuachapán” se ha construido el
sistema de reinyección en pozos perforados en Chipilapa (extensión del mismo campo
ubicada a 6 km al Oeste del actual). En la actualidad la generación promedio de la central
es de 75 MW, la cual representa un 79 % del total instalado. Se proyecta que los campos
geotérmicos del lugar asegurarán aproximadamente 25 años adicionales de producción.
Central Geotérmica Berlín
Entre 1976 y 1981 se desarrollo el proyecto denominado “Desarrollo del proyecto
geotérmico de la zona centro-oriente” con financiamiento del Banco Mundial. A partir de
los resultados CEL elaboró el proyecto “Boca pozo Berlín I”, el cual permitió la
inauguración en 1992 de una pequeña central de generación conocida como “Central El
Tronador” (unidades 1 y 2 del proyecto boca pozo).
Figura 2: Central Geotérmica de Berlín. La capacidad instalada en la Central Geotérmica de Berlín es de
109.2 MW, consta en la actualidad de tres unidades a condensación de 2 x 28 MW y 1 x 44 MW, además se
tiene una central de tipo binaria de 9.2 MW.

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En 1995 la firma ELECTROCONSULT realizó el “Estudio de factibilidad proyecto primer
desarrollo geotermoeléctrico a condensación en el Campo Geotérmico de Berlín”, del cual
recomendó la instalación de dos unidades a condensación de 25 MW cada una.
Un año después se inició la perforación de dichos pozos y se comenzó el montaje del
sistema de acarreo de los fluidos y la construcción de la planta de generación eléctrica.
Ésta planta geotérmica se comisionó en julio de 1999 y en la matriz de generación
eléctrica se utiliza como generador de carga base. Los estimados proyectan que los
campos geotérmicos existentes en Berlín asegurarán aproximadamente 25 años
adicionales de producción.
Ubicación general de los pozos de análisis
Los puntos de observación corresponden a 3 pozos perforados en el año 2012 y que
presentaron pérdidas de circulación considerables, a los cuales se les realizarán las
modelaciones en laboratorio y campo de las características de fluidos utilizadas en la
ejecución de las obras de perforación. La ubicación de los pozos se detalla en la tabla 1 a
continuación.
TR-4R TR-18B SV-5A
Operador LaGEO S.A. de C.V. LaGEO S.A. de C.V. San Vicente 7 Inc.
Clasificación de
pozo
Re - inyector Productor Productor
Latitud 266,104.141 N 264,704.2985 N 277,746 N
Longitud 552,413.242 W 552,142.3641 W 517,434 W
Campo geotérmico Berlín Berlín San Vicente
Departamento Usulután Usulután San Vicente
Elevación de mesa
rotaria
5.3 m 5.3 m 8.6 m
Elevación terreno 767.3 msnm 1013.0 msnm 986.7 msnm
Fecha de inicio 01-nov-12 03-jun-12 13-oct-12
Fecha de fin 18-ene-13
Tabla 1: Ubicación general de los pozos de análisis.
Concepto General de Geotermia
La geotermia es una rama de la ciencia geofísica que se dedica al estudio de las
condiciones térmicas de la Tierra. Uno de los frutos de la técnica más notables, es la
extracción de la energía geotérmica, la cual es la energía termal acumulada bajo la
superficie de la tierra en zonas de agua de alta presión, sistemas de vapor o de agua
caliente. La energía termal usada consiste en la parte de la corriente permanente de calor
desde el núcleo de la tierra, a través del manto y hasta la superficie, donde la energía se
está desprendiendo a la atmósfera. La otra parte la forman procesos de desintegración
radiactiva que suceden naturalmente en el manto y liberan energía.

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Perforación de Pozos Profundos
La construcción de un pozo geotérmico se efectúa de forma telescópica. En El Salvador
se construyen en tres o cuatro etapas con diferentes diámetros de agujero y tubería de
revestimiento, los diseños típicos se detallan en la tabla 2.
Etapa Diámetro de
agujero
Diámetro de
tubería
Tipo
1 32” – 26” 24 ½ ” – 20” Superficial
2 23” – 17 ½ ” 18 5/8” – 13 3/8” Anclaje
3 17 ½ ” – 12 ¼ ” 13 3/8” – 9 5/8” Producción
4 12 ¼ ” – 8 ½ ” 9 5/8” – 7 5/8” o 7” Liner
Tabla 2: Especificaciones de diámetros según las diferentes etapas de construcción de un pozo.
Fluidos de Perforación
El fluido utilizado durante las labores de perforación de un pozo es llamado también lodo
de perforación; siendo éste, el componente más importante que existe durante este
proceso. El lodo es un fluido preparado con materiales químicos, circulando dentro del
agujero por el interior de la tubería, impulsado por bombas y finalmente, devuelto a la
superficie por el espacio anular (espacio formado entre la pared del agujero y el diámetro
exterior de la tubería de perforación). Las principales funciones que ejerce el lodo durante
la perforación en cualquiera de sus variantes (gas, aire, agua, diesel y suspensión coloidal
a base de agua y arcilla), son las siguientes:
1. Enfriamiento y lubricación de la barrena. Durante la perforación se va produciendo
un calor considerable debido a la fricción de la barrena y herramienta con la formación
que tiene una temperatura natural llamada “Gradiente Geotérmico” (relación que existe
entre la temperatura y la profundidad del pozo; donde dicho gradiente promedio es de 1°C
por cada 30 metros de profundidad). Debido a esto, el lodo debe tener suficiente
capacidad calorífica y conductividad térmica para permitir que el calor sea recogido desde
el fondo del pozo para ser transportado a la superficie y dispersado a la atmósfera; el lodo
también ayuda a la lubricación de la barrena mediante el uso de emulsionantes o aditivos
especiales que afecten la tensión superficial. Esta capacidad lubricante se demuestra en
la disminución de la torsión de la sarta, aumento de la vida útil de la barrena, reducción de
la presión de la bomba, etc.
2. Estabilidad en las paredes del agujero. Esto se refiere a la propiedad que tiene el
lodo para formar un enjarre o película que se forman en las paredes del agujero que sea
liso, delgado, flexible y de baja permeabilidad; lo cual ayuda a minimizar los problemas de
derrumbes y atascamiento de la tubería, además de consolidar a la formación. Así mismo,
este proceso evita las filtraciones del agua contenida en el lodo hacia las formaciones
permeables y reduce la entrada de los fluidos contenidos en la formación al ejercer una
presión hidrostática sobre las paredes del agujero. Normalmente, la densidad del agua

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más la densidad de los sólidos obtenidos durante la perforación es suficiente para
balancear la presión de la formación en las zonas superficiales de baja presión.
3. Barrena que levante y acarree simultáneamente los recortes perforados. La
eficiencia del acarreo de la muestra del fondo del pozo a la superficie depende de la
velocidad del lodo en el espacio anular que está en función del gasto de la bomba de
lodo, el diámetro del agujero, la velocidad de bombeo y el diámetro exterior de la tubería
de perforación.
4. Control de las presiones de la formación. Otra propiedad del lodo es la de controlar
las presiones de la formación, siendo ésta con un rango normal de 0.107 kg/cm2
por
metro. A esto se le denomina “Gradiente de Presión de Formación”; el lodo genera una
presión hidrostática que contrarresta la presión de la formación. La presión hidrostática
está en función de la densidad del lodo y de la profundidad del agujero. La densidad del
fluido de perforación debe ser adecuada para contener cualquier presión de la formación y
evitar el flujo de los fluidos de la formación hacia el pozo.
5. Soporte sustantivo del peso de la sarta de perforación. Con el incremento de las
profundidades perforadas, el peso que soporta el equipo de perforación se hace cada vez
mayor, y con base en el Principio de Arquímedes la tubería recibe un empuje ascendente
al estar sumergida en el fluido de perforación. A este fenómeno también se le conoce
como efecto de flotación donde el empuje depende de la profundidad a la que se
encuentra la tubería y la densidad del fluido sustentante. El peso de la sarta de
perforación y el de la tubería de revestimiento en el lodo, es igual a su peso en el aire
multiplicado por dicho factor de flotación. El aumento de la densidad del lodo conduce a
una reducción del peso total que el equipo de superficie debe soportar.
6. Suspensión de recortes y sólidos al interrumpirse la perforación. Cuando la
circulación se interrumpe por un tiempo determinado, los recortes quedan suspendidos
debido a una característica del lodo llamada “gelatinosidad” la cual evita que los recortes
caigan al fondo y causen problemas al meter la tubería y al reanudar la perforación.
7. Transmisión de la potencia hidráulica a la barrena. El fluido de perforación es el
medio para transmitir la potencia hidráulica requerida a través de las salidas del lodo en la
barrena (toberas), donde gran parte de esta potencia producida por las bombas se utiliza
para mover la columna del lodo existente en el espacio anular y así establecer una
circulación pertinente; ayudando a perforar la formación y limpiar el fondo del agujero.
Las propiedades químicas del flujo del lodo (viscosidad plástica, punto cedente, etc.),
ejercen una considerable influencia sobre las propiedades hidráulicas y deben ser
controladas con los valores apropiados. El contenido de sólidos en el lodo también debe
ser controlado en un nivel óptimo para lograr los mejores rendimientos.

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Tipos de lodo de perforación
Existen muchos tipos de lodos de perforación, tanto de base agua como de base aceite
(diesel): niebla, espuma, aireado, bentonítico, fosfático, cálcico, polimérico, salados, lodos
CLS, CLS emulsionados y lodos de emulsión inversa. Los fluidos se programan de
acuerdo a las características de las rocas a perforar. En el caso de este estudio se
realizaron pruebas en lodos bentoníticos y de base aceite, ya que son los más comunes y
los más usados. En geotermia y para protección del medio ambiente se usan los lodos
bentoníticos base agua, en tanto los base aceite son utilizados en las perforaciones en
campos petroleros, estos últimos se mencionan para una comprensión general.
Para comprender más el presente concepto y análisis, hacemos un recordatorio de las
fases del fluido de perforación.
Lodos Base Agua: Cuando se le agrega al agua a los productos químicos orgánicos se
les denomina lodos base agua con dispersantes orgánicos en este caso Bentonita, y
cuando se les agrega aceite se denominan emulsionados. Los primeros son los más
utilizados y se clasifican de acuerdo al dispersante usado en su control. Los lodos base
agua emulsionados requieren en su preparación aceite, diesel o crudo en cantidad de 5 a
10% del volumen total del lodo. Las ventajas de este tipo de lodo son:
 Aumentar el avance de la perforación.
 Prolongar la vida de la barrena.
 Reducir la torsión y embolamiento de la barrena.
 Prevenir pegaduras por presión diferencial.
 Mejorar el enjarre.
 Incrementar la lubricidad de la barrena.

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Sin embargo los lodos base agua pueden provocar no sólo disminución de la densidad y
el filtrado sino aumento de la viscosidad.
Lodos Base Aceite (Emulsión Inversa): El lodo base aceite se refiere a lodos
preparados en aceite con un porcentaje de 1 a 5% de volumen de agua, mientras que el
lodo de emulsión inversa se usa para designar a un lodo con más del 5% y hasta con 40%
de volumen de agua; éste se puede dispersar y emulsificar con aceite. Estos fluidos son
estables a altas temperaturas, inertes a la contaminación química y pueden ser
densificados después de ser ajustada la relación aceite-agua. Estos tipos de lodo se
utilizan en los siguientes casos:
 Formaciones con altas temperaturas
 Formaciones con lutitas hidrófilas (arcillas deshidratadas)
 Formaciones con anhidrita o yeso
 Formaciones salinas
 Formaciones con intercalaciones de asfalto
 Formaciones solubles
 Protección de arenas productoras
 Baches para liberar tuberías pegadas por presión diferencial
 Zonas de alta presión
Efectos secundarios
Los siguientes efectos secundarios deben ser minimizados mientras se desarrollan las
actividades durante la perforación:
 Daños en el pozo abierto.
 Corrosión de la tubería de revestimiento y de la sarta de perforación.
 Reducción en la velocidad de penetración.
 Problemas de circulación, compresión y pistoneo.
 Pérdida de circulación.
 Atascamiento de la columna de perforación.
 Erosión del pozo.
 Decantación en las piletas.
 Desgaste de la bomba del fluido de perforación.
 Contaminación medioambiental y del cemento.
Propiedades fundamentales de los lodos de perforación
Debido a que el lodo de perforación es uno de los componentes más importante durante
la perforación de un pozo, es de suma importancia el control de sus propiedades físicas y
químicas, de tal forma que el fluido proporcione un trabajo eficiente durante la etapa de
perforación. Por esta razón, el operador de registro debe de conocer las características

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reológicas de los fluidos de perforación, refiriéndose a los análisis necesarios que hay que
efectuar al lodo para conocer las condiciones del mismo. Dichas condiciones son
propuestas de antemano en el programa de perforación de cada pozo dependiendo del
tipo de roca que se va a perforar y de las posibles presiones del yacimiento que pudiera
cortarse con la barrena.
Las principales características reológicas de un lodo de perforación son: Densidad,
viscosidad, viscosidad plástica, viscosidad aparente, gelatinización, punto cedente,
filtrado, enjarre, pH y cloruros.
Dentro del estudio de los lodos de perforación de esta investigación no se consideraron
todas las propiedades anteriores, esto debido a la alteración física de las mezclas, ya que
no fue posible medir las propiedades en los aparatos de laboratorio porque se
sobrepasaron los límites máximos de viscosidad que los aparatos pueden medir.
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 ¼ de galón de lodo pase 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. El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del
lodo.
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.
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.
Procedimiento de Análisis:
 Tomar una muestra del fluido de perforación (F.P.).
 Agregar el F.P. al vaso del viscosímetro hasta la marca interior del mismo.

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 Colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la marca
del cilindro.
 Operar el viscosímetro a 600 rpm y anotar la lectura estabilizada que se observe
en el dial.
 Cambiar la velocidad del viscosímetro a 300 rpm y anotar la lectura estabilizada
 Aplicar las siguientes formulas:
Vp = Lec600 - Lec300 Yp = Lec300 - Vp
Donde:
Vp = Viscosidad plástica, en centipois (cp).
Lec600 = Lectura de 600 rpm en el viscosímetro.
Lec300 = Lectura de 300 rpm en el viscosímetro.
Yp = Punto de cedencia (yield point), en lb/100 pie2
 Lavar y limpiar el equipo, para dejarlo preparado en un próximo análisis.
Densidad
Se define como la relación de masa dividida por unidad de volumen. Su función es el
mantener a los fluidos contenidos dentro del agujero en el yacimiento durante la
perforación, manteniendo de este modo la presión requerida que ejercen las paredes del
agujero. Las unidades comunes de densidad son las libras por galón (lb/gal), libras por pie
cúbico (lb/ft3
), kilogramos por centímetro cúbico (kg/cm3
) y gramos por centímetro cúbico
(gr/cm3
), siendo esta última la más utilizada en el campo.
Los lodos de perforación pueden tener un rango de densidades de 1.07 a 2.50 gr/cm3
lo
que permite una óptima velocidad de penetración al contrarrestar la presión de formación,
sin provocar pérdidas de circulación. La densidad máxima del lodo que se requiere en la
perforación de un pozo, está determinada por el gradiente de presión., la presión de poro
a una profundidad dada excede la presión ejercida por el peso de la formación sobre la
profundidad evaluada (presión de sobrecarga).
Para prevenir la entrada de fluidos desde la formación al agujero, el lodo debe proveer
una presión mayor a la presión de poros encontrada en los estratos a ser perforados. Un
exceso en la densidad del fluido puede ocasionar la fractura de la formación con la
consiguiente pérdida de fluido de control.
Viscosidad
Es una medida de resistencia interna que presenta un fluido al desplazarse en función
directa a la presión y temperatura del yacimiento. Los lodos de perforación tienen
características de flujos no lineales (tixotrópicos) y requieren de más de un término de
viscosidad para definir su comportamiento viscoso. La viscosidad se expresa en medidas

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relativas (viscosidad aparente o de embudo), o en medidas absolutas (viscosidad plástica,
punto cedente y gelatinosidad). Para un fluido de perforación, las propiedades deseadas
de viscosidad efectiva proporcionan a la barrena una óptima potencia hidráulica,
manteniendo el agujero limpio en el espacio anular. Así mismo, se requiere de una baja
viscosidad efectiva para que el lodo desprenda los cortes al llegar a la superficie también
debe tener suficiente gelatinosidad para mantener a los cortes sólidos en suspensión
cuando el fluido no esté en movimiento. La medida de viscosidad utilizada es con el
embudo (viscosímetro Marsh) que se determina en segundos y en un rango normal puede
ser de 45 a 75 segundos para los lodos base agua y de hasta 160 segundos para lodos
de emulsión inversa. Esta viscosidad aumenta a medida que los contaminantes son
introducidos y/o que el contenido de sólidos se incrementa, por lo que la viscosidad
aparente también aumenta. Por el contrario, la viscosidad suele decrecer al aumentar la
temperatura y por lo tanto la viscosidad aparente también disminuye.
Gelatinización
Es una medida del esfuerzo de ruptura o resistencia de la consistencia del gel formado
que muestra la fuerza de la floculación del lodo bajo condiciones estáticas. La tasa de
gelatinización se refiere al tiempo requerido para formarse el gel. Si la gelatinización se
forma lentamente después de que el lodo está en reposo, se dice que ésta es baja, siendo
alta en caso contrario. Un lodo que presenta esta propiedad se le denomina tixotrópico y
su grado se determina midiendo la fuerza de gel. El conocimiento de esta propiedad es
importante para prever dificultades durante la circulación del fluido cuya resistencia a la
gelatinización debe ser suficientemente baja para:
 Permitir que la arena y el recorte sean depositados en el tanque de decantación.
 Conservar el buen funcionamiento de las bombas y una adecuada velocidad de
circulación.
 Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería, y el efecto de pistón
cuando se introduce la misma en el agujero.
 Lograr la separación del gas incorporado en el lodo.
 Mantener la suspensión de los sólidos incorporados cuando se está añadiendo la
barita y al estar el lodo estático.
Punto cedente
Es la resistencia que presenta el lodo a fluir a causa de las fuerzas electroquímicas de
atracción entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas
negativas y positivas localizadas cerca de la superficie de las partículas. Bajo condiciones
de flujo, el punto cedente depende de las propiedades de los sólidos en el lodo en la
superficie, de la concentración de los sólidos en el volumen del lodo y de la concentración
y tipos de iones en la fase liquida del lodo. Cuando el punto cedente es alto, debido a los
contaminantes solubles como el calcio, carbonatos y por los sólidos arcillosos de las
formaciones, se provoca la floculación del lodo que debe de controlarse con dispersantes.

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El punto cedente y los esfuerzos de gelatinización son considerados medidas de la
hidratación y de la floculación de las arcillas.
Filtrado
También conocido como pérdida de agua, es la cantidad de agua proveniente del lodo
que se filtra hacia la formación en las formaciones permeables, y que debe mantenerse lo
más bajo posible para tener una buena estabilidad del agujero y evitar daños a la
formación. Básicamente hay dos tipos de filtración: estática y dinámica. La estática ocurre
cuando el fluido no está en movimiento, mientras que la dinámica ocurre cuando el lodo
fluye a lo largo de la superficie filtrante;. Durante el proceso de filtración estática, el
revoque (embarrado) aumenta de espesor con el tiempo mientras que la velocidad de
filtración disminuye, por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir la
formación de revoques muy gruesos. Por otro lado, la filtración dinámica se diferencia de
la anterior debida a que el flujo de lodo a medida que pasa por la pared del pozo tiende a
raspar el revoque a la vez que se va formando, hasta que el grosor se estabiliza con el
tiempo y la velocidad de filtración se vuelve constante. El control de este tipo de filtración
consiste en prevenir una pérdida excesiva de filtrado a la formación.
La temperatura, el tipo y tamaño de las partículas suspendidas en el lodo y la presión de
formación, son algunos de los factores que afectan en la pérdida de agua del fluido de
perforación, Teniendo una relación directa en el ritmo de penetración y en la
concentración de gas en el lodo al momento de la perforación. La medida del filtrado se
realiza mediante la prensa de filtrado a temperatura ambiente, colocando el lodo dentro de
la prensa con una presión de 100 psi durante 30 minutos. El líquido filtrado resultante se
mide en centímetros cúbicos.
Enjarre
Es una capa o película delgada de lodo que se forma en las paredes del agujero. Se
presenta principalmente en aquellas formaciones permeables; el espesor de la capa
puede variar de 1 a 4 mm. Cuando el enjarre no se forma, el lodo invade las formaciones
permeables. Para la formación de enjarre, es esencialmente necesario que el lodo
contenga algunas partículas de un tamaño muy pequeño para el cierre de los poros de la
formación. Los enjarres pueden ser compresibles o incompresibles, dependiendo de la
presión a la que sean sometidos. La formación del enjarre va a depender principalmente
de la pérdida de agua y de la permeabilidad de la roca.
pH, (potencial Hidrógeno)
Es el grado de acidez o de alcalinidad en el lodo. Se define como el logaritmo negativo de
la concentración de iones o cationes de hidrógeno [H+], y es una medida que se usa para
describir el carácter ácido (acidez) o básico (basicidad) relativo a una solución (lodo);
donde los valores bajos de pH corresponden a una acidez creciente y los altos valores de

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pH a una alta basicidad. Un cambio de una unidad de pH corresponde a un aumento de
diez veces la concentración de iones de hidrógeno. Los valores del pH van de 1 a 14,
cuya solución neutra es el agua destilada con un pH de 7. El valor propio del pH para un
fluido de perforación depende de su tipo, pero normalmente deben de ser de 8.5 a 10.5
para obtener un pH estable y duradero; para esto se utiliza sosa cáustica o hidróxido del
potasio. La medida del pH en el campo en general se determina colorimétricamente por
medio del papel indicador de pH (tornasol) que muestra la variación del color al mojarlo
con la solución. En el caso del lodo, se utiliza el líquido del filtrado resultado del mismo.
Contaminación del lodo
La composición y tratamiento de los fluidos de perforación a base agua depende de los
materiales que se encuentren o agreguen intencionalmente durante las operaciones de
perforación; casi todo material podrá ser considerado contaminante en uno u otro caso.
Durante la perforación de un pozo, el lodo puede sufrir contaminaciones con fluidos
provenientes de la formación, modificando con esto sus características reológicas
principales. Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas) que tiene
un efecto perjudicial sobre las características físicas o químicas de un fluido de
perforación. Los sólidos reactivos de baja densidad son los contaminantes más comunes
en todos los fluidos de perforación, estos sólidos se componen de sólidos perforados que
se han incorporado dentro del sistema o que resultan del tratamiento excesivo con arcillas
comerciales. Los siguientes contaminantes químicos son los más comunes de los lodos
base agua:
 Contaminación por anhidrita (CaSO4) o yeso (CaSO4•2H2O).
 Contaminación por cemento (silicato complejo de Ca (OH)2).
 Contaminación por sal (sal de roca, agua de preparación, agua salada, magnesio,
calcio, cloruro de sodio y agua irreductible).
 Contaminación por gases ácidos, incluyendo el dióxido de carbono (CO2) y el
sulfuro de hidrógeno (H2S).
Los tres primeros tipos de contaminación hacen referencia a contaminantes químicos que
están directamente relacionados a las reacciones de intercambio de iones con las arcillas.
Por lo tanto, la concentración de sólidos de tipo arcilloso en un lodo base agua está
directamente relacionada con la severidad con la cual el contaminante químico afecta las
propiedades del lodo.
El caso de estudio de este documento se centra en la contaminación por cemento que es
la más utilizada en la preparación de baches viscosos y de reacción rápida.
Contaminación por Cemento
La contaminación con cemento ocurre una o más veces cuando se cementa la tubería de
revestimiento o al perforar los tapones de cemento. El grado de contaminación y la

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severidad con que afecta las propiedades del lodo dependen de varios factores tales
como contenido de sólidos, tipos y concentración de dispersantes y cantidad de cemento
incorporado. El cemento contiene compuestos que al reaccionar con el agua, forman
grandes cantidades de hidróxido de calcio (Ca(OH)2); siendo esta cal producida la que
causa la mayor dificultad en la contaminación con cemento. La indicación principal de la
contaminación del lodo por cemento es un aumento importante del pH, debido a la
disminución de la solubilidad por ser un silicato de cal además del aumento del filtrado.
Cuando la cantidad de cemento perforado es relativamente pequeña, el lodo contaminado
puede ser eliminado en las temblorinas o tratado con desfloculantes y precipitantes; pero
cuando la contaminación es grave, el lodo se deberá tratar con un ácido combinado con
bicarbonato de sodio para mantener un valor de pH menor de 11.7. Las únicas
circunstancias donde el cemento no es un contaminante son cuando se usa agua clara,
salmueras, lodos a base de calcio o lodos base aceite. Para identificar la presencia de
cemento en los recortes se utiliza fenoftaleína, la cual se colorea en tonos rojizos al
reaccionar con la cal de la muestra.
Características de la bomba triplex de inyección de lodos
10-P-130 Bomba de lodo de National Oilwell Varco tiene una potencia de 1300 caballos
de potencia de entrada (969 kw) a 140 golpes por minuto, con una carrera de 10 pulgadas
(254 mm). Tamaños del trazador de líneas múltiples permiten presiones y volúmenes para
manejar los requisitos de circulación en aplicaciones de perforación profunda.
Figura 3: Bomba de inyección de lodos.
Perdidas de circulación de fluidos de perforación
Este problema es uno de los más comunes y costosos que se presentan durante las
operaciones de perforación, se entiende como la pérdida del lodo de perforación hacia la
formación. La pérdida puede ser parcial o total, es decir, se puede perder una pequeña
fracción de fluido generalmente manifestada por una disminución gradual del nivel del
fluido de perforación en los tanques o se puede perder el fluido de perforación que se
encuentra en el agujero, al desplazarse en su totalidad hacia la formación. La magnitud
del problema plantea la necesidad de iniciar investigaciones que relacionen todos los
aspectos considerados en la pérdida de circulación, para así determinar soluciones
efectivas y evitar las horas improductivas durante las operaciones de perforación.

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Factores que afectan la pérdida de circulación
Existen muchos factores que originan pérdidas de circulación en el agujero, cada uno de
estos está relacionado con el tipo de formación que se está perforando, las condiciones
del agujero y la presión que ejerce la columna del fluido de perforación. Los tipos de
formaciones o condiciones en el subsuelo que pueden ocasionar o son susceptibles de
generar una pérdida de circulación en el pozo se clasifican en cuatro categorías:
1. Fracturas naturales o intrínsecas. Estas son creadas por los esfuerzos tectónicos,
y los diferentes eventos geológicos ocurridos en una determinada zona. Se
manifiestan por una discontinuidad que rompe los estratos de las rocas en bloques
por medio de grietas o fisuras que pueden permitir el paso de los fluidos que se
encuentran en el pozo solo si existe suficiente presión en el hoyo capaz de exceder la
de los fluidos de la formación y además el espacio creado por la fractura es tan
grande como para permitir la entrada de los fluidos con esta presión (figura 4c).
2. Fracturas creadas o inducidas. Son aquellas producidas durante las operaciones
de perforación con el fin de estimular la formación para mejorar la producción
(fracturamiento hidráulico y acidificación). Adicionalmente, muchas fracturas han sido
creadas al tratar de mantener el peso de la columna hidrostática en el agujero por lo
que esta operación también puede crear fracturas en la formación si se excede la
densidad necesaria para mantener las paredes del agujero. Las fracturas inducidas o
creadas se distinguen de las fracturas naturales principalmente por el hecho de que la
pérdida del fluido de perforación hacia fracturas inducidas requieren la imposición de
presión de una magnitud suficiente para romper o abrir una parte de la formación
(figura 4d).
3. Fracturas cavernosas. Las fracturas creadas en zonas cavernosas están
generalmente relacionadas con formaciones volcánicas o de carbonatos (caliza y
dolomita). Cuando estas formaciones fisuradas son perforadas, la columna de fluido
de perforación puede caer libremente a través de la zona vacía creada por la fractura
y producir rápidamente la pérdida del fluido de perforación. Las formaciones
cavernosas se diferencian de las fracturas naturales e inducidas en que las cavernas
son probablemente el resultado de un fenómeno de disolución de la roca, es decir
pueden aparecer durante el enfriamiento del magma o ceniza volcánica (figura 4b).
4. Pérdidas en formaciones altamente permeables o poco consolidadas. Pueden
tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de perforación invada
la matriz de la formación, y generar así la pérdida de circulación de los fluidos del
pozo. La alta permeabilidad también se encuentra frecuentemente en las arenas,
grava, y formaciones que fueron arrecifes o bancos de ostras. En general para que
ocurra la pérdida de fluido hacia las formaciones permeables es necesario que los
espacios intergranulares tengan suficiente tamaño para permitir la entrada del fluido
de perforación, y como en el caso de las fracturas naturales y cavernosas, es

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necesario que exista una presión hidrostática que exceda la presión de la formación.
Solo así podrá ocurrir la invasión.
Identificar los tipos de formaciones que causan pérdida de circulación siempre es un
factor importante para determinar la solución del problema. En la siguiente tabla se
identifica los tipos de formaciones propensas a generar pérdida de circulación en el
agujero y otras características distintivas que fueron observadas durante la pérdida de
fluido en operaciones de campo (figura 4a).
Figura 4: Tipos de formaciones susceptibles de provocar pérdidas de circulación.
Después de realizar el estudio de campo y establecer las características de las
formaciones más vulnerables a la pérdida de circulación, algunas de las reglas generales
al momento de proponer la solución adecuada son:
 Cuando se penetran formaciones donde se sospecha la existencia de fracturas
cavernosas es necesario usar fluidos de perforación pesados. Debido a esto en
muchos casos, la suma de la presión hidrostática de la columna requerida para
controlar las presiones de formación anormales más la presión requerida para circular
el fluido de perforación, puede aproximarse a la presión de fractura de la formación y
generar igualmente la pérdida de fluido, es por ello que se debe estar alerta al
emplear la presión de circulación adecuada y la densidad del fluido de perforación
óptima.

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 Adicionalmente se cree que las fracturas en forma de cavernas se producen
frecuentemente mientras se perforan zonas anormalmente presurizadas, aunque
también pueden ocurrir en muchas zonas de presión normal.
 Probablemente el tipo de pérdida de circulación más difícil de controlar y prevenir es
la que ocurre en formaciones cavernosas; sin embargo, el hecho de que esta sea el
tipo de pérdida menos común proporciona la ventaja de que puede ser controlada
como un problema de pérdida de circulación por fractura inducida.
Por otra parte, para definir el problema de pérdida del fluido de perforación debido a
fracturas inducidas y/o naturales fue necesario determinar las condiciones en el agujero
que pueden contribuir a causar la pérdida. Las condiciones necesarias para que exista
una fractura en la formación son las siguientes:
 Debe existir una presión suficientemente alta en el agujero que pueda impulsar los
fluidos hacia la formación.
 Debe existir una superficie suficientemente débil para que la fuerza ejercida por la
presión en el agujero pueda abrirla o romperla.
Adicionalmente, un estudio de las posibles anomalías en el agujero indica que existen
otras condiciones que pueden ocasionar fracturas en la formación y ocasionar pérdida de
fluido. Estas condiciones son:
 Paredes de agujero homogéneas e impermeables: Cuando estas condiciones están
presentes en un agujero la presión interna de los fluidos excede la fuerza de tensión
de la roca mientras que la formación genera una contrapresión sobre la columna
hidrostática para prevenir la falla por tensión.
 Irregularidades del pozo: Las irregularidades del pozo que pueden causar fracturas
son las ranuras y ensanchamientos con formas elípticas. La presión puede tender a
fracturar la formación en estas zonas de irregularidades. Para ello la presión del fluido
de perforación debe exceder la fuerza de la roca más la presión de sobrecarga.
 Fracturas intrínsecas: Los fluidos de perforación pueden entrar a fracturas
intrínsecas, al permitir que la presión generada por ellos actúe en dirección
perpendicular a los planos de fractura. Para que esto ocurra es necesario que la
presión ejercida por el fluido exceda la sobrecarga más la presión de fractura.
 Zonas permeables: Los fluidos de perforación pueden entrar a zonas permeables, y
crear fracturas al ejercen presión en el medio poroso. Para que esto ocurra la presión
impuesta en los poros debe exceder la presión de sobrecarga más la presión
necesaria para sobrepasar los esfuerzos de la roca a través de los planos más
débiles; tal como ocurre en el caso de las irregularidades del pozo.

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 Sistema hidráulico cerrado: Cuando un pozo se cierra cualquier presión en superficie
no solo incrementa la presión en el fondo del hoyo sino que también se incrementa la
presión en las paredes de la formación, lo que ocasiona que toda o parte de ella se
encuentre en un estado de tensión.
En general, se puede decir que una o varias de estas condiciones pueden estar presentes
en un pozo, por ello cuando la presión alcanza magnitudes críticas, se puede esperar que
ocurran fracturas inducidas y pérdidas de circulación en las zonas más frágiles.
Adicionalmente, es posible fracturar la formación y crear pérdidas de circulación cuando la
presión hidrostática creada por el fluido de perforación es más alta que la presión
necesaria para realizar las operaciones de perforación. La importancia de mantener la
presión ejercida por el fluido de perforación contra la formación dentro de los límites
establecidos radica en que si esto se logra las pérdidas de circulación pueden ser
prevenidas.
Se ha demostrado que la presión hidrostática de la columna de fluido puede ser suficiente
para fracturar la formación, es decir, en muchos casos no se necesita imponer presión
adicional para que ocurra la circulación del fluido de perforación hacia la formación.
Cuando la presión hidrostática está cercana al punto crítico (presión máxima para
controlar los fluidos de la formación) hay que considerar las variables que pueden afectar
la pérdida de circulación directa o indirectamente:
 Propiedades de flujo: Los fluidos de perforación se comportan como fluidos
plásticos y por lo tanto cuando están bajo el régimen de flujo laminar cualquier
reducción del valor del punto cedente reduce la presión mientras la tasa de flujo se
mantiene constante.
 Tasa de filtrado: Una alta tasa de filtrado puede incrementar indirectamente la
presión ejercida contra la formación al crear un revoque grueso que restringa el
flujo del fluido de perforación en el anular.
 Inercia de la columna del fluido de perforación: Cuando se detiene la circulación
del fluido de perforación por un tiempo determinado, cualquier aplicación repentina
de presión para comenzar nuevamente la circulación puede imponer una presión
innecesariamente alta en la formación debido a la resistencia de gel en el fluido de
perforación y a la inercia de la columna hidrostática.
 Alta tasa de circulación: En muchos casos las altas tasas de circulación para
remover cortes en imponen una presión excesiva en la formación. Sin embargo la
misma eficiencia de remoción de ripios se puede alcanzar sin temor de causar
pérdidas de circulación si se alteran las propiedades del fluido de perforación.

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 Ensanchamiento de agujero: Los ensanchamientos de agujero pueden reducir la
velocidad del fluido de perforación y permitir que los recortes se acumulen y se
suspendan al punto de aumentar la presión de surgencia.
 Bajada de tubería: Una de las causas frecuentes de incremento de presión es la
bajada rápida de la tubería. Esto es lo que se conoce como presión de surgencia.
Una vez que la pérdida de fluido hacia la formación ha ocurrido, es posible identificar y
reconocer la zona en la que ha ocurrido el problema. Las pérdidas están normalmente en
el fondo si se presentan durante la perforación del agujero, la pérdida viene acompañada
de un cambio notable en la velocidad de penetración, la pérdida se debe evidentemente a
fracturas naturales, fallas, cavernosidad, fisuras o arenas y gravas de alta permeabilidad,
ocurre un incremento en la velocidad de penetración con un aumento en el torque y caída
libre del cuadrante (durante la perforación convencional), junto una pérdida instantánea en
la circulación.
Las pérdidas están normalmente fuera del fondo si se presentan durante un viaje,
perforando rápidamente o incrementando la densidad del fluido de perforación, son
obviamente el resultado de una fractura inducida, son el resultado de cerrar y matar el
pozo y por último, la carga anular es tal que aumenta la densidad aparente del fluido de
perforación de retorno.
Soluciones para pérdidas de circulación
Si ocurre una pérdida de circulación, se pueden adoptar ciertos procedimientos para
minimizar y eventualmente hasta evitar futuras pérdidas:
 Reducir el peso del lodo (pero manteniendo el balance con las otras formaciones).
 Reducir la tasa de circulación (esto reduce la densidad equivalente de circulación,
pero debe existir una velocidad anular suficiente para arrastrar los cortes y mantener
limpio el hueco).
 Incrementar la viscosidad del lodo (un lodo más viscoso reduce la tasa de pérdida).
Estos parámetros, o la combinación de ellos pueden ser alterados sólo dentro de ciertos
límites. Si estas modificaciones no detienen, o reducen suficientemente, la pérdida de
circulación, puede añadirse al lodo material de control de pérdidas (Lost Circulation
Material, LCM) que es fibra de madera, cáscaras de nueces, cáscaras de semilla de
algodón, de arroz, conchas marinas, celofán o asfalto.
Este material es bombeado en píldoras, pues el LCM no sólo hace más espeso el lodo
sino que tiende a taponar las fracturas que estén causando la pérdida del lodo. Si ninguno
de estos procedimientos funciona suficientemente, un recurso final es el de bombear
cemento en la zona fracturada. Se espera que esto selle la formación, evitando más
pérdidas de circulación y se pueda continuar la perforación. Durante la prevención de la

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pérdida de circulación, la prioridad principal es la de evitar que se pierda cabeza
hidrostática dentro del pozo, lo cual podría resultar en un reventón subterráneo. Si esto
ocurriese, se bombearía agua dentro del anular con el fin de mantener un nivel suficiente.
Figura 5: Bombeado de LCM al interior del pozo.
Las pérdidas de circulación se pueden clasificar de la siguiente manera:
 Bajas pérdidas: Menores a 5 metros cúbicos.
 Medias pérdidas: De 5 a 10 metros cúbicos.
 Altas pérdidas: Mayores a 10 metros cúbicos.
Control de pérdidas medias y altas
Durante la perforación de un pozo, es de vital importancia mantener la calidad del fluido
dentro de los valores deseables y preestablecidos para evitar los problemas de
inestabilidad del pozo.
Sin embargo, es necesario recordar que las propiedades de un fluido no son valores fijos,
sino que pueden ser ajustados durante el proceso de la perforación. En consecuencia, es
responsabilidad del especialista tomar muestra del lodo a la entrada y salida del pozo
para comparar valores y proceder a efectuar los ajustes necesarios.
A continuación se presentarán las características físico-químicas que son objeto de
análisis en el laboratorio y en el campo, las cuales servirán de ayuda comparativa y de
respaldo técnico para la evaluación de las alternativas propuestas, en la aplicación de
materiales que sirvan para mejorar el rendimiento de los lodos de perforación, cabe
mencionar que todos los análisis se repetirán en cada una de los métodos alternos y se
medirá y determinara sus variabilidad a través de un cuadro comparativo.

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Equipos a utilizar en laboratorio y campo
Se describirán los equipos y procedimientos utilizados en el campo y en el laboratorio
mismos que serán aplicados en análisis de este documento para determinar las
propiedades físicas y químicas a los lodos de perforación de un pozo, con el propósito de
comparar los valores obtenidos con los previamente establecidos y proceder a efectuar
los ajustes que sean necesarios.
Balanza de Lodos
La balanza permite conocer, además de la densidad en lbs/gal y lbs/ pie³, la gravedad
específica y el gradiente de presión por cada mil pies.
Figura 6: Balanza de lodos.
Embudo de Marsh
El embudo se utiliza para determinar la viscosidad del fluido en segundos por cuarto de
galón.
Figura 7: Embudo de Marsh.
Viscosímetro de lectura directa (Reómetro)
El viscosímetro se utiliza para determinar las propiedades reológicas de fluido, es decir, la
viscosidad plástica, el punto cedente y la fuerza de gel. Este aparato está constituido por
un rotor que gira dentro de una taza mediante un motor eléctrico. Una caja de
velocidades, que actúa mediante un sistema de engranaje, hace girar el rotor a diferentes

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velocidades. Al girar el rotor produce un cierto arrastre al bob. Este arrastre se mide
mediante una balanza de torsión, que indica la fuerza desarrollada en un dial graduado.
Figura 8: Viscosímetro de lectura directa (reómetro de Fann modelo 35).
Filtro prensa API
Los filtros prensas cumplen con las especificaciones API 13B-1 de la norma API para
determinar el filtrado o pérdida de agua que pasa hacia la formación permeable cuando el
fluido es sometido a una presión diferencial.
Figura 9: Filtro prensa API.
pH-metro
El pH-metro es un instrumento utilizado para determinar el pH de soluciones acuosas,
midiendo el electro potencial generado entre el electrodo especial de vidrio y el electrodo
de referencia.

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Figura 10: pH-metro.
Todos estos equipos se utilizan en la actualidad para el control y monitoreo de los lodos
de perforación.
Materiales a utilizar en laboratorio y campo
Dentro de los materiales más comunes y eficientes utilizados en la perforación de pozos y
que componen los lodos básicos de perforación tanto en base agua como aceite
detallamos los siguientes:
Bentonita
La bentonita es una arcilla de grano muy fino (coloidal) del tipo de montmorillonita que
contiene bases y hierro, utilizada en cerámica. El nombre deriva de un yacimiento que se
encuentra en Fort Benton, Estados Unidos. El tamaño de las partículas es seguramente
inferior a un 0,03% al del grano medio de la caolinita.
Es una arcilla muy pegajosa con un alto grado de encogimiento (los enlaces entre las
capas unitarias permiten la entrada de una cantidad superior de agua que en la caolinita)
y tiene tendencia a fracturarse durante la cocción y el enfriado. Por ese motivo no
conviene trabajarla sola o como materia predominante de una masa. Su gran plasticidad
puede servir de gran ayuda a cuerpos del tipo porcelana. También ayuda a la suspensión
del barniz.
Figura 11: Saco de bentonita.

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Soda caustica
El hidróxido de sodio (NaOH) o hidróxido sódico, también conocido como soda cáustica o
sosa cáustica, es un hidróxido cáustico usado en la industria (principalmente como una
base química) en la fabricación de papel, tejidos, y detergentes. Además, se usa en la
industria petrolera en la elaboración de lodos de perforación base agua.
A temperatura ambiente, el hidróxido de sodio es un sólido blanco cristalino sin olor que
absorbe la humedad del aire (higroscópico). Es una sustancia manufacturada. Cuando se
disuelve en agua o se neutraliza con un ácido libera una gran cantidad de calor que puede
ser suficiente como para encender materiales combustibles. El hidróxido de sodio es muy
corrosivo. Generalmente se usa en forma sólida o como una solución de 50%.
Figura 12: Saco de soda cáustica.
La composición de los lodos de perforación base agua consiste específicamente en
bentonita, agua y soda cáustica, este mismo puede variar en base a las necesidades que
se requieran pero para efectos demostrativos y en base a la teoría de la prueba de
laboratorio las viscosidades óptimas del lodo bentonitico son de 60-70 segundos a través
del cono Marsh.
En el laboratorio se realizó un modelo físico de lodo bentonico con una relación de 1500ml
de agua, 96.4 g de bentonita y 1g de soda cáustica, los cuales fueron mezclados por 10
minutos hasta tener la consistencia deseada.
Luego de ser mezclado el lodo bentonitico, se realizó la prueba de viscosidad utilizando el
cono Marsh, obteniendo viscosidades de 60 a 70 segundos. A partir de este lodo base se
realizó el mezclado de los diferentes aditivos químicos y orgánicos que se consideraron
según criterios económicos, ambientales y de accesibilidad comercial.
Los aditivos que se consideraron para la realización de este estudio se detallan a
continuación.

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PHPA
Es un aditivo para lodos base agua que utiliza poliacrilamida parcialmente hidrolizada
como un aditivo funcional, ya sea para controlar las paredes del pozo o para generar un
bajo contenido de sólidos en el lodo bentonítico. El PHPA se utiliza para sellar micro
fracturas y superficies creando una película que retarda la dispersión y desintegración.
En lodos con bajo contenido de sólidos, el PHPA interactúa con concentraciones mínimas
de bentonita para vincular partículas entre sí y mejorar la reología del fluido.
FORM-A-SET
El producto FORM-A-SET constituye una mezcla en sacos de polímeros, agentes
entrecruzados y materiales de pérdida de circulación fibrosos, diseñados para taponar
zonas tipo matriz, fracturas naturales o zonas fisuradas. Al activarse con el tiempo y la
temperatura, el producto FORM-A-SET produce un gel gomoso, dúctil, esponjoso y
blando que previene efectivamente la pérdida de fluido en la formación. El material de
pérdida de circulación del paquete FORM-A-SET comprende una celulosa fibrosa que
contiene una amplia variación de tamaños de partículas.
Propiedades Físicas Típicas
Apariencia física............................................................................Polvo café claro
Gravedad específica......................................................................1.20
Densidad aparente........................................................................32.6 lb/pie3
(523 kg/m3
)
Aplicaciones
El producto FORM-A-SET puede utilizarse en cualquier aplicación donde un tapón de
inyección resulte benéfico y resulta especialmente ventajoso en áreas donde prevalezca
la pérdida de lodo. El producto FORM-A-SET también puede utilizarse para detener los
flujos de agua y estabilizar las secciones de grava. Igualmente efectivo tanto en pozos
verticales como horizontales.
El producto FORM-A-SET puede ser utilizado para detener las pérdidas en arenas
agotadas y aislar las zonas de agua. Incluso puede eliminar el requerimiento de sarta de
revestimiento adicional. El producto FORM-A-SET puede mezclarse ya sea con agua
dulce, agua de mar o agua salada hasta su saturación. El agua de mar y el cloruro de
sodio tienden a retardar el tiempo de fraguado del entrecruzamiento. El producto FORM-
A-SET puede utilizarse para detener las pérdidas que ocurran con cualquier sistema de
fluido base agua o base no acuosa.

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Figura 13: Saco de Form-a-Set
FORM-A-SQUEEZE
La lechada de filtrado elevado/alto contenido de sólidos FORM-A-SQUEEZE constituye
una solución efectiva en términos de costos a la pérdida de circulación en todos los tipos
de fracturas, formaciones fisuradas, matriz y eventos de reventones subterráneos.
Cuando se coloca dentro o por toda la zona de pérdida, la fase líquida se inyecta a
presión a partir de la lechada formando y dejando a su paso un tapón sólido. Este proceso
puede subsanar las pérdidas instantáneamente, sin depender del tiempo o la temperatura.
Propiedades Físicas Típicas
Apariencia física...................................................................................Polvo color gris
Gravedad específica............................................................................2.0‐2.50
Solubilidad en agua..............................................................................Ligeramente soluble
Aplicaciones
El tapón de pérdida de circulación (PC) FORM-A-SQUEEZE puede utilizarse para detener
pérdidas que ocurren en cualquier fluido base agua y base no acuosa y puede mezclarse
fácilmente en agua dulce, agua de mar o aceite/sintético base. Se diseñó para utilizarse
como:
 Inyección correctiva de pozo abierto y/o inyección preventiva de pérdida de
circulación.
 Tapón para introducir frente de inyecciones de cemento.
 Tapón para mejorar la integridad de la zapata de cementación de la tubería de
revestimiento.
 Material preventivo de PC para pérdidas por infiltración, hasta 20 lb/bbl en todo el
sistema activo.
 Inyección de pozo revestido para sellar disparos y fugas de tubería de revestimiento.

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La concentración recomendada de la lechada FORM-A-SQUEEZE es de 80 lb/bbl (228
kg/m³) ya sea en agua o aceite/sintético base. La lechada puede densificarse a la
densidad deseada con barita o carbonato de calcio.
La lechada debe bombearse hacia el espacio anular, cubriendo por lo menos 50% en
exceso la zona de pérdida. Posteriormente la sarta de perforación se saca lentamente 90
pies (28 m) por encima de la píldora. La lechada se debe inyectar de forma leve en el
rango de 100 a 300 psi al máximo de densidad de lodo anticipada que se requiera para el
intervalo, manteniendo la presión de 10 a 20 minutos.
Ventajas
 Tapón de actuación rápida para formaciones fracturadas, fisuradas y eventos de
reventones subterráneos.
 Producto en saco único: cada tarima de 50 sacos del aditivo FORM‐A‐SQUEEZE
forma una píldora de 25 bbl.
 Extremamente fácil de mezclar a través de tolva estándar tanto en agua como en
aceite/sintético base.
 No se requiere equipo especial para colocar la píldora.
 No se requiere espaciador: contaminante amigable para fluidos base agua o base no
acuosa.
 No es afectado por la temperatura, las formulaciones de activador o retardante o el
pH.
 Térmicamente estable hasta 450°F.
 Ambientalmente aceptable (cumple con los requerimientos LC 50).
Figura 14: Saco de Form-a-Squeeze

31
METODOLOGÍA
A continuación se explica detalladamente la metodología que se siguió para realizar las
pruebas experimentales en campo de los lodos para pérdidas de circulación.
Lodo Bentonítico (base agua)
1. La muestra se prepara en un recipiente con 1500 ml de agua y 96.4 g de
bentonita, dicha relación se mezcla con una batidora casera hasta alcanzar un
fluido homogéneo, después se le agrega 1 g de soda cáustica para mejorar su
hidratación.
2. Después de mezclar la muestra aproximadamente por 10 min se procede a
realizar la prueba de viscosidad con el cono de Marsh hasta lograr un resultado
dentro de los parámetros establecidos (60-70 seg), esto garantizará un lodo base
con características de viscosidad mínima.
3. Si no se alcanza la viscosidad deseada se podrá colocar 1 g más de soda cáustica
a la muestra hasta alcanzar la viscosidad probándose siempre en el cono de
Marsh y así el lodo bentonítico estará listo para ser sometido a mezclas con
aditivos sintéticos o biodegradables.
Lodo Bentonítico + PHPA
1. Teniendo la muestra de 1500 ml de lodo bentonítico base se procede a colocar 10
g de PHPA a la muestra y se mezcla hasta alcanzar su homogeneidad, se notará
que se comienza a formar una liga y aumentará significativamente su viscosidad.
2. Se realiza la prueba de viscosidad con el cono de Marsh, en esta prueba se
obtienen datos aproximados de 90 seg por lo que se busca incrementar mas ese
valor.
3. Se realiza el mismo procedimiento cada 10 g adicionales de PHPA que se le
agrega a la muestra hasta lograr la viscosidad máxima deseada.
4. Una vez obtenida la muestra con la viscosidad deseada se procede a realizar la
medición de algunas características reológicas de la mezcla con un reómetro
obteniendo datos de viscosidad plástica, viscosidad aparente, punto de cedente o
de gel y las fuerzas de corte.
5. Se realiza la prueba de filtrado a 100 psi con un filtro API y se mide el volumen de
fase líquida de la mezcla adherida en la pared del pozo.
Lodo Bentonítico + Form-a-Set
1. Partiendo de una muestra de 1500 ml de lodo bentonítico de 60-70 seg de
viscosidad se agregan 20g de Form-a-Set, adicionando cada vez la misma
cantidad del aditivo y se revisa constantemente su viscosidad
2. Se le realiza a la muestra la medición de sus características reológicas.

32
3. Se deja en reposo una muestra de la mezcla y se mide el tiempo en que alcanza
su punto de gel a temperatura ambiente, colocando una masa de referencia sobre
la superficie de la mezcla cada hora, observando si la masa se sumerge en la
mezcla.
4. Otra parte de la muestra se coloca en un horno a temperatura de 110°C simulando
las condiciones de temperatura a 750 m aproximados tomando como referencia el
gradiente térmico de los pozos estudiados.
5. Se analiza sus cambios físicos en ambas condiciones lo que servirá para
establecer un punto comparativo.
Lodo Bentonítico + Form-a-Squeeze
1. Partiendo de una muestra de 1500 ml de lodo bentonítico de 60-70 seg de
viscosidad, se agregan 20 g de Form-a-Squeeze adicionando cada vez la misma
dosificación del aditivo y se revisa constantemente su viscosidad.
2. Se le realiza a la muestra la medición de sus características reológicas.
3. Se deja una muestra de la mezcla y se mide el tiempo en que alcanza su punto de
gel a temperatura ambiente y que sea capaz de mantener en superficie una masa
de referencia.
4. Otra parte de la muestra se coloca en un horno a temperatura de 110°C simulando
las condiciones de temperatura a 750 m aproximados tomando como referencia el
gradiente térmico de los pozos estudiados.
5. Se analiza sus cambios físicos en ambas condiciones de temperatura lo que
servirá para establecer un punto comparativo.
Lodo Bentonítico + Cascarilla de café
1. Partiendo de una muestra de 1500 ml de lodo bentonítico con viscosidad entre 60-
70 seg se agrega cascarilla de café seca comenzando con 20 g y adicionándole la
misma cantidad hasta alcanzar una mezcla bastante viscosa pero que siempre
pueda ser manejada por el sistema de inyección de fluidos de perforación.
2. Se observa el comportamiento de la mezcla en el tiempo analizando sus
propiedades físicas.
Lodo Bentonítico (base aceite vegetal)
1. En un recipiente se mezclan 1350 g de aceite vegetal con 1701.2 g de bentonita,
esta proporción obtenida busca alcanzar un lodo muy viscoso que pueda trabajar
para contrarrestar las pérdidas.
2. Después de mezclar la muestra aproximadamente por 10 min se procede a
realizar la prueba de viscosidad con el reómetro, para determinar sus valores de
viscosidad.

33
Aceite vegetal + bentonita + cemento (DOB2C)
1. Se realiza una mezcla de lodo bentonítico viscoso con la siguiente proporción: 726
g de bentonita y 1350 g de aceite vegetal, el cual es manejable por el sistema de
circulación de lodos de perforación.
2. Se agregan gradualmente 1384.6 g de cemento tipo portland a la mezcla de lodo
viscoso, mezclando constantemente hasta obtener una contextura de muy alta
viscosidad, que de igual manera podrá ser circulado por el sistema de lodos y
depositado en el pozo manteniendo esta característica.
3. Debido a que el mayor efecto en su composición física se obtiene al estar en
contacto con agua ya colocado en el sitio de pérdidas, se analizan diferentes
proporciones de agua y se observa su efecto de emulsión.
Para este estudio se tomaron muestras de agua + lodo DOB2C en las siguientes
proporciones:
Proporción agua : lodo Resultado esperado
1:1 Lodo suave
1:2 Lodo medio – fuerte
2:1 Lodo medio

34
ANÁLISIS DE DATOS
A continuación se presentan las composiciones obtenidas de los lodos para pérdidas de
circulación, según las pruebas realizadas en campo.
Lodo bentonítico para perforación (circulación normal)
Viscosidad Marsh entre 60 – 70 segundos aproximadamente
Sustancia Masa (g) %p/p
Bentonita 96.4 5.9
Agua 1500 94.0
NaOH 1 0.1
Total 1597.4 100
Concentración de bentonita = 22.4 lb/bbl agua
Lodos con aditivos para pérdidas de circulación
1. Lodo bentonítico + Form-a-Set
Bentonita 96.4 5.2
Agua 1500 81.6
NaOH 1 0.1
Form-a-set 240 13.1
Total 1837.4 100
Concentración de Form-a-set = 55.8 lb/bbl agua
2. Lodo bentonítico + Form-a-Squeeze
Bentonita 96.4 5.6
Agua 1500 87.3
NaOH 1 0.1
Form-a-squeeze 120 7.0
Total 1717.4 100
Concentración de Form-a-squeeze = 27.9 lb/bbl agua

35
3. Lodo bentonítico +Cascarilla de café.
Bentonita 96.4 5.4
Agua 1500 83.4
NaOH 1 0.1
Cascarilla de café 200 11.1
Total 1797.4 100
Concentración de cascarilla de café = 46.5 lb/bbl agua
4. Lodo bentonítico + PHPA
Bentonita 96.4 5.9
Agua 1500 91.6
NaOH 1 0.1
PHPA 40 2.4
Total 1637.4 100
Concentración de PHPA = 9.3 lb/bbl agua
5. Aceite vegetal + bentonita
Bentonita 1701.2 55.8
Aceite vegetal 1350 44.2
Total 3051.2 100
Concentración de bentonita = 395.6 lb/bbl aceite vegetal
6. Aceite vegetal + bentonita + cemento (DOB2C).
Cemento 1384.6 40.0
Total 3461.5 100
Concentración de cemento = 322.0 lb/bbl aceite vegetal

36
7. Agua + DOB2C (1:1)
Cemento 1384.6 20.0
Agua 3461.5 50.0
Total 6923 100
8. Agua + DOB2C (1:2)
Cemento 2769.2 26.7
Agua 3461.5 33.3
Total 10384.5 100
9. Agua + DOB2C (2:1)
Bentonita 726.9 7.0
Cemento 1384.6 13.3
Agua 6923 66.7
Total 10384.5 100

37
A continuación se procederá a analizar económicamente cada uno de los lodos obtenidos
anteriormente, para establecer un parámetro de comparación en base al costo de los
materiales. Los costos unitarios de cada uno de los materiales se detallan a continuación.
Materiales Unidad Proveedor/Fabricante
Costo
Unitario ($)
PHPA Ton métrica MI Drilling Fluidos 2,885.00
Form-a-Set Saco de 40 lb MI Drilling Fluidos 231.75
Form-a-Squeeze Saco de 40 lb MI Drilling Fluidos 151.03
Cascarilla de café Saco de 100 lb Sin marca 1.00
Bentonita Ton métrica PRODMIN 306.68
Soda cáustica Kg Transmerquin 0.65
Cemento Saco de 100 lb Holcim 8.00
Aceite Vegetal Galón Guibar, S.A. de C.V. 6.86
Tabla 3: Cuadro de costos unitarios de materiales utilizados
Los costos de formulación para cada uno de los lodos obtenidos se detallan en la tabla a
continuación. Cabe recalcar que los costos obtenidos son en base a una muestra común
de lodo que se tomó como referencia, el cual se estableció en un volumen estándar de
1500 ml de fase fluida. Luego, estos costos se extrapolaron de dólares por muestra a
dólares por metro cúbico de lodo.
No. Tipo de lodo
Costo total
($/muestra)
Costo total
($/m3
)
1 Lodo bentonítico + Form-a-Set $3.09 $2060.00
2 Lodo bentonítico + Form-a-Squeeze $1.03 $686.67
3 Lodo bentonítico +Cascarilla de café $0.03 $20.00
4 Lodo bentonítico + PHPA $0.15 $100.00
5 Aceite vegetal + bentonita $3.24 $2160.00
6 Aceite vegetal + bentonita + cemento (DOB2C) $3.19 $2126.67
7 Agua + DOB2C (1:1) $3.19 $2126.67
8 Agua + DOB2C (1:2) $6.37 $4246.67
9 Agua + DOB2C (2:1) $3.19 $2126.67
Tabla 4: Costos totales según el tipo de lodo para pérdida de circulación.
A continuación se detallan los costos que implica tratar una pérdida de circulación, si se
decide colocar un tapón de cemento en lugar de tratar la pérdida con un lodo, así se tiene
un parámetro económico de comparación a tomar en cuenta antes de tomar una decisión
para controlar la pérdida.
Si se toma como referencia una profundidad estimada de 120 m para colocar el tapón de
cemento, las actividades involucradas y el tiempo que se pierde en cada una de ellas son
las siguientes:

38
1. Recuperar la barrena a la superficie: 1.5 horas.
2. Descender tubería franca de 5” hasta 120 m: 1 hora.
3. Colocar el tapón de cemento: 1 hora.
4. Recuperar tubería franca a la superficie: 1 hora.
5. Medir el nivel hidrostático después de colocar el tapón de cemento: 0.5 hora.
6. Esperar aproximadamente 8 horas de fraguado.
7. Descender barrena hasta 120 m: 1.5 horas.
8 Perforar tapón de cemento: 3 horas.
El tiempo total empleado en colocar un solo tapón de cemento a una profundidad
estimada de 120 m es de 17.5 horas, tiempo en el cual no se ha tenido ningún avance en
la perforación del pozo.
Según datos estimados, el costo de 1 día de perforación es de aproximadamente
$24,000.00, y el costo del tapón de cemento es de $5,000.00 más el costo del personal
asignado para la tarea, por lo que el tratamiento de una pérdida de circulación con tapón
de cemento involucra un costo total de aproximadamente $30,000.00.

39
PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS
Detalle de los resultados obtenidos con los diferentes tipos de lodos que se
probaron en el laboratorio
Lodo bentonítico + PHPA
Para este lodo se logró la viscosidad deseada con 40 g de PHPA en la que la prueba de
viscosidad de Marsh no se pudo realizar debido a que se convirtió en un fluido muy
viscoso. Debido a esto, no fue posible utilizar el reómetro ya que la viscosidad del lodo
sobrepasa el límite máximo de medición del aparato de 300 cp.
Lodo bentonítico + Form-a-Set
En esta prueba se finalizó con un total de 240 g de Form-a-Set mezclándose
constantemente con lodo bentonítico hasta alcanzar la máxima viscosidad permisible. No
se pudo utilizar el reómetro a que la mezcla es demasiado viscosa. Se utilizó una masa de
referencia de 236 gramos que fue colocada sobre la superficie del lodo cada hora,
observando si era capaz de mantener la masa en superficie. La masa de referencia se
sostuvo sobre la superficie de la mezcla sin hundirse después de un tiempo de reposo de
3 horas.
Lodo bentonítico + Form-a-Squeeze
En esta prueba se finalizó con un total de 120 g de Form-a-Squeeze mezclándose
constantemente con lodo bentonítico donde se logró la máxima viscosidad permisible. No
se pudo utilizar el reómetro a que la mezcla es demasiado viscosa. Se utilizó una masa de
referencia de 236 gramos que fue colocada sobre la superficie del lodo cada hora, la cual
en ningún momento logro mantener la masa colocada, y se hundía en la mezcla, aunque
su viscosidad aumentó su gelatinización no fue satisfactoria.
Lodo bentonítico + Cascarilla de café
Para la prueba de laboratorio realizada se logró una mezcla satisfactoria con una
dosificación de 1500 ml de lodo bentonítico y 200 g de cascarilla de café. Esta mezcla es
muy comúnmente utilizada como píldora o bache viscoso para mitigar las pérdidas en la
circulación de fluidos, sin embargo su eficiencia es considerada muy baja en relación a los
resultados esperados.
Aceite vegetal + bentonita
En este prueba se logró una mezcla de alta viscosidad al saturar 1500 ml de aceite
vegetal con 1701.2 g de bentonita, no se utilizó ningún otro aditivo ni se provocó
emulsificación con agua. No fue posible utilizar el reómetro.

40
Aceite vegetal + bentonita + cemento (DOB2C)
Con este lodo se logró obtener una alta viscosidad mezclando 1500 ml de aceite vegetal,
con 726.9 g de bentonita, mezclando bien y agregando poco a poco 1384.6 g de cemento
portland. La mezcla resultante luego se emulsiona con agua a diferentes proporciones
según la viscosidad que se necesite para sellar la pérdida. El lodo que se obtuvo puede
bombearse a baja velocidad a pesar de su alta viscosidad.
Agua + DOB2C
El lodo DOB2C se mezcló en 3 diferentes proporciones junto con el agua, obteniendo 3
emulsiones resultantes las cuales son extremadamente viscosas, con apariencia semi
sólida, las cuales no es posible bombear desde la superficie.
La efectividad de estas emulsiones quedaría de manifiesto si la emulsión con agua se
provoca al fondo del pozo, en la zona de pérdidas, bombeando previamente el lodo
DOB2C y luego el agua.
Resultados del análisis de pérdidas de circulación en los pozos TR-4R, TR-18B y
SV-5A
Después de analizar cada una de las descripciones de las operaciones de perforación
para los pozos TR-4R, TR-18B y SV-5A en relación a las pérdidas de circulación que se
presentaron durante la perforación de cada uno de estos pozos, se han obtenido los
siguientes resultados.
FECHA
No.
tapón
DE A
Tipo De
Perdida
(m³/hr) OBSERVACIONES
15-nov-12 4 156.00 171.5 PTC 4
Tratamiento con lodo viscoso con mezcla de cascarilla de
café
16-non-12 237.00 263.0 PPC 6
café
17-nov-12
262 265.5 PPC 6
265.5 271.5 PPC
30, 6,
10
271.5 PTC Durante 3 min, luego retornó en PPC.
271.5 275 PPC
20 a
10
café
275 281 PPC 10 a 6
281 284.5 PPC 5
284.5 286 PPC
10 a
20 Bache en reposo.
286 288 PPC 6
Pérdidas de Circulación POZO: TR-4R
Berlín, Depto.: Usulután, El Salvador C.A.

41
310 311 PPC
10 a
12
311 312.5 PTC
18-nov-12 5 dc 5
19-nov-12
375 376 PPC 7
387 PTC PTC 3 minutos.
396 PTC PTC 5 minutos.
406 414.5 PPC
20 a
30
414.5 418 PTC
Moviliza cuadrilla mediciones para registro y ubicar zonas
de pérdidas
20-nov-12
6 5 Llena pozo en PPC de 43 m3 /hr. Coloca tapón
7 PTC 5
Puente lodo viscoso de 13 m3 a 345 m. levanta TP TP a
170.5 y bombea
5 m3 de lechada. Después del fraguado llena pozo en
PPC de 35 a 40
m3/hr.
8 PPC
35 a
40
m3/hr
Levanta TP a 164 m y bombea otro tapon de cemento de
5 m3.
21-nov-12
Rebajo cemento de 121 a 190 m.
Rebajo cemento de 344 a 387 y cae en PTC, en estas
condiciones rebajo el cemento a 415.5 m. Se trato con
baches viscosos la perdida sin éxito.
22-nov-12
9 PTC 7
Cerró BOP y con la T-10 inyecto 12 bbl de agua con
presión 50 psi para forzar la lechada. Tapón No 9. Rebajo
cemento hasta 415 m donde se cae en PTC
418 421.5 PTC Perfora formación.
23-nov-12
421.5 425 PTC Perfora formación.
425 443 PTC
Al levantar la sarta esta se atrapa a 432 m. Libera y sube
hasta 359 y se atrapa nuevamente la sarta. Solventado el
atrape recupera la sarta a superficie.
24-nov-12
Bombeo 25 m3 de lodo viscoso y NH es igual. Se echo
chispa al pozo, baja TP y topa a 408 m. Continuó vaciando
chispa al pozo. Baja TP y topa
a 397 m, el pozo se esta derrumbando.
25-nov-12
10 PTC 4
Baja TP a 394 m y coloca tapón de cemento No 10.
Circula y no hay retorno. Cuadrilla de mediciones realiza
registro al interior de TP, pero no baja de 280 m al levantar
la TP esta atascada con material caído del pozo. Mide NH
a 162 m.
26-nov-12
11 PTC 11.5 Tapón No 11.
12 PTC 10
Bombea lodo y no llena el agujero. Coloca tapón de
cemento No 12
27-nov-12
13 PTC 5
Colocó tapón No 13. Cima sigue igual. Se prepara mezcla
de Flo-check, con sistema Mist pump se bombeó al pozo
2.5 m3 de INJECTROL y desplazó con 10 bbl de agua
(para limpieza de la TP).

42
14 PTC 4
Se bombeó 4 m3 de lechada de cemento para sellar las
pérdidas anteriores. Tapón No 14.
15 PTC 1.2
Coloca mortero de 0.8 m3 + 0.4 m3 de pedazos de ladrillo,
prof. 208 m
1.2
Coloca 2o mortero de 0.8 m3 + 0.4 m3 de pedazos de
ladrillo.
0.8
Coloca al pozo ladrillo tipo block, baja barrena de 8 ½" con
7 ton.
0.8 Coloca mortero de 0.8 m3.
28-nov-12
16 PTC 6.5
Se realizó registro de P y T, se ubicó dos posibles zonas
de perdida: 160
a 171 y al fondo sobre los 196.0 m. Se trató de llenar el
pozo, el NH cae
a 45 m
17 PTC 5.5 Con este tapón se selló la última pérdida.
30-nov-12
18 PTC 4
Perforó cemento desde 96 hasta 204 m en CN, a 204 se
dio PTC
retornando en PPC de 30, 25, 14 m3/hr hasta 208 m,
luego se cae en
PTC llegando hasta 210 m (la barrena bajo libre los 2
últimos metros).
19 PTC 2.4
Coloca mortero de 2.4 m3 (chispa + arena + pedazos
pequeños de ladrillo-block).
30-nov-12
20 PTC 14
Se ubica la TP a 175.0 m para cementar la PTC entre
156.0 a 171.50 m
Que se abrió nuevamente. Recupera TP franca a
superficie;
01-dic-12
cierra BOP con un TP y presuriza con 60 psi, solamente 2
bbl se logra forzar
02-dic-12
21 PTC 6
Perforó formación fuera del agujero original en CN, a los
207.0 m se
presenta PPC de 6 m3/hr y PTC hasta los 227.50 m.
Primero se
bombeó 3 m3 de lechada con bentonita al 2 % P/P con
densidad de
1.65 gr/cc + otro volumen de lechada con solo cemento de
densidad de
1.80 gr/c.
22 1.2
Para asegurar el sello del tapón No 21 durante el fraguado
se colocó
Manualmente un tapón mortero de 1.2 m3 (arena +
cemento al 2 x 1).
Después del fraguado se perforó cemento con sarta
estabilizada
(cambió near bit a pleno calibre) de 203.0 a a 227.50 3 en
CN.
237 240 PPC
30 a
40
m3/hr
Perforó en estas condiciones y se decide correr en PTC la
TR de 9 5/8".
240 287.5 PTC
08-dic-12
23 PTC 8
Perforó zapata de 9 5/8" y 2 m de cemento de cola a
258.50 m y se
entró en PTC, se bajó libre hasta hasta 287.50 m fondo
perforado con
12 ¼". Continuó la PTC y se coloca un tapón con el 4 %
de bentonita.

43
Densidad 1.66 gr/cc.
09-dic-12
24 PTC 9
Después del fraguado se trató de llenar el pozo sin éxito,
el NH se midió
a 200.0 m. Se procede a colocar tapón de cemento, con el
que logra
sellar la pérdida.
12-dic-12
25 301 310 PTC 4
A la profundidad de 301 m se inició una PTC con retornos
cortos en PPC
de 27, 14, 16 y 6 m3 hr. A la profundidad de 310.0 se dejó
bache en
reposo; al reiniciar bombeo se tiene PTC.
13-dic-12
26 359 387.4 PTC 3
A la profundidad de 359 m se inició una PTC que duró 20
min,
retornando en PPC de 28, 14 y 6 m3/hr. Luego PTC
intermitente de
372 a 387.00 m con retornos casi nomal. Después PTC de
387 a 387.50
m
13-dic-12
27 4
Llena pozo con agua pero el NH cae rápidamente. Mide
NH a 88 m y
continúa bajando. Conecto kelly y bombea continuo agua
al pozo, el
NH subió pero luego cae rápidamente.
14-dic-12
28 7
Se bombea agua al pozo y el NH cae rápidamente. Se
restablece
circulación con bombeo continuó de agua y lodo, se
registra PPC de 42
m3 y al parar bombeo el NH se abate rápidamente. NH a
181.0 m
Bombeó la lechada y el NH se encontó a 85 m que
después bajo a 110.0
m. Para realizar Squeeze se bombeó 3 m3 de agua, el NH
sube a 35 m
y baja gradualmente hasta 48 m. Se bombeó 2 m3 de
agua y el NH
sube a superficie y baja gradualmente hasta 76 m.
(Bitácora de Campo) Observaciones de campo
No. FECHA ANOTACIONES
Etapa de 12 ¼”, de 91.0 a 287.50 m
15 15-nov-12
Con sarta estabilizada se repasó la sección de 88.0 hasta los 141.0 m (de 90.50 a 141.0 m se
desalojo arena del
agujero). Perforó y estabilizó formación de 141.0 hasta 171.50 m. Se colocó tapón de cemento
para sellar perdidas de circulación: PTC de 156.0 a 156.30 m, PPC de 27 - 12 -6 m3/hr entre
156.30 a 166.50 m, PTC intermitente de 166.50
a 171.50 m.
16 16-nov-12
Rebajo cemento de 153.50 a 171.50 m. Perforo y estabilizo formación de 171.50 hasta 266.0 m
17 17-nov-12
Perfora y estabiliza formación de 263.0 a 312.50 m. A la profundidad de 286.0 m se bombea
píldora viscosa mezclada
con cascarilla de café para obturar PPC y deja reposar. Se realizó reconocimiento del agujero,
levanta barrena hasta
zapata de 13 3/8" (89.0 m) y baja hasta el fondo perforado libre. Con el bache la circulación se
normalizó. A partir de
los 310.0 m se entró nuevamente en pérdidas de circulación por lo que se colocará tapón de
cemento para sellarlas.

44
18 18-nov-12
Se colocó tapón de cemento de 5 m3 para sellar PTC en la sección de 311.0 a 312.50 PTC. Se
perforó cemento
después del fraguado a partir de 287.0 hasta 312.50 en CN, luego se continuó perforando
formación hasta 340.5 m
en CN con lodo.
19 19-nov-12
Perfora formación de 340.50 a 418.0 m. A partir de los 387.0 hasta los 418.0 se presentó una
alternancia de pérdidas
de circulación
20 20-nov-12
Se hizo un registro de temperatura estático, a fin de localizar la zona de perdidas, el registro
indicó que las posibles
zonas estarían en el fondo del agujero y entre los 130 - 160 m. A continuación se colocó un
tapón de cemento de 5
m3 a 404 m, con cima de cemento real a 345 m (correspondiente aproximadamente a la cima
teórica). La pérdida
continuó (48 m3/hr), por lo que se procedió a colocar un tapón flotante de 5 m3 a 175 m, éste
tapón fue soportado mediante un bache viscoso. Después del fraguado del cemento se tocó
cima de cemento a 170 m, (casi todo el
volumen de cemento ingresó a la formación), persistiendo la pérdida de circulación (38 m3/hr),
donde fue necesario proceder a colocar otro tapón de cemento ubicando la T.P. a 140 m
21 21-nov-12
Después de colocar el tapón de cemento de 7 m3, se recuperó tubería a superficie y se midió
en N.H. a 57 m,
posteriormente se bajó la barrena de 12 ¼" y se rebajó el tapón cemento (flotante) y el tapón de
cemento colocado en el fondo hasta los 415.50 m. Durante la perforación del tapón del fondo,
se tuvo pérdida total intermitente partir de los 387 m, luego se convirtió en parcial (18 m,3/hr) y
finalmente se convirtió en total a partir de los 408 m, donde no fue posible lograr restablecer la
circulación mediante baches viscosos de lodo + material obturante.
22 22-nov-12
Luego de finalizar la perforación de cemento hasta los 408 m en pérdida total, se recuperó
herramienta a superficie y se midió el N.H. a 145 m. Después se bajó T.F. a 412.50 m para
colocar un tapón de cemento de 7 m3 con
incremento de densidades desde 1.65, 1.70 hasta finalizar con 1.80 gr/cc, esto con la finalidad
de que el frente de la
lechada le permitiera ingresar más libremente a la formación.
A continuación se recuperó la tubería a superficie y se midió el N.H. a 35 m, por lo que fue
necesario presurizar el
pozo para forzar el ingreso del cemento a la formación, se bombeó 12 bbls a una presión de 50
psi. Después de la
espera de fraguado, se bajó la sarta encontrando la cima de cemento a 326 m. Se perforó
cemento de 326 hasta los
415 en CN de lodo, luego al entrar a perforar formación se tuvieron pérdidas totales
intermitentes hasta los 421,50m.
23 23-nov-12
Se perforó formación de 421.50 a 443 m en pérdida total de circulación. A partir de los 415 m se
tuvo pérdida total
intermitente, donde a los 426 m se tuvo pérdida total de circulación hasta el fondo perforado
(443 m). Luego de llegar a la profundidad de anclaje de la zapata de 9 5/8", se procedió a
recuperar la herramienta hasta superficie, pero en el ascenso a 432 m se tuvo mucha
resistencia. Se trabajó la sarta y se continuó con la recuperación de la misma, donde se tuvo
nuevamente mucha resistencia a los 359 m. Nuevamente, se trabajó la sarta y se logró
recuperar la misma hasta superficie. Posteriormente, se bajó tubería franca para hacer un
reconocimiento del agujero.
24 24-nov-12
Se bajó TP para reconocer el pozo, encontrando tope a 410 m, luego se hecho 1.5 bbl de
chispa, con la finalidad de
aislar la zona de pérdida en la zona de abajo (426 m) y colocar un tapón de cemento.
Inicialmente el vertido de la
chispa (piedrin) se hizo por el interior de la TP pero se tuvo problemas de atascamiento del
material por el interior de la TP, por lo que se sacó la tubería y se hizo el vertido de la chispa
(piedrin) desde la superficie a través de una
cubeta y luego cargándola con dos barriles de lodo, el resultado fue positivo ya que se logró
alojar la chispa en el
fondo del agujero (3 m). Se estuvo midiendo el N.H. a 200 m. Posteriormente, se bajó la TP
hasta el fondo para

45
colocar tapón de cemento, donde se encontró tope a 395 m
25 25-nov-12
Se recuperó la TP para destaparla, se encontró por el interior de la misma material que se
había caído al fondo del
agujero (cima encontrada a 397 m), luego se bajó nuevamente la TP a 394 m para colocar un
tapón de cemento de 4
m3 de una densidad de 1.80 gr/cc. Posteriormente se bajó la TP encontrando cima de cemento
a 344 m,.
Posteriormente personal de Mediciones realizó un perfil estático de formación con resultado
negativo ya que el
elemento no pudo bajar hasta el fondo por las condiciones de riesgo en el pozo
(desprendimiento de material por
inestabilidad en ciertas zonas de las paredes del pozo a 204, 222 y 242 m). Se recuperó la TP a
superficie para
destapar el interior de TP de material caído en el fondo, asimismo, se procedió entonces a
colocar un tapón de 11.5
m3 en el fondo del agujero.
26 26-nov-12
Luego de espera de fraguado de tapón de cemento de 11.5 m3, se bajó TP para tocar cima de
cemento a 284 m,
ingresó un volumen de 7.7 m3 a la formación (67% del total de lechada) y el nivel hidrostático
es de 165 m. Se intentó llenar el pozo con resultado negativo, por lo que, se bajó TP a 281 m y
se procedió a colocar otro tapón de cemento
de 10 m3 siempre a una densidad de 1.80 gr/cc. El nivel hidrostático estabilizado es de 190
m.Posteriormente se bajó TP a tocar cima de cemento a 208 m, donde la formación absorbió
4.2 m3 de cemento (42% del total de la lechada), el nivel hidrostático se mantiene a 190 m.
27 27-nov-12
Tratamiento de la pérdida a 208 m. Se colocó 2 tapones de cemento con la unidad de
cementación T-10, el primer
tapón fue solo con lechada y para el segundo tapón se utilizó INJECTROL (Flo Check), sin
lograr obturar la pérdida.
Se decide colocar mortero (chispa + arena + cemento) y ladrillo en pedazos, logrando levantar
así cima hasta 205 m.
28 28-nov-12
Se colocó mortero y ladrillo en pedazos para sellar pérdida severa de circulación desde los 208
hasta 196 m. La
pérdida continuó por lo que se realizó registro de P y T y ubicó la zona de pérdidas entre los
160 a 171 m y otra
posible sobre los 196 m. Colocó tapón de cemento de 6.5 m3, donde luego del fraguado se
trató de llenar el agujero
sin lograrlo, el NH se ubica a 45 m de profundidad.
30 30-nov-12
Perforó cemento de 166.0 hasta 204.0 en CN, de 204.0 a 208.0 en PTC y PPC, de 208.0 a
210.0 m en PTC. Colocó
tapón de cemento (No 18) de 4 m3 a 210.0 m. Persiste la pérdida y se coloca tapón (No 19) de
mortero de 2.4 m3
para sellar la pérdida de 204.0 a 210.0 m. Otro tapón (No 20) se colocó para sellar pérdidas
entre 156.0 a 171.50 m.
31 01-dic-12
Finalizado de colocar tapón de cemento No 18 (No 20 en total) y al levantar la TP franca se
presentó un atrape a la
profundidad de 175.0 m, teniendo que halar hasta 65 ton para liberar y recuperar la misma en
resistencia menor de 10ton hasta los 140.0 m. Se perforó cemento desde 57.0 hasta 156.0 m y
formación hasta 171.0 m en CN .
32 02-dic-12
Perfora formación fuera del agujero (paralelamente) al original de 171.0 a 227.50 m. Se colocó
tapón de cemento para sellar pérdida entre 204.0 a 207.50 m. Bajó sarta estabilizada (cambio
near bit por desgaste) libre a 96.0 m y
estabilizando hasta 167.0 a 200.0 m en CN.
Etapa de 12 ¼”, de 287.50 a 750.0 m
38 08-dic-12
Luego de quebrar sarta de la etapa anterior, se bajó barrena de dientes 8 ½" (se armaron 12
D.C. de 6 ¼"), luego se encontró tope a 230 m, lo cual corresponde al collar flotador. Se perforó
el collar flotador luego cemento hasta 246m, seguidamente se hizo prueba de presión del
casing a 600 psi durante 15 minutos, resultado positivo.

46
Después de la prueba se continuó bajando libre (sin rotación) la sarta hasta la zapata de 9 5/8".
Se perforó la zapata y dos metros más de cemento, luego se bajó libre con pérdida total de
circulación hasta la profundidad perforada (287.5m). En el fondo se encontró material suelto
que fue evacuado con baches viscoso. Se recuperó la sarta (lisa) hasta superficie, se midió el
nivel hidrostático a 200 m. Posteriormente se bajó la TP a la altura de la zapata (255 m) y se
inyectó un tapón de cemento de 8 m3, seguidamente se recuperó la TP a superficie y se midió
el N.H. a 200 m (la pérdida de circulación continúa).
39 09-dic-12
Luego de la espera de fraguado del tapón cemento de 8 m3 (No. 20), se bajó la TP y se tocó
cima de cemento a 266
m (aproximadamente el 80 % del volumen total de lechada ingresó a la formación). El N.H. era
de 200 m y se tenía
siempre pérdida total de circulación, luego se bajó la TP a la altura de la zapata de 9 5/8" y se
colocó otro tapón de
cemento con bentonita al 4% de 4 m3. El N.H. siempre era de 200 m y la cima de cemento se
encontró a 260.7 m (el
87 % del total de la lechada de cemento ingresó a la formación). Posteriormente se bombeó
otro tapón de cemento de 9 m3 con la TP a la altura del nivel hidrostático (200 m). Al recuperar
la TP a superficie se midió la cima del cemento a 145 m (aparentemente este tapón de cemento
había sido efectivo).
42 12-dic-12
Coloco tapón de cemento (No 25 en su orden) para sellar pérdidas abajo de la zapata de 9 5/8"
(156.50 m) hasta
310.0 m. Se perforó cemento de 288.0 a 310.0 m y perforó formación hasta 352.0 en CN con
lodo
43 13-dic-12
Perforó formación de 352.0 a 387.0 m. A partir de los 359.0 m se inició una serie de pérdidas de
circulación total - total intermitente; para sellar las zonas de pérdidas se colocó un tapón de
cemento de 3 m3, el cual cubrió de 387.0 a 373.0 m (ingreso en zona de pérdida el 82.33 %
Luego del fraguado se detectó que hay más pérdidas sobre la cima
de 373.0 m por cual se colocó otro tapón de cemento
44 14-dic-12
Finalizado el fraguado del tapón de cemento (# 27 en su orden) se evaluó el pozo, con el NH a
148.0 m bombeó 5 m3
agua y este sube a 115.0 m. Se registró cima de cemento con TP franca a 294.50 m, se
restablece circulación y
registra una PPC de 42 m3/hr, al suspender el bombeo el NH cae hasta 181.0 m. Por continuar
la pérdida se colocó
nuevo tapón de cemento (# 28 en su orden), este tapón (7 m3) se forzó para que ingresara el
mayor volumen en la
pérdida, al final se logró obturar esta pérdida

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