1. 26 Oilfield Review
Estabilización del pozo para
prevenir pérdidas de circulación
Las pérdidas de circulación —las pérdidas de todo el lodo de perforación en la
formación— generan costos y riesgos significativos para los perforadores de todo el
mundo y amenazan con plantear desafíos mayores en el futuro. La industria está
encarando esta amenaza con diversos materiales de fortalecimiento del pozo, que operan
a través de mecanismos diferentes pero comparten un objetivo en común: detener el
crecimiento de las fracturas y mantener el lodo de perforación dentro del pozo.
John Cook
Cambridge, Inglaterra
Fred Growcock
Occidental Oil and Gas Corporation
Houston, Texas, EUA
Quan Guo
Houston, Texas
Mike Hodder
M-I SWACO
Aberdeen, Escocia
Eric van Oort
Shell Upstream Americas
Houston, Texas
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review
Invierno 2011/2012: 23, no. 4.
Copyright © 2012 Schlumberger.
En este artículo cuando se hace mención a galones
se trata de galones estadounidenses.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Raúl Bermúdez, Clamart, Francia; Jim
Friedheim, Houston; Guido Leoni, Ravenna, Italia; y Mark
Sanders, Aberdeen.
Losseal es una marca de Schlumberger.
MPSRS es una marca de M-I, l.l.c.
En el último siglo, la industria del petróleo y el
gas ha logrado avances importantes en el desarro-
llo de tecnologías y técnicas de perforación que
convierten la construcción de pozos en un empren-
dimiento rentable y seguro. No obstante, a medida
que se descubren nuevas fuentes de hidrocarburos
en yacimientos cada vez más remotos y geológi-
camente complejos, la industria continúa desa-
rrollando tecnologías para superar los desafíos
asociados con la integridad del pozo que plantean
peligros en términos de seguridad y riesgos econó-
micosparalaviabilidaddeunpozoenellargoplazo.
En el Golfo de México solamente, los problemas
relacionados con la integridad de los pozos, tales
1. Dodson T: “Identifying NPT Risk,” presentación en
Keynote en el Foro “Atlantic Communications Drilling
and Completing Trouble Zones,” Galveston, Texas, EUA,
20 de octubre de 2010.
2. Redden J: “Advanced Fluid Systems Aim to Stabilize Well
Bores, Minimize Nonproductive Time,” The American Oil
& Gas Reporter 52, no. 8 (Agosto de 2009): 58–65.
3. Growcock F: “Lost Circulation Solutions for Permeable
and Fractured Formations,” Actas, Southwestern
Petroleum Short Course 54 (2007): 175–181.
4. ECD es una función de la presión hidrostática generada
por la densidad del lodo y las pérdidas de presión por
fricción que debe superar la bomba de lodo para desplazar
los fluidos y los recortes del pozo hacia la superficie.
> Programa integral de manejo del fenómeno de pérdida de circulación. Los tres niveles inferiores
de la pirámide se centran en la prevención de los problemas de pérdidas de circulación. Las mejores
prácticas de perforación pueden incluir la implementación de modelos geomecánicos precisos para
calcular el riesgo de colapso del pozo o de pérdida de circulación y además pueden hacer uso de
técnicas de perforación con tubería de revestimiento expansible, perforación con manejo de la
presión y entubación durante la perforación. La selección del fluido de perforación incluye la
implementación de un fluido de perforación con las propiedades reológicas adecuadas para minimizar
o reparar las pérdidas de circulación. Los materiales de fortalecimiento del pozo son materiales en
partículas especialmente formulados y dimensionados, que ingresan en una fractura y previenen su
propagación mediante su aislamiento del pozo. El nivel superior está dedicado a la remediación de
pérdidas a través de la utilización de materiales para pérdidas de circulación, tales como las píldoras
de reparación o de detención de pérdidas.
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inches wide
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Materiales para pérdidas de circulación
Remediación
Prevención
Materiales de fortalecimiento del pozo
Selección del fluido de perforación
Mejores prácticas de perforación

2. Volumen 23, no.4 27
como el atascamiento de las tuberías, el colapso del
pozo, la presencia de lutitas desmoronables y las
pérdidas de circulación, dan cuenta del 44% del
tiempo no productivo (NPT) que impide el avance
de la barrena de perforación hacia su objetivo.1
Las ramificaciones financieras del NPT relacio-
nado con la integridad del pozo son tantas que los
operadores pueden llegar a agregar entre un 10%
y un 20% a las autorizaciones para erogaciones
con el fin de cubrir el tiempo inactivo previsto.2
El fenómeno de pérdida de circulación, en el
que el fluido o el lodo de perforación fluye parcial o
completamente hacia una formación a través de
zonas denominadas zonas de pérdidas de circula-
ción o zonas ladronas, es un contribuidor común
para el NPT (derecha). Estas zonas concreta-
mente “le roban” al pozo el fluido de perforación.
Si bien el fluido tiene varios objetivos, los más
afectados por la pérdida de circulación son las
necesidades de mantener la presión hidrostática
en el espacio anular y prevenir el ingreso de los
fluidos de formación en el pozo durante el pro-
ceso de perforación.
Para contrarrestar este fenómeno, existe un
programa integral de manejo de los problemas de
pérdidas de circulación. Se trata de un procedi-
miento de mitigación de las pérdidas de fluidos en
etapas, que depende de la severidad del problema.
Uno de los enfoques consiste en una estrategia de
cuatro niveles que implica la adopción de medidas
de prevención y remediación (página anterior).
La experiencia de la industria ha demostrado que
a menudo es más fácil y más efectivo prevenir la
ocurrencia de pérdidas que intentar detenerlas o
reducirlas una vez que han comenzado.
Las pérdidas de fluidos se producen general-
mente a través de las fracturas inducidas por el
proceso de perforación. Estas fracturas tienden a
propagarse fácilmente porque la presión reque-
rida para alargar una fractura a menudo es más
baja que la requerida para iniciarla.3
Por consi-
guiente, la remediación se considera en general
una contingencia a utilizar sólo si la adopción de
medidas preventivas ha resultado infructuosa.
Este artículo examina las condiciones de per-
foración que contribuyen a los incidentes de pér-
didas de circulación y explica porqué el fenómeno
de pérdida de circulación amenaza con conver-
tirse en un contribuidor más importante del NPT
de lo que era en el pasado. Además, se analiza la
prevención de los problemas de pérdidas de cir-
culación a través de la utilización de materiales
de fortalecimiento del pozo y se describen diver-
sas corrientes de pensamiento que existen en la
industria acerca de los mecanismos de estabiliza-
ción del pozo y prevención de la propagación de
las fracturas.
> Mecanismos de egreso del fluido de perforación del pozo. Durante la circulación del lodo de
perforación de regreso a la superficie (flechas verdes), el fluido entra en contacto con el pozo. En las
prácticas de perforación tradicionales, la presión existente en el pozo excede la presión de la formación,
lo que impide que los fluidos de formación ingresen en el pozo. En uno de los mecanismos de pérdidas de
fluidos en el pozo, se produce un proceso de filtración en la roca permeable por el que el componente
líquido del lodo de perforación penetra en la roca, lo cual deja que el material sólido en partículas y las
pequeñas gotas de emulsión se acumulen en la pared del pozo y formen un revoque de filtración. La baja
permeabilidad de este revoque mantiene muy bajo el volumen de fluido perdido por admisión, pero esto
no se considera un incidente de pérdida de circulación. La pérdida de circulación se produce si la roca se
encuentra naturalmente fracturada, es vacuolar o altamente porosa. Si la presión del pozo es mayor que
la resistencia a la tracción de la roca, se formarán fracturas. Cada uno de estos casos se traduce en la
pérdida de grandes volúmenes de fluido de perforación (flechas blancas) en las zonas ladronas. En los
casos severos, una cantidad apreciable, o incluso la totalidad, del fluido de perforación ingresa en la
formación, lo cual induce aún más el crecimiento de la fractura (inserto).
Pozo
FracturaPérdidas de fluidos
Zona de pérdida
de circulación
Admisión de fluido
Revoque de filtración
Fractura
Sección transversal del pozo
Formación
Columna de perforación
Flujo de
fluidos de
perforación
Revoque de
filtración
Los fundamentos del fenómeno
de pérdida de circulación
Los incidentes de pérdidas de circulación se pro-
ducen con más frecuencia como consecuencia
del método utilizado para perforar un pozo.
Tradicionalmente, los pozos se perforan en condi-
ciones de sobrebalance en las que el fluido o el
lodo de perforación se hace circular por la sarta
de perforación, a través de la barrena, y en forma
ascendente hacia el espacio anular.
La densidad del lodo es la fuente principal de
presión hidrostática en un pozo. Durante su cir-
culación a través del pozo, el lodo contribuye a la
generación de una presión en el pozo que puede
expresarse en términos de la densidad de circula-
ción equivalente (ECD).4
En un estado de sobre-
balance, esta ECD ayuda a generar una presión
hidrostática en el pozo que es mayor que la pre-
sión de poro de la formación expuesta. Un fluido
de perforación de densidad insuficiente puede
dar lugar a una presión hidrostática que es menor
que la presión de poro. Esto puede traducirse en
un golpe de presión: un influjo no planificado de
fluidos de formación en el pozo. La mayoría de los
golpes de presión se maneja utilizando operaciones
establecidas de ahogo del pozo, pero existen casos
aislados en los que un golpe de presión incontro-
lado puede manifestarse en forma de reventón,
con los riesgos asociados para el equipamiento de
boca de pozo y el daño potencial del personal que
opera el equipo de perforación.
Otros obstáculos para la seguridad y la viabili-
dad económica del pozo pueden presentarse si la
presión hidrostática es demasiado baja para susten-
tar la pared del pozo. El lodo de perforación debe
ser suficientemente pesado para contrarrestar la
inestabilidad que se genera en el pozo cuando se
remueve la roca a través del proceso de perforación.
Si el perforador selecciona un lodo de perfora-
ción de densidad insuficiente, el resultado puede
ser la inestabilidad del pozo y, en casos extremos,
su colapso.
Porelcontrario,unfluidodeperforaciónconuna
densidad de lodo excesivamente alta ejerce una
presión hidrostática que puede exceder la inte-
gridad mecánica de la formación, lo cual causa la

3. 28 Oilfield Review
penetración del fluido de perforación en las frac-
turas naturales (arriba). Las fracturas naturales
pueden estar presentes en cualquier tipo de for-
mación, pero son más frecuentes en los marcos
geológicos con actividad tectónica en curso.
El manejo de los problemas de pérdidas de
circulación también puede plantear desafíos con-
siderables cuando se inducen fracturas durante
el proceso de perforación.5
Las fracturas se gene-
ran como resultado del fenómeno de falla por trac-
ción, que tiene lugar cuando el esfuerzo ejercido
sobre la formación excede el esfuerzo tangencial
alrededor del pozo y la resistencia a la tracción
de la roca, debido en general a una excesiva den-
sidad del lodo o presión del pozo.6
Habitualmente, una prueba de integridad de
presión o una prueba extendida de pérdida de
fluido (o de admisión) (XLOT) mide la capacidad
de la formación y del pozo para sostener la presión.
Los ingenieros efectúan la prueba luego de correr y
cementar una nueva sarta de revestimiento, inme-
diatamente después de perforar por debajo de la
zapata de la tubería de revestimiento. Para comen-
zar la prueba, la brigada de perforación cierra el
pozo y bombea fluido en su interior con el fin de
incrementar gradualmente la presión ejercida
sobre la formación (abajo).
El perforador debe atenerse a un régimen de
presión que evite un golpe de presión o un inci-
dente de pérdida de circulación; una prueba XLOT
proporciona los elementos para comprender ese
régimen de presión. El límite superior en relación
con la ECD está representado generalmente por el
gradiente de fractura (FG); es decir, la presión de
pozo que produciría el fracturamiento de la forma-
ción adyacente y, en consecuencia, generaría la
pérdida potencial de fluido proveniente del pozo.
El parámetro FG no está definido con precisión;
algunos perforadores lo identifican como la pre-
sión con la que se inicia una fractura (Pfuga), otros
pueden seleccionar el valor más conservador de la
presión de cierre de la fractura (Pcierre), y algunos
seleccionan para el FG una presión que se encuen-
tra entre estos dos parámetros.
El límite inferior en relación con la ECD está
determinado generalmente por la presión de poro
(Pporo) o bien por la presión de colapso del pozo
(Pcolapso), por debajo de la cual el flujo de fluidos
de formación en el pozo produce problemas tan
severos de inestabilidad mecánica que las ope-
raciones deben ser modificadas o suspendidas.
El rango entre el límite superior y el límite infe-
rior es la ventana de densidad del lodo o el mar-
gen de perforación. En estos límites superior e
inferior inciden las orientaciones y magnitudes
de los esfuerzos locales presentes en la roca, la
presión de poro, la resistencia de la roca y la orien-
tación del pozo. Estos parámetros varían con la
profundidad del pozo y actúan para modificar sig-
nificativamente el tamaño de la ventana de den-
sidad del lodo (próxima página, izquierda).
Para evitar incidentes de pérdidas de circula-
ción o de inestabilidad del pozo, los perforadores
prestan mucha atención al hecho de mantener la
ECD dentro de los confines de la ventana de den-
sidad del lodo. Si no lo hacen, la estabilidad física
del pozo cambia a lo largo de una serie ininterrum-
pida de situaciones posibles, que abarcan desde el
influjo de fluido de formación hasta pérdidas
severas o totales de fluido de formación e incluso
el colapso del pozo (próxima página, derecha).
Independientemente de que la pérdida de cir-
culación se produzca durante la perforación, la
entubación, o la terminación y la cementación del
pozo, su impacto sobre los costos de construcción
del pozo es significativo ya que representa entre
USD 2 000 y USD 4 000 millones anuales en térmi-
nos de pérdidas de tiempo, pérdidas de fluidos de
perforación y materiales utilizados para obturar las
pérdidas. Según el Departamento de Energía de
EUA, en promedio, entre el 10% y el 20% del costo
de perforación de pozos de alta presión y alta tem-
peratura corresponde a pérdidas de lodo.7
Riesgos de circulación
en yacimientos complejos
En todo el mundo, la porción de NPT atribuible a
las pérdidas de circulación se está incremen-
tando a medida que los perforadores persiguen
áreas prospectivas más complejas y técnicamente
más desafiantes que las procuradas en el pasado.
Por ejemplo, para acceder a yacimientos aislados
situados a una distancia horizontal significativa
respecto de la localización del pozo en la superficie,
> Tipos de incidentes de pérdida de circulación.
La formación superior experimenta una pérdida
de lodo de perforación (flechas blancas) en las
fracturas naturales que fueron intersectadas por
el pozo. La formación intermedia exhibe la
propagación de una fractura que fue inducida
hidráulicamente por el proceso de perforación.
La formación inferior pone de manifiesto las
pérdidas producidas por filtración.
Lost Circulation
Figure 3_3
Pozo
> Umbrales de presión. Durante las etapas iniciales de una prueba de admisión (pérdida de fluido)
extendida (XLOT), la presión se incrementa linealmente con el volumen de fluido bombeado. Conforme se
bombea más fluido en el pozo, el incremento de la presión finalmente se aparta de la linealidad en el
punto de presión de fuga (Pfuga), lo que además conduce a la iniciación de una fractura. La fractura se
propaga hasta que se alcanza la presión de fracturamiento (ruptura) (Pruptura) de la formación. La curva
de presión cae rápidamente en este punto, y las fracturas se propagan de manera más controlada a
una presión más baja y un tanto constante denominada presión de propagación de la fractura
(Ppropagación). Si el bombeo se detiene, la presión existente en la fractura se libera en la formación,
lo que reduce la presión de la fractura y hace que ésta se cierre a la presión de cierre de la fractura
(Pcierre). Cuando el bombeo se reanuda, la presión se incrementa nuevamente y la fractura puede
reabrirse a la presión de reapertura (Preapertura), que es similar a Pcierre. Luego, la fractura reanudará
la propagación a una presión similar a Ppropagación. Es probable que una curva XLOT no exhiba esta
forma o posea un pico o meseta. La forma es controlada por una diversidad de factores, entre los
que se encuentran los esfuerzos locales presentes en la roca, la presión de poro, la resistencia
inherente de la roca y la orientación del pozo.
Bombas desactivadas
Bombas activadas
Pfuga
Pruptura
Ppropagación
Pcierre
Preapertura
Presión
Tiempo

4. Volumen 23, no.4 29
los operadores cada vez con más frecuencia están
implementando técnicas de perforación de pozos
de alcance extendido (ERD).8
Estos pozos plan-
tean desafíos únicos en materia de manejo de flui-
dos porque los márgenes de perforación cambian
significativamente en función de la localización en
el pozo.
En la sección vertical del pozo, mientras la
sección está siendo perforada hasta la zapata de
entubación siguiente, la densidad del lodo puede
residir de manera segura en una envolvente amplia
sin riesgo alguno de inestabilidad del pozo, ingreso
de fluidos de formación en el pozo, o egreso de
fluido de perforación hacia la formación. No obs-
tante, a medida que el pozo se vuelve más inclinado,
la ECD mínima requerida se incrementa porque las
pérdidas por fricción aumentan. Por otra parte, la
influencia de los parámetros de perforación sobre
la ECD puede incrementarse debido a la gran lon-
gitud del pozo ERD. Es posible que estos factores
reduzcan significativamente el margen de perfora-
ción —en algunos casos hasta alcanzar un valor de
ECD de 60 kg/m3 [0,5 lbm/galón] o aún menor— lo
que eleva el riesgo de pérdida de circulación.
Esto sucede especialmente en los pozos ERD per-
forados en formaciones no consolidadas con gra-
dientes de fractura relativamente bajos.
Las operaciones de perforación en aguas pro-
fundas, llevadas a cabo en el Golfo de México y en
las áreas marinas de Brasil y África Occidental,
han introducido desafíos en materia de pérdidas
de circulación que exceden los márgenes de perfo-
ración estrechos. Entre estos desafíos se encuen-
tran las ECDs altas y el fluido de perforación que
es enfriado por el agua de mar casi congelada que
rodea el tubo ascendente. Por otra parte, el costo
del fenómeno de pérdida de circulación y del NPT
se exacerba debido a la utilización de lodos a base
de productos sintéticos (SBMs), que oscilan entre
USD 100 y USD 200 por barril, y por los costos
elevados del tiempo de equipo de perforación.9
Los riesgos de incidentes de pérdidas de cir-
culación son aún más grandes en los campos de
aguas profundas que experimentan cambios en
los esfuerzos relacionados con el proceso de ago-
tamiento, lo que incrementa el riesgo de activa-
ción de las fallas y conduce a la formación de zonas
5. Grupo de Servicios Técnicos de M-I SWACO: “Chapter 1:
Fundamentals of Lost Circulation,” Houston: M-I SWACO,
Prevention and Control of Lost Circulation (17 de marzo
de 2011): 1:1–7.
6. El esfuerzo tangencial se refiere al esfuerzo que actúa
en forma circunferencial alrededor de un pozo, y que
se genera como resultado de la remoción del volumen
de roca cuando se crea el pozo.
Para obtener más información, consulte: Fjaer E, Holt
RM, Horsrud P, Raaen AM and Risnes R: Petroleum
Related Rock Mechanics, 2da ed. Ámsterdam: Elsevier
(2008): 139–140.
7. Growcock F: “How to Stabilize and Strengthen the
Wellbore During Drilling Operations,” Programa de
Conferenciantes Distinguidos de la SPE (2009/2010),
http://www.spe.org/dl/docs/2010/FredGrowcock.pdf
(Con acceso el 21 de septiembre de 2011).
8. Para obtener más información sobre los pozos de
alcance extendido, consulte: Bennetzen B, Fuller J,
Isevcan E, Krepp T, Meehan R, Mohammed N, Poupeau
J-F y Sonowal K: “Pozos de alcance extendido,” Oilfield
Review 22, no. 3 (Marzo de 2011): 4–15.
9. Los lodos a base de productos sintéticos son fluidos de
perforación no acuosos de emulsión con fase interna
acuosa, en los que la fase externa es un fluido sintético
en vez de un aceite.
> Regímenes de gradiente de presión en un pozo.
En el Intervalo A, la ventana de ECD, o ventana de
densidad del lodo (sombreado púrpura), se
encuentra limitada por la presión de poro (azul) y
el gradiente de fractura (FG) (rojo). En un intervalo
agotado (B), en el que la producción del intervalo
conduce a una reducción de la presión de poro, la
ventana de densidad del lodo se estrecha y tanto
la presión de poro como el FG se desvían hacia
valores de presión más bajos. En un intervalo con
una formación mecánicamente débil (C), el límite
inferior de la ventana de densidad del lodo está
definido por la presión de colapso del pozo (verde)
y no por la presión de poro. En el Intervalo D, la
presión de poro es alta y el FG es bajo, lo que se
traduce en una ventana de densidad del lodo
muy estrecha, que podría constituir un desafío
al control de la ECD.
Lost Circulation
Figure 5_3
Presión de sobrecarga
Gradiente de fractura
Presión de poro
Presión de colapso
del pozo
Ventana
de ECD
A
B
C
D
Profundidad
Presión
> Perfiles de pozos en función de la densidad del lodo. Si la densidad del lodo de perforación, o la
ECD, se monitorea cuidadosamente y se mantiene dentro de la ventana de ECD estable del pozo
(línea verde), se asegura la existencia de un pozo en calibre sin fluidos que entran y salen de éste
(extremo superior, centro). Si la ECD cae por debajo de esta ventana estable, el pozo ingresa en un
régimen de inestabilidad, en el que el fluido de yacimiento comienza a ejercer presión sobre el pozo
y comienza su deformación (extremo superior, segundo contado desde la izquierda). La ECD continúa
reduciéndose y alcanza la presión de poro (Pporo). Por debajo de esta presión, el fluido de formación
(flechas rojas, extremo superior izquierdo) ingresa en el pozo sin disminuir y puede ocasionar su
colapso y la liberación incontrolada de los fluidos de producción en la superficie a través del pozo.
El otro extremo del continuum de ECD (línea naranja, derecha) comienza con una densidad de lodo
demasiado grande, que hace que el lodo de perforación induzca la formación de fracturas o ingrese
en las fracturas existentes (extremo superior, segundo contado desde la derecha). Si la ECD es
demasiado elevada, se alcanza la presión de fracturamiento (ruptura) de la formación (Pruptura);
por encima de esta presión, se producen pérdidas severas de fluido (extremo superior derecho).
Lost Circulation
Figure 6_4
Influjo
descontrolado
de fluidos
Deformación
del pozo
Pozo en
calibre
Ventana de ECD estable
Ventana segura
ECDBaja Alta
Pérdidas severas
de fluidos
Flujo de fluidos
hacia el interior
de las fracturas
Pporo Pruptura
Pozo Pozo
Pozo
PozoPozo Pozo

5. 30 Oilfield Review
de pérdidas de circulación nuevas. Los pozos
ERD de más de 10 km [6,2 millas] de profundidad
total también plantean desafíos en el manejo de
la ECD.10
Los desafíos que plantea la pérdida de circu-
lación surgen cuando los perforadores apuntan
como objetivo a zonas agotadas de campos en
proceso de maduración. La producción de estos
campos causa la reducción de la presión de poro
en algunas de las capas de formación, lo que a su
vez genera una reducción del gradiente de frac-
tura y la necesidad de disminuir las densidades
del lodo. Cuando además existen lutitas supraya-
centes e interestratificadas presentes, se requiere
un valor elevado de densidad del lodo para preve-
nir el colapso del pozo y el posible influjo de fluido.
En este tipo de escenario, las capas agotadas
deben ser perforadas con un alto sobrebalance, y
los perforadores deben adoptar medidas para
prevenir las pérdidas de circulación. Si bien en
algunas formaciones del Golfo de México se han
registrado sobrebalances de 90 MPa [13 000 lpc],
los valores más habituales se encuentran en el
rango de 20 a 30 MPa [2 900 a 4 300 lpc], tales
como los observados en el Mar del Norte.11
Encuadre del desafío
La industria ha desarrollado un abanico de tec-
nologías y servicios diseñados para prevenir o
mitigar los incidentes de pérdidas de circulación.
La selección de la solución adecuada generalmente
comienza con la clasificación de la velocidad de
pérdida de fluido o su magnitud. Las pérdidas de
fluidos se dividen en tres categorías: filtración,
pérdidas parciales y pérdidas severas.
La filtración, que es la pérdida menos severa,
adopta la forma de pérdida total de lodo con una
velocidad inferior a 1,6 m3/h [10 bbl/h]. Estas pér-
didas se producen generalmente por el flujo de
fluido hacia los poros de la formación y no hacia
las fracturas. Las pérdidas por filtración se aso-
cian usualmente con la pérdida total de lodo en el
sistema de redes de poros en el que aún no se ha
desarrollado el revoque de filtración.12
La veloci-
dad de filtración es estrictamente una función del
sobrebalance y la permeabilidad de la roca.
Para localizar las pérdidas por filtración con
precisión, los ingenieros deben dar cuenta de
otros cambios de volumen producidos en el lodo
de perforación. Estos cambios incluyen la remo-
ción de recortes —fragmentos de roca desalojados
por la barrena de perforación a medida que corta
la roca para formar el pozo— y la evaporación de
la porción del lodo de perforación correspondiente
al fluido en la superficie. Los ingenieros deben
determinar con precisión la reducción del volu-
men del lodo de perforación, que es causada por
la remoción de los recortes y cualquier lodo resi-
dual presente en éstos. La evaporación de la fase
acuosa de un lodo a base de agua constituía un
problema más importante en el pasado, cuando
se utilizaban piletas de lodo descubiertas; cavida-
des grandes cavadas en el terreno para contener
el fluido de perforación. La preocupación por el
medio ambiente instó a la industria a reemplazar
estas piletas por recipientes de acero cerrados que
contienen entre 160 y 320 m3 [1 000 y 2 000 bbl]
de lodo de perforación.
Los perforadores verifican las pérdidas por
filtración despegando la barrena del fondo del
pozo, desactivando todos los equipos de mezcla y
de remoción de sólidos no esenciales, y verifi-
cando posteriormente los volúmenes de lodo con y
sin circulación. Una vez que se establece la pér-
dida de un volumen de lodo de perforación debido
al fenómeno de filtración, el operador debe decidir
si repara las filtraciones o continúa la perforación.
Esta decisión depende a menudo de los costos del
fluido de perforación y del tiempo de equipo de per-
foración, la estrechez del margen de perforación y
la probabilidad de que se registre NPT como resul-
tado de la ocurrencia de incidentes tales como
daño de formación o atascamiento de la tubería.13
Las pérdidas parciales de fluidos —1,6 a 16 m3/h
[10a100bbl/h]—representanelpeldañosiguiente
de la escalera de la pérdida de circulación. Los per-
foradores se enfrentan con las mismas decisiones
para las pérdidas parciales que para las pérdidas
por filtración, pero dado que se pierden volúmenes
más grandes de fluido de perforación, deben consi-
derar las medidas de remediación con más cuidado.
El costo del fluido de perforación desempeña un
rol importante: si el fluido es relativamente eco-
nómico y la densidad del lodo puede ser mane-
jada en forma razonable dentro del margen de
perforación, se puede contemplar la posibilidad
de continuar la perforación sin adoptar medidas
de remediación. El punto en el cual el costo de la
pérdida de los fluidos de perforación se vuelve
demasiado elevado para ser ignorado varía según
el pozo y según el operador.
Cuando los fluidos de perforación ingresan en
la formación a través de fracturas, vacuolas o
cavernas con una velocidad de más de 16 m3/h, las
pérdidas se clasifican como severas. Estas pérdi-
das incluyen las pérdidas totales, en las que no
existe viaje de retorno de ningún volumen de fluido
de perforación a la superficie. Las consecuencias
de este tipo de incidente pueden implicar inci-
dentes de control de pozos e incidentes de perfo-
ración a seco, en los que la continuación de la
perforación después de una pérdida total pro-
duce daños a la barrena de perforación, la sarta
de perforación o el pozo.
Fortalecimiento del pozo
Los especialistas en fluidos han desarrollado una
diversidad de métodos para mejorar la integridad
del pozo y prevenir las pérdidas de circulación.
A estas prácticas se alude en forma colectiva como
métodos de fortalecimiento del pozo e incluyen
estrategias que alteran los esfuerzos presentes
alrededor del pozo y minimizan las pérdidas de
fluidos. Los operadores emplean numerosas téc-
nicas para prevenir las pérdidas de circulación
mediante mecanismos físicos o mecánicos, res-
pecto de los cuales se especula que operan de
maneras fundamentalmente diferentes:
• La resistencia a la propagación de las fracturas
aísla la punta de las fracturas existentes e incre-
menta mecánicamente la presión de reapertura
de las fracturas, lo que aumenta la resistencia
a su propagación.14
• El mejoramiento de los esfuerzos tangenciales
incrementa mecánicamente los esfuerzos pre-
sentes en la región vecina al pozo y los valores
de Pfuga o, más probablemente, Pruptura.15
• La técnica de esfuerzos de cierre de la fractura
rellena y expande las fracturas, a la vez que aísla
la punta de la fractura e incrementa los esfuer-
zos presentes en la región vecina al pozo.16
• El aislamiento del pozo aísla físicamente la for-
mación de la presión del pozo.17
Si bien no existe un consenso industrial acerca
de la técnica fundamental que interviene, sí hay
> Materiales para pérdidas de circulación.
Mientras que los materiales de fortalecimiento
del pozo (WSMs) se consideran una medida
preventiva para los desafíos que plantean los
problemas de pérdidas de circulación, pueden
categorizarse como un subconjunto especial de
materiales para pérdidas de circulación (LCMs).
La mayoría de los LCMs se agregan al fluido de
perforación una vez que se ha iniciado un
incidente de pérdida de circulación.
Mármol
Grafito sintético
Fibras granulares
duras
Materiales para pérdidas de circulación
Materiales de fortalecimiento del pozo
La mayoría de
las sales
Materiales reactivos
La mayoría de
las fibras
LáminasPlacas
Escamas
Gránulos blandos

6. Volumen 23, no.4 31
coincidencia en cuanto a que el fortalecimiento del
pozo es un fenómeno real. Los efectos generales
de estos mecanismos consisten en elevar la presión
a la que se producen las pérdidas incontroladas
y de ese modo ampliar el margen de perforación.
Luego, el pozo puede tolerar presiones más altas
y, como lo indican los datos derivados de las medi-
ciones, parece más resistente aunque no se haya
producido ningún cambio real en la resistencia de
la roca. Por este motivo, algunos profesionales pro-
pusieron los términos “estabilización del pozo” o
“extensión del margen de perforación” para desig-
nar este fenómeno, pero los antecedentes históri-
cos y el uso cotidiano del término “fortalecimiento
del pozo” por parte de la industria contribuyen a
mantener su uso generalizado.18
Estos mecanismos teóricos de fortalecimiento
del pozo tienen un componente en común: materia-
les en partículas dimensionadas específicamente
y diseñadas especialmente, que se agregan al fluido
de perforación. Cualquier material en partículas
que actúe deteniendo o aminorando la pérdida
de lodo se denomina material para pérdidas de
circulación (material de obturación) (LCM), y
puede incluir gránulos blandos, sales insolubles,
escamas o fibras (página anterior). En su mayo-
ría, estos materiales resultan útiles para mitigar,
o reparar, la pérdida total de lodo. Los materiales
de fortalecimiento del pozo (WSMs), una catego-
ría de LCMs, demostraron ser efectivos no sólo
para la mitigación de las pérdidas sino también
para su prevención.
Los operadores optan por un determinado
WSM según el mecanismo de fortalecimiento del
pozo deseado. A continuación se describen los
mecanismos principales.
Resistencia a la propagación de la fractura
(FPR)— La teoría FPR de prevención de las pér-
didas de circulación sostiene que el LCM se hace
penetrar en una fractura incipiente o existente
para obturar, sellar y aislar la punta de la fractura
e incrementar así la resistencia de la formación a
la propagación de la fractura. La detención de
esta propagación también detiene el incidente de
pérdida de circulación.
El mecanismo para la FPR se originó en un
proyecto industrial conjunto (JIP) denominado
Asociación de Ingeniería de Perforación (DEA)-13,
que se llevó a cabo a mediados de la década de
1980 para determinar porqué el lodo a base de
aceite (OBM) parecía arrojar un gradiente de frac-
tura más bajo que el lodo a base de agua (WBM).19
El proyecto no indicó la existencia de diferencias
en la presión de iniciación de la fractura para los
diferentes tipos de fluidos y formulaciones en los
pozos intactos, pero detectó diferencias significa-
tivas en el comportamiento de la propagación de
la fractura, que era afectado por el tipo de fluido
y su composición.
Esta diferencia se explicó a través de un fenó-
meno conocido como control del crecimiento lon-
gitudinal de la fractura (arenamiento inducido).20
Cuando comienza el crecimiento de la fractura,
el pozo pierde instantáneamente un volumen de
fluido de perforación en el nuevo espacio intersti-
cial de la fractura. Si el fluido contiene LCM, la
introducción de fluido en la fractura produce una
acumulación del LCM que aísla, o protege, la
punta de la fractura de la presión máxima del
lodo de invasión. Los medios por los que se pro-
duce esta acumulación de LCM varían con el tipo
de fluido utilizado (arriba).
> Tipo de lodo, revoque de filtración y propagación de la fractura. En un sistema que utiliza un WBM (izquierda), la punta de la fractura es sellada por un
revoque de filtración externo que se acumula para prevenir la comunicación de presión efectiva entre el fluido de perforación y la punta, lo que previene la
extensión de la fractura. La distancia radial hasta el pozo que ocupa el fluido de perforación en la fractura se define como Rfluido. El espesor del revoque de
filtración que se acumula entre el fluido de perforación y el inicio de la punta de la fractura se define como Rrevoque. La extensión de la punta del revoque,
Rpunta, se mide desde el extremo del Rrevoque hasta el borde externo del lugar en que los sólidos del fluido de perforación (partículas negras) se encuentran
con la formación. En un sistema que utiliza un OBM o un SBM (derecha), un revoque de filtración interno permite la comunicación de presión máxima con
la punta, lo que facilita la extensión de la fractura a presiones de propagación más bajas que con un WBM. Rfluido se define de la misma manera que en una
técnica WBM. Rpunta es la distancia entre Rfluido y la extensión de la punta del revoque, que además incorpora los sólidos del fluido de perforación.
(Adaptado de van Oort et al, referencia 10.)
Lost Circulation
Figure 8_3
Revoque de filtración externo
Fractura
Rfluido Rrevoque Rpunta
Fractura
Rpunta
Revoque de filtración interno
Rfluido
10. van Oort E, Friedheim J, Pierce T y Lee J: “Avoiding
Losses in Depleted and Weak Zones by Constantly
Strengthening Wellbores,” artículo SPE 125093,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Nueva Orleáns, 4 al 7 de octubre de 2009.
11. Growcock F, Kaageson-Loe N, Friedheim J, Sanders M
y Bruton J: “Wellbore Stability, Stabilization and
Strengthening,” presentado en la Conferencia y
Exhibición Mediterránea Marina, Ravenna, Italia,
25 al 27 de marzo de 2009.
12. El revoque de filtración es el residuo sólido depositado
en el pozo cuando la lechada de lodo de perforación es
forzada contra éste bajo presión, lo que se produce en
condiciones de perforación de sobrebalance.
13. El atascamiento de la tubería tiene lugar cuando la
columna de perforación no puede desplazarse hacia
arriba, hacia abajo o rotar libremente en el pozo, según
las necesidades. Las pérdidas por filtración incrementan
el riesgo de atascamiento diferencial mediante la
generación de revoques de filtración más espesos en la
pared del pozo, lo que incrementa el área de contacto
entre éste y la columna de perforación.
14. Morita N, Black AD y Fuh G-F: “Theory of Lost Circulation
Pressure,” artículo SPE 20409, presentado en la Conferencia
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 23 al 26 de
septiembre de 1990.
van Oort et al, referencia 10.
15. Aston MS, Alberty MW, McLean MR, de Jong HJ y
Armagost K: “Drilling Fluids for Wellbore Strengthening,”
artículo IADC/SPE 87130, presentado en la Conferencia
de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 de marzo
de 2004.
16. Dupriest F: “Fracture Closure Stress (FCS) and Lost
Returns Practices,” artículo SPE/IADC 92192,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
SPE/IADC, Ámsterdam, 23 al 25 de febrero de 2005.
17. Benaissa S, Bachelot A y Ong S: “Preventing Mud
Losses and Differential Sticking by Altering Effective
Stress of Depleted Sands,” artículo IADC/SPE 103816,
presentado en la Conferencia de Tecnología de
Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las
IADC/SPE, Bangkok, Tailandia, 13 al 15 de noviembre
de 2006.
18. van Oort et al, referencia 10.
19. Morita et al, referencia 14.
20. van Oort et al, referencia 10.

7. 32 Oilfield Review
Si se utiliza un lodo WBM, el crecimiento de la
fractura produce un revoque deshidratado, o tapón,
de LCM que aísla la punta de la fractura y cercena
su crecimiento posterior. El uso de LCM en un lodo
WBM generalmente produce presiones elevadas
de propagación de la fractura; la fractura continúa
creciendo sólo si la presión del lodo es suficiente-
mente alta como para perforar la barrera de LCM y
llegar nuevamente a la punta de la fractura. No obs-
tante, una vez que se produce esta situación y la
propagación de la fractura comienza otra vez, se
empieza a acumular LCM adicional en la punta
hasta que ésta se sella nuevamente.
Los fluidos no acuosos (NAFs), término colec-
tivo para los lodos OBM y los SBM, utilizan el fluido
acuoso emulsionado para penetrar la roca permea-
ble y formar un revoque de filtración muy com-
pacto y ultra-delgado en el interior de la pared de
la fractura. Cuando una fractura se propaga en
presencia de un fluido NAF, la emulsión inversa
sella rápidamente las caras de la fractura, lo que
limita la pérdida de fluido hacia la formación.
En consecuencia, es muy poco el material sólido
que se deposita en la fractura y no se forma una
barrera coherente de LCM o de revoque de filtra-
ción. En los fluidos NAF, el resultado es que la pre-
sión cerca de la punta de la fractura se aproxima a
la presión del pozo, en tanto que en los lodos WBM,
la presión cerca de la punta de la fractura se
reduce significativamente. En consecuencia, la
propagación de la fractura se produce con menos
facilidad con los fluidos WBM que con los fluidos
NAF, de modo que el FG efectivo para los lodos
WBM es mayor que para los fluidos NAF. Esto se
traduce en márgenes de perforación más estrechos
para un fluido NAF que para un lodo WBM, lo que
puede plantear desafíos significativos a la hora de
construir pozos con márgenes de perforación bajos.
ElproyectoDEA-13revelóademásquelacompo-
sición y la distribución granulométrica de las sustan-
cias en partículas en el fluido revestían una
importancia crucial para el éxito del método FPR.
Lasactividadesdeinvestigacióndelaboratoriodesa-
rrolladas fuera del proyecto DEA-13 condujeron al
desarrollo de un elemento WSM especial denomi-
nado material para pérdidas de circulación (LPM)
queinhibíaelcrecimientolongitudinaldelafractura.21
Estas actividades de investigación demostraron
que el material LPM debe estar presente en el
lodo en todo momento durante la perforación
porque el método FPR es de tratamiento preven-
tivo continuo. Los resultados indicaron además
que debía haber material LPM presente con una
distribución granulométrica oscilante entre 250 y
600 micrones [malla de 60/30], si bien los traba-
jos subsiguientes a cargo de Shell —una compa-
ñía defensora del método FPR— indican que la
distribución granulométrica debería ser una fun-
ción del tipo de formación a fortalecer.22
Los tipos de WSM considerados más efectivos
para el sellado sistemático de una fractura y la
minimización de las pérdidas de fluido a través
de la punta de la fractura son el grafito sintético,
las cáscaras de nuez molidas y las partículas de
celulosa dispersables en aceite. Las mezclas de
estos materiales en diversas proporciones demos-
> Recuperación del WSM. El proceso de recuperación del WSM para su reutilización subsiguiente comienza con una línea de flujo que recoge los sólidos del
fluido de perforación (incluidos los recortes y los WSMs bombeados originalmente en el fondo del pozo para su fortalecimiento) del pozo y los pasa a través
de las zarandas vibratorias (temblorinas), que remueven las partículas muy grandes. El fluido y las partículas remanentes (flechas rojas) atraviesan luego un
transportador a tornillo y un secador de recortes para remover los recortes residuales del fluido de perforación. Luego, el fluido pasa a través del sistema de
recuperación con manejo del tamaño de las partículas MPSRS, que separa posteriormente el WSM de los recortes de perforación más pequeños. Un centri-
fugador efectúa el último proceso de separación, el cual remueve los recortes de perforación más pequeños del WSM (flecha azul). El efluente, o el WSM,
proveniente de las zarandas vibratorias, la unidad MPSRS y el centrifugador se envía de regreso al sistema activo para su reintroducción en el pozo.
Secador de
recortes
Eliminación de
recortes gruesos
Eliminación de
recortes finos
Transportador
a tornillo
Zarandas vibratorias
(temblorinas)
Unidad
MPSRS
Línea de flujo
Recuperación
Efluente
Centrifugador
Al sistema activo
Efluente
Efluente

8. Volumen 23, no.4 33
traron las ventajas del desempeño sinergístico,
tanto en pruebas de laboratorio como en pruebas
de campo. Estos materiales deben estar presen-
tes en el lodo en concentraciones comprendidas
entre 43 y 57 kg/m3 [15 y 20 lbm/bbl], y se reciclan
y reintroducen continuamente en el pozo para
asegurar la protección permanente a medida que
se perforan nuevas secciones.
Las pruebas de campo demostraron la impor-
tancia de mantener tanto la concentración como la
distribución granulométrica del WSM en el lodo.23
Esta necesidad condujo al desarrollo de equipos
internos de reciclado de WSM, tales como la tec-
nología del sistema de recuperación con manejo
del tamaño de las partículas MPSRS. Este sis-
tema remueve los recortes de perforación y los
sólidos de baja densidad que pueden incidir
negativamente en la reología del lodo y la ECD, a
la vez que se recupera el material WSM en los
rangos granulométricos adecuados para incre-
mentar la resistencia FPR (página anterior).24
Shell introdujo el concepto FPR con la tecno-
logía MPSRS en el año 2006, en los pozos subma-
rinos del Golfo de México. La contribución de las
pérdidas de circulación al NPT disminuyó signifi-
cativamente en estos pozos a lo largo de un período
de cuatro años (izquierda). Esto contrasta con los
sistemas alternativos de remoción de los recortes
de perforación compuestos por zarandas vibrato-
rias (temblorinas) con tres niveles, que se configu-
ran en serie. Los recortes son removidos del nivel
superior (provisto de los cedazos más gruesos), los
finos son removidos del nivel inferior (con los ceda-
zos más finos) y la mayor parte del WSM grueso no
degradado queda atrapado en el nivel intermedio y
es derivado de regreso al sistema activo.25
Mejoramiento del esfuerzo tangencial: El con-
cepto de la celda de esfuerzos— Según un segundo
modelo de fortalecimiento del pozo, la teoría de
la celda de esfuerzos, los esfuerzos tangenciales
presentes en la pared del pozo pueden incremen-
tarse mediante el agregado de un material WSM
adecuado al fluido de perforación. Un lodo de per-
foración tratado previamente con WSM circula en
un estado de sobrebalance para inducir fracturas
someras en la región vecina al pozo.
Estas fracturas recién creadas actúan com-
primiendo el pozo, lo que genera un esfuerzo tan-
gencial adicional, o celda de esfuerzos. El lodo
cargado con WSM ingresa en estas fracturas some-
ras, y las partículas dimensionadas de WSM comien-
zan a acumularse y a obturar la zona cercana a la
pared del pozo. La acumulación adicional de WSM
forma un sello hidráulico cerca de la boca de
cada fractura; como resultado, no puede ingresar
más lodo desde el pozo y el fluido contenido en la
fractura se pierde en la formación.
Esta pérdida reduce la presión hidráulica pre-
senteenlafractura,loquehacequeéstacomience
a cerrarse. No obstante, la presencia del puente
de WSM encajado en la boca de la fractura pre-
viene el cierre total y mantiene un esfuerzo tan-
gencial adicional. La presencia de una o más de
estasfracturasapuntaladasincrementaelesfuerzo
> NPT atribuido a problemas de pérdidas de circulación. Después de que
Shell introdujo el mecanismo FPR y el equipo MPSRS en el tercer trimestre
de 2006, la contribución de los problemas de pérdidas de circulación al NPT
se redujo significativamente; disminuyó de 12% al comienzo de la estrategia
de fortalecimiento del pozo a 1% en el año 2009. El fenómeno de pérdida de
circulación se redujo sustancialmente como una de las categorías de
problemas más importantes en una clasificación del NPT de Shell; pasó del
rango 3 al rango 18. (Adaptado de van Oort et al, referencia 10.)
Lost Circulation
Figure 10_2
2006 2007
2008 2009
NPT rango 3
12%
1% 1%
4%
88% 96%
99% 99%
NPT rango 18
NPT atribuido a pérdidas de circulación Atribuido a otras causas
21. Fuh G-F, Morita N, Boyd PA y McGoffin SJ: “A New
Approach to Preventing Lost Circulation While Drilling,”
artículo SPE 24599, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Washington, DC,
4 al 7 de octubre de 1992.
22. van Oort et al, referencia 10.
23. Sanders MW, Young S y Friedheim J: “Development and
Testing of Novel Additives for Improved Wellbore
Stability and Reduced Losses,” artículo AADE-08-DFHO-19,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica de
Fluidos de la AADE, Houston, 8 al 9 de abril de 2008.
Friedheim J, Sanders MW y Roberts N: “Unique Drilling
Fluids Additives for Improved Wellbore Stability and
Reduced Losses,” presentado en el Seminario
Internacional de Fluidos de Perforación, Terminación y
Cementación de Pozos (SEFLU CEMPO), Isla Margarita,
Venezuela, 19 al 23 de mayo de 2008.
Tehrani A, Friedheim J, Cameron J y Reid B: “Designing
Fluids for Wellbore Strengthening—Is It an Art?”
artículo AADE-07-NTCE-75, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Nacional de la AADE,
Houston, 10 al 12 de abril de 2007.
24. van Oort E, Browning T, Butler F, Lee J y Friedheim J:
“Enhanced Lost Circulation Control Through Continuous
Graphite Recovery,” artículo AADE-07-NTCE-24,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Nacional de la AADE, Houston, 10 al 12 de abril de 2007.
Butler F y Browning T: “Recovery System,” Patente de
EUA No. 7.438.142 (21 de octubre de 2008).
25. Growcock F, Alba A, Miller M, Asko A y White K:
“Drilling Fluid Maintenance During Continuous Wellbore
Strengthening Treatment,” artículo AADE-10-DF-HO-44,
presentado en la Conferencia y Exhibición de Fluidos de
la AADE, Houston, 6 al 7 de abril de 2010.

9. 34 Oilfield Review
tangencial, por lo que se necesita una presión de
pozo más elevada para extender o crear fracturas
adicionales (derecha).
Las actividades de investigación de la industria
indican que para que este mecanismo prospere, se
requieren altas concentraciones de aditivos de
obturación; éstos deben ser suficientemente resis-
tentes como para resistir los esfuerzos de cierre y
deben estar dimensionados correctamente para
obturar la zona cercana a la boca de la fractura, en
vezdehacerloamayorprofundidadenlaformación.
Además, deben formar un puente impermeable
de manera de minimizar la pérdida a través del
puente, permitiendo que se reduzca la presión
presente en la fractura. Los materiales tales como
las mezclas grafíticas, el mármol, las cáscaras de
nuez y el coque de petróleo molido, funcionan bien
al igual que con el mecanismo FPR. Para una aber-
tura de fractura de 1 mm [0,04 pulgada], se ha
sugerido una distribución del tamaño de las par-
tículas oscilante entre arcillas coloidales y valo-
res cercanos a 1 mm.26
Históricamente, el material WSM ha sido apli-
cado como una fase de inyección forzada en forma
de píldora; un volumen relativamente pequeño
(menos de 32 m3 [200 bbl]) de fluido agregado al
pozo de una sola vez. No obstante, cuando lo han
permitido la ingeniería y la logística, el WSM se ha
aplicado a todo el lodo en forma continua. Los tra-
tamientos con celdas de esfuerzos generalmente
requieren al menos 25 kg/m3 [9 lbm/bbl] de WSM
en el lodo. Se puede utilizar un sistema de recu-
peración de sólidos, tal como un sistema de
zarandas de tres niveles configurado en serie,
para levantar los recortes de perforación y remo-
ver los finos, a la vez que se captura el material
en partículas del tamaño del WSM para su trans-
porte de regreso al sistema activo. Las zarandas
provistas de cedazos gruesos (malla de 10/20)
solamente, pueden ser suficientes, si bien remo-
verían únicamente los recortes y dejarían el WSM
y los finos perforados en el lodo. La acumulación
de finos podría ser tolerable, especialmente para
el fortalecimiento de los intervalos cortos perfo-
rados con fluidos NAF tolerantes a los sólidos,
pero la remoción de todos los sólidos innecesa-
rios se considera la mejor práctica.
Esfuerzo de cierre de fractura— Un tercer
modelo de fortalecimiento del pozo, el modelo de
esfuerzo de cierre de fractura (FCS), fue desarro-
llado a mediados de la década de 1990 y aún se
aplica ampliamente en la industria.27
Este método
presenta ciertas similitudes con el concepto de
las celdas de esfuerzos, especialmente en cómo
el WSM tapona y comprime las fracturas abiertas
para incrementar el esfuerzo tangencial cerca del
pozo y detener la propagación de las fracturas.
No obstante, a diferencia del proceso de forma-
cióndeceldasdeesfuerzos—queinicialasfracturas
antes de detener rápidamente su crecimiento— el
tratamientoFCSes para las altas pérdidas de fluidos
en las fracturas existentes. Si bien en este método el
WSM puede ser aplicado como un tratamiento de
lodo completo, generalmente se aplica mediante píl-
doras para altas pérdidas de fluidos.
Según la teoría FCS, un tratamiento efectivo
debe aislar la punta de la fractura. Los científicos
consideran que esto es así debido al drenaje rápido
del fluido portador proveniente de la mezcla de
lodo, a medida que las partículas se comprimen y
se aglutinan durante la fase de inyección forzada
para luego formar un tapón en la fractura. El tapón
pronto se vuelve inmóvil y cercena la comunica-
ción entre la punta de la fractura y el pozo, con lo
cual impide la transmisión de la presión a la punta
y detiene la propagación de la fractura. Esto per-
mite un incremento de la presión del pozo y un
aumento consiguiente del ancho de la fractura.
En consecuencia, es importante que las partícu-
las puedan deformarse, o ser trituradas, durante la
aplicación de un tratamiento de inyección forzada.
El WSM ideal debería componerse de partículas
relativamente grandes de tamaño similar y rugo-
sidad considerable que no se empacan bien, tales
como la diatomita y la barita.28
A menudo, se
requiere más de un tratamiento FCS.
La teoría FCS sostiene que el tapón de mate-
rial en partículas puede manifestarse en cualquier
lugar de la fractura, no sólo cerca de la boca como
sucede con las celdas de esfuerzos. Para este
mecanismo, si bien la resistencia a la compresión
del WSM no es importante, la alta pérdida de
fluido es crítica porque acelera la formación del
tapón inmovilizado. Alternativamente, puede pro-
ducirse pérdida de filtrado a través de la genera-
ción de microfracturas o la extensión de la fractura
existente, lo que permite la deslicuefacción del
WSMylaformacióndeuntapónantesdelcomienzo
de la pérdida total de lodo.
Aislamiento del pozo— Como cuarta estrate-
gia de fortalecimiento del pozo, se han propuesto
varios métodos de aislamiento de un pozo durante
la perforación para sellar la formación de un modo
similar a la protección de un pozo con tubería de
revestimiento.29
En ciertos casos, los materiales
WSMs para esta aplicación son flexibles para con-
trolar las pérdidas de fluidos que poseen la capaci-
dad para penetrar o sellar la roca. El concepto
implica la reducción de la permeabilidad de la
roca hasta que alcance un valor cercano a cero
mediante el relleno de la roca con un material de
igual o mayor resistencia a la tracción.
Varios materiales para bajas pérdidas de flui-
dos han sido implementados con el fin de lograr
este efecto, el cual básicamente implica la forma-
ción de un revestimiento de tipo cemento en la
pared del pozo. Esta barrera sirve para aislar el
pozo tanto de la invasión de fluidos como de la
presión del pozo. A raíz de los avances registra-
dos en la química del lodo, se han desarrollado
materiales en micro y nanopartículas que pueden
reducir la permeabilidad hasta niveles insignifican-
tes, pero el aislamiento de la presión del pozo sigue
siendo un objetivo elusivo. El efecto de empaste,
que se cree que tiene lugar durante las operacio-
nes de perforación con tubería de revestimiento
o tubería de revestimiento corta (liner), puede
tomarse como un ejemplo de aislamiento del
> El concepto de la celda de esfuerzos. En esta
estrategia de fortalecimiento del pozo, se forma
una fractura que se sella rápidamente con
WSMs (pequeños círculos marrones). Los WSMs
obturan y sellan la boca de la fractura. Este sello
genera un esfuerzo de compresión, o celda de
esfuerzos, en la roca adyacente, que refuerza
efectivamente el pozo. Para lograr la estabilidad
de la fractura, Ppunta —que en términos prácticos
es equivalente a Pporo— debe ser menor que
Plodo, que se aísla detrás del sello de WSM.
Lost Circulation
Figure 11_3
Plodo
Ppunta
Pporo
= Presión del lodo
= Presión en la punta de la fractura
= Presión de poro
Para la estabilidad,
Ppunta ~ Pporo < Plodo
Plodo
Ppunta
Pporo Pozo
Fractura
26. Aston et al, referencia 15.
27. Dupriest, referencia 16.
28. Grupo de Servicios Técnicos de M-I SWACO: “Chapter
7: Wellbore Strengthening Solutions,” Houston: M-I
SWACO, Prevention and Control of Lost Circulation
(17 de marzo de 2011): 7:1–7.
29. Benaissa et al, referencia 17.
30. Karimi M, Moellendick E y Holt C: “Plastering Effect of
Casing Drilling; a Qualitative Analysis of Pipe Size
Contribution,” artículo SPE 147102, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.
31. Para obtener más información, consulte: Lund JW:
“Characteristics, Development and Utilization of
Geothermal Resources,” Geo-Heat Center Quarterly
Bulletin 28, no. 2 (Junio de 2007), http://geoheat.oit.edu/
bulletin/bull28-2/bull28-2-all.pdf (Con acceso el 15 de
octubre de 2011).
Beasley C, du Castel B, Zimmerman T, Lestz R, Yoshioka
K, Long A, Lutz SJ, Riedel K, Sheppard M y Sood S:
“Aprovechamiento del calor de la Tierra,” Oilfield
Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 4–13.
32. Para obtener más información, consulte: Oliver JE:
“New Completion System Eliminates Remedial Squeeze
Cementing for Zone Isolation,” artículo SPE 9709,
presentado en el Simposio sobre Recuperación de
Petróleo y Gas de la Cuenca Pérmica de la SPE de la
AIME, Midland, Texas, 12 al 13 de marzo de 1981.

10. Volumen 23, no.4 35
pozo porque se cree que los finos se adhieren a
las paredes del pozo formando una barrera com-
pacta para la invasión de fluidos.30
Algunas técnicas de fortalecimiento del pozo
escapan a los procesos de clasificación sencillos.
Un ejemplo es el tratamiento para pérdidas de
circulación Losseal, una píldora diseñada que
mezcla una fibra flexible con una fibra firme para
obturar sinergísticamente las fracturas y detener
la pérdida de fluido.
Teóricamente, el tratamiento forma un reticu-
lado impermeable que impide el ingreso del fluido
en la fractura; su resistencia es suficiente para tole-
rar el incremento adicional de presión causado
por el incremento de la densidad del lodo. La píl-
dora puede ser bombeada a través de un arreglo de
fondo de pozo o una columna de perforación libre
de conexiones en el extremo y es aplicable en pozos
afectados por la presencia de fracturas naturales,
yacimientos agotados y zonas de pérdidas de circu-
lación inducidas por la perforación.
La solución Losseal también se ha aplicado
en escenarios de pérdidas de circulación ajenos a
la industria del petróleo y el gas. Enel Green Power
utilizó recientemente el sistema con el fin de resol-
verunproblemadepérdidasdecirculacióndurante
la perforación de un pozo geotérmico en Italia.
Para extraer energía de un pozo geotérmico, el
operador perfora zonas del subsuelo de alta tem-
peratura e inyecta agua, que luego es calentada y
bombeada de regreso a la superficie donde se la
utiliza como fuente para la calefacción doméstica
o para la generación de electricidad en aplicacio-
nes industriales, a temperaturas más elevadas.31
Los pozos geotérmicos perforados previamente
en la misma área atravesaron una sección de luti-
tas a profundidades someras, seguida por una for-
mación de calizas en la que las pérdidas de fluidos
oscilaban entre 10 m3/h [63 bbl/h] y la pérdida
total de fluido.
Históricamente, las soluciones para los pro-
blemas de pérdidas de fluidos registrados en estos
pozos incluían la inyección forzada de cemento
con fines de remediación para lograr el aisla-
miento vertical de un intervalo de terminación.
Para los pozos más nuevos, el operador deseaba
evitar el costo y el tiempo adicional asociado con las
operaciones de inyección forzada. Por otra parte,
dichas operaciones habían producido daño a la
formación y ese daño deterioraba la producción.32
El operador bombeó una píldora Losseal de
32 m3 [200 bbl] en la zona de pérdida de circula-
ción y monitoreó la presión del pozo como una fun-
ción del tiempo. Si bien la presión se incrementó
inicialmente en 200 lpc [1,4 MPa] durante el movi-
miento de la píldora a través del pozo, una caída
súbita de la presión indicó que la píldora Losseal
había taponado las fracturas. Posteriormente, la
tubería de revestimiento corta se corrió hasta
la profundidad total y se cementó en una sola
etapa con técnicas de terminación convencionales.
Durante esta operación no se registró pérdida
alguna y se observó un ajuste perfecto con las
predicciones del modelado.
Mediante la implementación de la operación
de cementación en una sola etapa y el mejora-
miento de la integridad del pozo, la compañía
logró evitar una operación de inyección forzada de
cemento con el consiguiente ahorro de tres días de
tiempo de equipo de terminación de pozos. Se prevé
que el mejoramiento del aislamiento zonal y la
protección de la tubería de revestimiento, logra-
dos con toda la sarta cubierta de cemento, incre-
mentarán la vida productiva del pozo.
Investigación de los mecanismos
Entre los mecanismos de fortalecimiento de
pozos propuestos existen diferencias fundamen-
tales (arriba). Dado que es imposible ver qué
sucede en una fractura durante un tratamiento
de fortalecimiento del pozo, la industria aún no
ha alcanzado un consenso claro acerca de cuál es
el mecanismo exacto que interviene.
Esta falta de acuerdo a nivel industrial generó
una serie de JIPs diseñados para estudiar los fun-
damentos del sellado de las fracturas, desarrollar
soluciones de productos y establecer estándares
industriales para las investigaciones relaciona-
das con el fortalecimiento de los pozos.
Los primeros JIPs fueron auspiciados por
Shell E&P Company, pero ahora son dirigidos
por M-I SWACO, una compañía de Schlumberger.
M-I SWACO llevó a cabo el primer JIP entre los
años 2004 y 2006, y contó entre sus miembros con
Shell, BP, ConocoPhillips, Chevron y Statoil. El JIP
fue diseñado para definir primero el mejor método
de modelado de fracturas basado en laboratorio,
que permitiera obtener datos reproducibles.
El modelo de fractura resultante fue probado con
un dispositivo utilizado con el fin de seleccionar
los candidatos para la aplicación de LCM para el
proceso de fortalecimiento del pozo. Este método
identificó el mármol, el grafito, el coque de petró-
leo molido, las cáscaras de nuez y las mezclas
celulósicas patentadas como WSMs aceptables.
Un segundo JIP, llevado a cabo entre los años
2007 y 2010, incluyó muchos otros operadores y
se centró en el esclarecimiento, a través de prue-
bas de laboratorio, de las diferencias fundamen-
tales entre las diversas teorías de fortalecimiento
de pozos. Las prioridades en materia de investiga-
ción fueron la comparación entre el sellado en la
boca de la fractura —mejoramiento del esfuerzo
tangencial— versus el sellado a través de toda la
fractura (FPR), el ajuste de la distribución granu-
lométrica del LCM en relación con el ancho de la
fractura y la investigación del desempeño del
LCM como una función del tipo de material y su
concentración.
Un tercer proyecto industrial, el Acuerdo
Cooperativo de Investigación III, se puso en mar-
cha en diciembre de 2010 y se centró en el desarro-
llo de soluciones para los problemas de pérdidas
de circulación en condiciones extremas de fondo
de pozo y en pozos emplazados en extensiones
productivas de alto valor.
Numerosos operadores que trabajan en con-
cordancia han comprometido recursos en proyec-
tos de investigación dedicados al hallazgo de
soluciones para el fenómeno de pérdida de circula-
ción; el fortalecimiento del pozo es el núcleo de la
investigación. A medida que la industria procura
satisfacer el creciente apetito global de energía
con recursos hidrocarburíferos no convencionales
y cada vez más onerosos, es probable que utilice
soluciones de fortalecimiento de pozos para ayu-
dar a los operadores a perforar sus pozos de
manera más eficiente. —TM
> Diferencias entre las técnicas de fortalecimiento del pozo. Una comparación de los fundamentos de
las técnicas de fortalecimiento del pozo revela algunas diferencias esenciales.
Lost Circulation
Table 1_3
Técnica de aplicación
Tipo de partículas de WSM
Tamaño de las partículas de WSM
Resistencia de las partículas de WSM
¿Se requiere alta pérdida de fluido?
¿Se requiere el aislamiento de la
punta de la fractura?
¿Se aplica esfuerzo de formación
o de cierre?
Categoría
Continua en el lodo
o inyección forzada
con píldora
Importante
Importante
Levemente importante
No
No
No
Celda de esfuerzos
Continua en el lodo
Importante
Importante
No importante
No
Sí
No
Resistencia a la
propagación de la fractura
Continua en el lodo
o inyección forzada
con píldora
No importante
No importante
No importante
Sí
Sí
Sí
Esfuerzo de cierre
de la fractura
Lost Circulation
Table 1_3