Aguas Profundas

Vista previa del material en texto

Aguas Profundas
Aguas Profundas 22A.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO 
22A
El potencial de la exploración y
producción en aguas profundas es
considerable en muchas locaciones
costafuera por todo el mundo. En
general, la perforación en aguas
profundas tiene un mayor grado de
dificultad que la perforación
convencional, y presenta muchos retos
operacionales. Los recientes avances
tecnológicos han motivado la
expansión actual de la perforación y
producción en aguas profundas, y la
tendencia alrededor del mundo sigue
siendo hacia aguas más profundas. La
selección y aplicación del fluido
correcto es uno de los factores claves
para la perforación exitosa en aguas
profundas.
Cuando se usa el término “aguas
profundas” para describir la perforación
y producción, puede significar varias
cosas. Sin embargo, a los efectos de este
capítulo, este término se refiere a los
pozos perforados en profundidades de
agua mayores que 1.500 pies. Estos
pozos se caracterizan por el uso de
equipos de perforación flotantes,
posicionados dinámicamente o
anclados por cadenas, del tipo de
plataformas semisumergibles o buques
de perforación, que usan cabezales de
pozo submarinos y largos sistemas de
riser (ver la Figura 1). Los pozos son
perforados en formaciones más
recientes que tienen perfiles de
gradiente de fractura a presión poral
más estrechos, requieren un mayor
número de tuberías de perforación y
generan mayores costos de operación.
Debido a los altos costos diarios de
operación, la selección del fluido de
perforación correcto es crítica. Si se
logra mejorar el rendimiento, los
mayores costos del fluido de
perforación estarán justificados, ya que
producirán ahorros globales.
Muchos de los temas descritos en este
capítulo serán aplicables a cualquier
pozo para el cual se necesite un equipo
de perforación que use un cabezal de
pozo y un sistema de riser submarinos.
Las dificultades relacionadas con la
perforación, completación y producción
de estos tipos de pozos exige un diseño
minucioso de los sistemas de fluidos.
Una lista de los factores y las
consideraciones relacionadas con el
diseño de los sistemas de fluidos
incluye:
• Hidratos de gas.
• Geología/formaciones reactivas.
• Presión poral y bajos gradientes de
fractura.
• Volúmenes del riser/diseño/logística
de pozo con tubería de
revestimiento grande.
• Pérdida de circulación.
• Temperaturas bajas de la línea de
flujo.
• Limpieza del pozo.
• Control del pozo.
• Altos costos diarios del equipo de
perforación.
El diseño y la aplicación del sistema
de fluido correcto requieren la
evaluación de cada uno de estos
factores con respecto a su impacto
sobre el proyecto en aguas profundas.
No todos los pozos en aguas
profundas presentarán todos los
factores indicados anteriormente,
pero muchos de éstos estarán
presentes. Este capítulo describe a
cada uno de estos factores.
Perforación en Aguas Profundas
La selección y
aplicación del
fluido
correcto es
uno de los
factores
claves...
Aguas Profundas
CAPÍTULO 
22A
Aguas Profundas 22A.2 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Figura 1: Ilustración de los equipos de perforación en aguas profundas.
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
Buque de
perforación
Plataforma
semisumergible
ROV (vehículo
operado por
control remoto)
Junta flexible
Riser
Cadenas de
anclaje
Ancla
Conjunto de BOP
Base guía
Aguas Profundas
Aguas Profundas 22A.3 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO 
22A
Antes de describir los retos de la perforación
en agua profundas, se requiere lograr un
entendimiento básico de los equipos de
perforación y aparejos usados para perforar
estos pozos. 
Como se mencionó anteriormente, las
plataformas semisumergibles y los buques
de perforación son los tipos básicos de
equipos de perforación usados para perforar
en aguas profundas. Las profundidades de
operación para los buques de perforación
pueden variar de cientos de pies a más de
10.000 pies. En general, los buques de
perforación son usados para perforar en las
aguas más profundas y en las locaciones
más remotas. Una vez que los pozos
descubridores en aguas profundas han sido
perforados, se suele usar plataformas y
equipos de perforación fijos o flotantes
especialmente diseñados para desarrollar y
producir estos pozos. En general, las
plataformas semisumergibles se limitan a
profundidades de agua de 6.500 pies o
menos.
Las plataformas semisumergibles y los
buques de perforación tienen una
característica en común: son plataformas
flotantes de perforación que suben y bajan
debido a la acción de las mareas y de las
olas. Estos equipos de perforación tienen
compensadores de movimiento que
atenúan la acción de las olas y permiten
mantener constante el peso aplicado sobre
la barrena y la tensión impuesta sobre el
riser. Los Preventores de Reventones (BOPs)
son instalados sobre el fondo marino y
conectados al equipo de perforación por un
sistema de riser. El riser es un sistema de
tuberías que conectan el flujo de lodo desde
el pozo hasta el equipo de perforación
ubicado en la superficie. Además, el sistema
de riser incluye líneas redundantes de
estrangular y matar, y generalmente una
línea dedicada de circulación de lodo para
permitir una mayor velocidad anular en el
riser de gran diámetro a fin de mejorar la
limpieza del pozo.
En aguas de poca profundidad a
profundidad media, estos equipos de
perforación están amarrados a anclas
ubicadas en el fondo marino. En
profundidades de agua extremas, se usa un
sistema de posicionamiento dinámico con
hélices propulsoras para mantener el equipo
de perforación encima de la locación, sin
que sea necesario usar líneas de amarre y
anclas. El posicionamiento dinámico, a
veces llamado mantenimiento dinámico de
la posición, es más común en los buques de
perforación y las plataformas
semisumergibles de aguas ultra-profundas.
Típicamente, se usa una señal acústica
con sonar y un Vehículo Operado por
Control Remoto (ROV) con video para
posicionar el equipo de perforación y
conectar el riser al conjunto de BOP
submarino. El riser debe ser sostenido por el
equipo de perforación para impedir que la
presión hidrostática del agua y el peso del
riser causen el colapso (pandeo) del riser, de
la misma manera que se introduce la
columna de perforación bajo tensión para
prevenir el pandeo. Por lo tanto, el riser
debe ser sometido a una tensión mientras
que está conectado. Se suele revestir el riser
con una camisa de espuma para aumentar
su flotabilidad y reducir la carga sobre el
equipo de perforación. El riser tiene una
junta flexible en la parte superior para
permitir el movimiento causado por las
olas, y conexiones giratorias con unión
esférica arriba y abajo, para permitir el
movimiento angular.
El conjunto de BOP submarino está
unificado con doble redundancia y puede
quedar instalado en el fondo marino, aun
cuando se desconecta y se recupera el riser.
La mayoría de los risers tienen por lo menos
cuatro líneas separadas de estrangular y
matar que pueden ser activadas, si es
necesario. Los equipos de perforación
flotantes tienen sistemas desviadores de
reventones, además de las líneas de
estrangular y matar y de los conjuntos de
BOP submarinos. Los sistemas desviadores
se usan para manejar las situaciones de
control de pozo en intervalos poco
profundos y las situaciones incontrolables.
Estossistemas “desvían” el flujo de fluidos,
alejándolo del cuerpo principal del equipo
de perforación.
En los casos de control de pozo en
intervalos poco profundos, el gradiente de
fractura es demasiado bajo para la presión
de cierre del amago, y causará un reventón
subterráneo. El sistema desviador permite
que el gas y los fluidos suban por el pozo y
a través de las tuberías superficiales, hacia
un lugar seguro donde serán descargados.
Los sistemas desviadores están expuestos a
una erosión extrema causada por la arena y
pueden desgastarse rápidamente.
Generalidades
...las
plataformas
semisumergibles
y los buques de
perforación son
los tipos básicos
de equipos de
perforación
usados para
perforar en
aguas
profundas.
El riser es un
sistema de
tuberías que
conectan el
flujo de lodo
desde el pozo
hasta el
equipo de
perforación...
Aguas Profundas
CAPÍTULO 
22A
Aguas Profundas 22A.4 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Muchos sistemas diferentes de lodo
pueden y han sido usados en las
aplicaciones de aguas profundas. Éstos
varían de sistemas simples como lodos
de lignosulfonato base agua salada a
lodos sintéticos de alto rendimiento
aprobados desde el punto de vista
ambiental. Los sistemas de
Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada
(PHPA)/20% de sal, tal como el sistema
POLY-PLUS®, son indudablemente los
sistemas base agua más usados. Los
fluidos sintéticos de baja viscosidad, tal
como el sistema NOVAPLUS®, se usan cada
vez más para la perforación en aguas
profundas. Estos sintéticos gozan de
una popularidad cada vez mayor debido
al mayor rendimiento de la perforación
y a la mejor estabilidad del pozo que
proporcionan, en comparación con los
fluidos base agua. El gas natural, el CO2
y el H2S son muy solubles en aceite
diesel, aceite mineral y fluidos
sintéticos. La solubilidad del gas y su
efecto sobre la detección de amagos y el
control del pozo deberían ser
considerados para todos los pozos en
aguas profundas. Los sistemas sintéticos
son costosos y no se recomiendan para
zonas que tienen altas posibilidades de
pérdida de circulación. Cabe reiterar
que la selección apropiada y el diseño
correcto del fluido de perforación
dependen de la consideración de los
factores más importantes para un
proyecto determinado en aguas
profundas, así como de las
preocupaciones y preferencias del
cliente. Con los avances tecnológicos,
nuevos sistemas de lodo serán sin duda
desarrollados y superarán a los sistemas
actuales en lo que se refiere al
tratamiento de las cuestiones
relacionadas con aguas profundas. Las
cuestiones específicas concernientes a
los sistemas de lodo serán tratadas con
respecto a los factores relacionados con
la perforación en aguas profundas que
se describen a continuación. 
Sistemas de Lodo
Hidratos de Gas
Los hidratos de gas constituyen un
motivo clave de preocupación para los
operadores que perforan en aguas
profundas. Los hidratos de gas son una
mezcla de gas y agua “parecida al
hielo”. A la presión atmosférica, el agua
dulce se congela a 32ºF (0ºC). A
presiones elevadas, los hidratos de gas
se forman a temperaturas moderadas –
incluso a la temperatura ambiente. Los
hidratos de gas existen naturalmente en
el permafrost (hielo permanente) ártico
y en depósitos del lecho marino en
aguas profundas, generalmente a
profundidades mayores que 800 pies.
Existen naturalmente en el Golfo de
México, a profundidades de sólo 1.750
pies y a una temperatura de 45ºF
(7,2ºC). Un pie cúbico de hidratos de
gas puede contener 170 pies3 de gas
natural. Los hidratos de gas de origen
natural pueden causar problemas de
control de pozo al ser perforados, pero
la formación de hidratos de gas en el
fluido de perforación presenta un
problema más grave de control de pozo
en situaciones de aguas profundas. 
Los hidratos de gas pueden formarse
en lodos de perforación de baja
salinidad, en condiciones de
presión/temperatura tan moderadas
como 480 psi y 45ºF (7,2ºC), las cuales
se encuentran comúnmente durante el
control de amagos en aguas profundas.
Durante las situaciones de control de
pozo, los hidratos pueden obturar los
risers, las líneas de BOP y las líneas de
estrangular y matar, afectando el
control eficaz del pozo. Aunque los
casos reportados de hidratos de gas sean
pocos, el riesgo de perder la capacidad
de operar correctamente el equipo de
BOP siempre está presente. Por este
motivo, todos los sistemas de lodo de
aguas profundas deben ser formulados
para eliminar la formación de hidratos
de gas.
El aumento de la salinidad de los
lodos base agua es el método que se
suele usar para eliminar los hidratos. El
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
Los hidratos
de gas son
una mezcla
de gas y
agua
“parecida al
hielo”.
Aguas Profundas
Aguas Profundas 22A.5 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO 
22A
sistema estándar de lodo base agua para
aguas profundas usa 20% en peso de sal
para inhibir los hidratos de gas. Al
aumentar la salinidad de un sistema de
lodo base agua, se reduce la
temperatura a la cual los hidratos de gas
pueden formarse a una presión
determinada. La cantidad de sal
requerida depende de las presión
hidrostática y de la presión estática del
pozo cerrado, así como de la
temperatura del fondo oceánico. Los
lodos con veinte por ciento de gas no
son suficientes para la perforación en
aguas ultra-profundas o árticas. A
presiones más altas y temperaturas más
frías, se recomienda usar una
combinación de sal y glicerol o glicol
soluble en agua, para mejorar la
inhibición. M-I ha identificado muchos
factores que afectan la formación de
hidratos de gas. El grupo de servicios
técnicos de la compañía puede ayudar a
determinar una formulación adecuada
para eliminar los hidratos en un pozo
determinado.
Los sistemas de aceite diesel, aceite
mineral y sintético proporcionan una
excelente eliminación de hidratos. Esta
inhibición resulta de la cantidad
limitada de agua que contienen y del
hecho que la fase acuosa suele tener
una alta concentración (>25% en peso)
de cloruro de calcio. El gas natural, el
CO2 y el H2S son muy solubles en
aceite diesel, aceite mineral y fluidos
sintéticos. En realidad, esta solubilidad
aumenta el área de contacto con la fase
emulsionada de la salmuera y aceleraría
la formación de hidratos de gas, si no
fuera por al salinidad elevada. La
solubilidad del gas y su efecto sobre la
detección de amagos y el control de
pozo deberían ser considerados para
todos los pozos en aguas profundas.
Estos sistemas son atractivos para la
perforación en aguas profundas, porque
también proporcionan excelentes
características de inhibición de lutitas y
lubricidad. Estos sistemas son costosos y
no se recomiendan para zonas que
tienen altas probabilidades de pérdida
de circulación.
Geología/Formaciones Reactivas
La geología de la perforación en aguas
profundas es diferente de la geología
en tierra y en aguas poco profundas.
Por ejemplo, las formaciones son
relativamente recientes y muy
reactivas. Las arcillas y los limos no
han sido alterados por temperaturas o
presiones extremas y no están muy
deshidratados. Las arenas son
generalmente no consolidadas y no
han sido compactadas. Las
formaciones de arcillas poco
profundas, llamadas gumbo, son muy
blandas y pegajosas. Los recortes de
estas formaciones pueden causar el
empaquetamiento del pozo, líneas de
flujo taponadas, y Velocidades de
Penetración(ROPs) reducidas. El
mecanismo que causa estos problemas
es tanto mecánico (formación de
ranuras por los estabilizadores) como
química (hidratación). Además, las
arcillas recientes contienen altos
volúmenes de agua y pueden ser
extremadamente pegajosas y
problemáticas, independientemente
del grado de inhibición. El
hinchamiento y la dispersión de las
lutitas reactivas deben ser tratados
cuando se perfora en aguas profundas.
Los sistemas base sintético, aceite
diesel, aceite mineral, PHPA, cloruro
mejorado y lignosulfonato han sido
usados en aplicaciones de aguas
profundas. Los lodos base sintético y
aceite proporcionan una inhibición
excelente, eliminando prácticamente
todos los problemas relacionados con
el gumbo (debido a la humectación
por aceite de las superficies pegajosas),
y proporcionan buenas características
de lubricidad y eliminación de
hidratos de gas. Los sistemas base agua
requieren aditivos para aumentar su
rendimiento y minimizar los
problemas relacionados con el gumbo
blando y pegajoso, y para la inhibición
de hidratos. A pesar de eso, los
sistemas de lodo base agua cuestan
menos y pueden constituir el sistema
preferido cuando hay motivos de
preocupación debido a bajos
gradientes de fractura y a la pérdida
de circulación.
Los sistemas
de aceite
diesel, aceite
mineral y
sintético
proporcionan
una
excelente
eliminación
de hidratos.
Aguas Profundas
CAPÍTULO 
22A
Aguas Profundas 22A.6 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
La perforación en aguas profundas se
enfrenta a retos, debido a que las
presiones porales y los gradientes de
fractura de la formación a pequeñas
profundidades son casi iguales. Para las
aplicaciones en aguas profundas, el
gradiente de fractura y la presión poral
equivalente disminuyen cuando la
profundidad de agua aumenta. A
profundidades extremas de agua
(±10.000 pies), estos valores bajos de
gradiente de fractura (debido a la falta
de sobrecarga) y presión poral
equivalente hacen que la perforación
sea poco práctica, incluso si se usa lodo
no densificado, porque las pérdidas de
presión anular aumentan la Densidad
Equivalente de Circulación (ECD). Se
han propuesto muchos esquemas para
aliviar la densidad de la columna de
lodo en el riser para estas situaciones de
aguas ultra-profundas. En aguas
profundas normales (1.5000 a 5.000
pies), los bajos gradientes de fractura
complican las situaciones de control de
pozo, ya que el asiento de la zapata no
soportará una presión alta de cierre de
la tubería de revestimiento. El pozo
típico en aguas profundas usa
frecuentes tuberías de revestimiento
poco profundas para sellar las
formaciones de bajo gradiente de
fractura. Los bajos gradientes de
fractura también presentan problemas
de pérdida de circulación causados por
las presiones de surgencia y pistoneo.
Esto ocurre especialmente con los
sistemas base sintético, aceite mineral y
aceite diesel, los cuales son
comprimibles y tienden a reducir los
gradientes de fractura admisibles. Las
presiones de surgencia, pistoneo y ECD
son una de las principales causas de
preocupación para todas las
operaciones de perforación en aguas
profundas, especialmente durante la
introducción y cementación de la
tubería de revestimiento. Es muy
importante entender los efectos de la
temperatura y la presión sobre la
hidráulica y la reología de fluido de
perforación en las aplicaciones de aguas
profundas. Las temperaturas bajas del
agua y las temperaturas bajas
resultantes del riser pueden causar una
reología elevada del fluido y altas
presiones de surgencia y pistoneo.
Presión Poral y Bajos Gradientes de Fractura
Volúmenes del Riser/Tubería de Revestimiento de Gran
Tamaño/Logística
Como se mencionó anteriormente,
los pozos perforados en aguas
profundas requieren risers largos y
tuberías de revestimiento de gran
diámetro. El riser, la tubería de
revestimiento de gran diámetro y los
pozos de gran tamaño requieren
grandes volúmenes del sistema de
lodo. Un riser con un DI de 20 pulg.
en 2.500 pies de agua tiene un
volumen de 972 bbl. No es raro que
una operación de perforación en
aguas profundas tenga un sistema de
circulación de 4.000 bbl o más. Estos
sistemas grandes requieren cantidades
proporcionalmente más grandes de
aditivos de lodo para el
mantenimiento y el tratamiento.
Las cantidades de aditivos
requeridas y los límites impuestos por
el espacio disponible y las cargas en
las cubiertas hacen que el manejo de
las existencias sea crítico. Debido a la
distancia entre estos pozos y las
instalaciones portuarias, y a la
logística relacionada con las
operaciones costafuera, la entrega de
los materiales de lodo al pozo puede
llevar mucho tiempo. Otras
condiciones, como la disponibilidad
de los barcos de trabajo y las
condiciones oceánicas, pueden
demorar aún más el tiempo de
entrega. Por último, las existencias
mínimas requeridas no pueden ser
calculadas exclusivamente en base al
consumo del día anterior. Los
cambios de las condiciones y de los
Las presiones
de surgencia,
pistoneo y
ECD son una
de las
principales
causas de
preocupación...
...los pozos
perforados en
aguas
profundas
requieren
risers largos y
tuberías de
revestimiento
de gran
diámetro.
Aguas Profundas
Aguas Profundas 22A.7 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO 
22A
requisitos del tratamiento deben ser
anticipados.
Otros tipos de envasado de
productos deberían ser considerados.
En muchos casos, la entrega de
productos premezclados en forma
líquida o a granel puede ser
beneficiosa. Por ejemplo, se requiere
sal para los sistemas base agua que
suelen ser usados en aguas profundas.
La entrega a granel o en sacos grandes
(“big-bag”) de 1 tonelada proporciona
mayor flexibilidad para las adiciones,
el almacenamiento y el transporte de
los productos. En vez de ser entregada
en sacos o a granel, la sal también
está disponible en forma de salmuera.
Muchos equipos de perforación
flotantes tienen una capacidad de
almacenamiento de líquidos que
puede ser usada para almacenar la
salmuera, dejando espacio en las
cubiertas para otros productos.
Un sistema de manejo de productos a
granel debería ser considerado como
opción para otros productos, a fin de
simplificar la logística, reducir los
desechos de productos y reducir la
eliminación de recipientes. Aunque
estos sistemas requieran modificaciones
del equipo de perforación, los ahorros
potenciales que pueden proporcionar
son considerables para las operaciones
en aguas profundas de costo elevado. El
uso de un sistema computarizado de
monitoreo y adiciones de productos
pueden hacer que estos sistemas sean
muy eficaces para obtener un sistema
de lodo tratado de manera uniforme.
Se requieren cálculos correctos del
consumo de materiales y una
planificación adecuada del
abastecimiento de productos para que
el proyecto sea exitoso. Igual que todas
las cuestiones descritas en este capítulo,
estos factores son parte integrante del
sistema total de perforación en aguas
profundas.
Pérdida de Circulación
La pérdida de circulación siempre
constituye un problema potencial y un
motivo de preocupación cuando se
perfora en aguas profundas. Esto se
debe a la pequeña diferencia entre la
presión poral y el gradiente de fractura,
y al efecto de las pérdidas de presión
anular. Considerando que los costos
totales de perforación pueden exceder
10.000 US$/hora (1997), cualquier
demora en la perforación, tal como el
tiempo requerido para tratar la pérdida
de circulación, puede aumentar
considerablemente los costos del pozo.
Durante le perforación en aguas
profundas, cuando se usa un riser largo
para conectar los BOPs del fondo
oceánico, la pérdida de circulación
presenta problemas únicos que no se
producen cuando se perfora con BOPs
montados en la superficie. Si se produce
una pérdida total de circulación y el
nivel de lodo en el riser disminuye, la
presión hidrostática del agua del mar
puede colapsar y dañar el riser.
La pérdida de circulación causada por
formaciones débiles o porosas y bajos
gradientes de fractura es característica
de los proyectos de perforaciónen
aguas profundas. Las velocidades de
viaje, las velocidades de perforación, las
densidades equivalentes de circulación,
la viscosidad del fluido y la densidad
del lodo deben ser manejadas
correctamente para prevenir la pérdida
de circulación. El riesgo de pérdida de
circulación es especialmente importante
cuando los operadores tratan de colocar
la tubería de revestimiento a mayor
profundidad. Esta práctica es común
cuando se produce algún incidente
imprevisto en la perforación que
requiere colocar la tubería de
revestimiento a niveles menos
profundos y gradientes de fractura más
bajos de lo previsto. Para alcanzar la
profundidad y el gradiente de fractura
previstos para la siguiente tubería de
revestimiento, los operadores a veces
deben perforar con un margen reducido
entre el peso del lodo y el gradiente de
fractura. Esto se hace para que la
profundidad total del pozo pueda ser
alcanzada con el tamaño previsto de
tubería de revestimiento. Esta práctica
presenta un riesgo elevado de pérdida
Un sistema de
manejo de
productos a
granel debería
ser
considerado
como opción
para otros
productos...
El riesgo de
pérdida de
circulación es
especialmente
importante
cuando los
operadores
tratan de
colocar la
tubería de
revestimiento
a mayor
profundidad.
Aguas Profundas
CAPÍTULO 
22A
Aguas Profundas 22A.8 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
de circulación. El peso de lodo
requerido para perforar hasta la
siguiente profundidad planeada de la
tubería de revestimiento puede exceder
el gradiente de fractura en la zapata de
la tubería de revestimiento anterior, y
causar la pérdida de circulación.
La optimización de la operación de
perforación y de las propiedades del
fluido de perforación puede ser el factor
determinante que permita prevenir la
pérdida de circulación y lograr la
profundidad total (TD) planeada. Las
presiones de pistoneo y surgencia
deberían ser calculadas antes de realizar
los viajes para determinar las
velocidades máximas seguras de viaje.
Los programas de modelación de
hidráulica deberían ser usados para
evaluar los efectos sobre la densidad
equivalente de circulación de factores
como la velocidad de bombeo,
velocidad de perforación, geometría del
pozo, limpieza del pozo, reología y
densidad del lodo. Podría se necesario
ajustar estos parámetros para prevenir la
pérdida de circulación. Cuando se
perfora con sistemas de lodo base aceite
o sintético, el programa VIRTUAL
HYDRAULICS® de M-I debería ser usado
para analizar los efectos de las
temperaturas y presiones de fondo
sobre la reología, la ECD y la densidad. 
El tipo y la concentración de material
de pérdida de circulación que se usará
serán determinados por el tipo de zona
de pérdida, la compatibilidad con el
sistema de lodo, y el equipo de
perforación usado. La mayoría de los
materiales de pérdida de circulación son
compatibles con lodos base agua, pero
algunos no son compatibles con fluidos
base aceite y sintéticos. Los materiales
fibrosos de celulosa como el papel, la
corteza desmenuzada o los materiales
agrícolas molidos, absorben la fase
líquida del lodo y aumentan la
viscosidad. El carbonato de calcio, la
mica, el grafito granular y las cáscaras
de nueces son generalmente aceptables
en los lodos base aceite y sintético. El
material de pérdida de circulación no
debe taponar los equipos de fondo
como las herramientas de MWD y
LWD, los motores de fondo y las
pequeñas toberas. Antes de ser añadidos
al sistema de lodo, los materiales de
pérdida de circulación propuestos y sus
concentraciones deberían ser revisados
por el operador del equipo para
determinar si son aceptables. Los
equipos taponados requieren viajes
adicionales y mayores costos, además
del problema de pérdida de circulación.
En la práctica, los factores limitantes de
los materiales de pérdida de circulación
deberían ser examinados durante la fase
de planificación del pozo y confirmados
en el pozo antes de que surja algún
problema.
Temperaturas Bajas de la Línea de Flujo
Como se explicó anteriormente, la
temperatura del agua disminuye con la
profundidad. Los risers largos rodeados
por agua del mar fría producirán
temperaturas del lodo mucho más frías
y viscosidades más altas en el riser y en
la línea de flujo. El aumento de
viscosidad causado por la temperatura,
especialmente en los lodos base aceite
y sintético, puede limitar el tamaño de
las mallas de la zaranda – que se
pueden usar sin perder lodo – a
entramados relativamente grandes.
Muchas veces se cae en la tentación de
tratar el sistema de lodo para reducir la
viscosidad en la línea de flujo, pero
esto se debería evitar ya que reducirá la
limpieza del pozo en el riser. Haciendo
circular una tercera bomba de lodo
“reforzadora” en el riser, se puede
limitar la cantidad de enfriamiento
que ocurre dentro de éste. Se puede
usar un viscosímetro ATAP Fann de
Modelo 70 para obtener un perfil más
exacto de los efectos de las
temperaturas frías y calientes y de las
presiones sobre un lodo determinado.
Los datos del viscosímetro pueden ser
usados con el programa VIRTUAL
HYDRAULICS de M-I para construir un
perfil reológico del pozo para un
sistema de lodo en un pozo
determinado.
La mayoría de
los materiales
de pérdida de
circulación
son
compatibles
con lodos base
agua...
Los datos del
viscosímetro
pueden ser
usados...para
construir un
perfil
reológico del
pozo...
Aguas Profundas
Aguas Profundas 22A.9 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO 
22A
La limpieza del pozo es un factor crítico
para la perforación en aguas profundas.
La falta de limpieza del pozo o riser
puede causar la pérdida de circulación,
camas de recortes, el empaquetamiento
del pozo y la pega de la tubería. Debido
a estos factores, es imprescindible
planear y monitorear la limpieza del
pozo. La reología del lodo, el caudal y la
velocidad de penetración deben ser
considerados y comparados para lograr
una limpieza apropiada del pozo. El
análisis de la hidráulica debería incluir
cálculos de la densidad equivalente de
circulación y del efecto de las
concentraciones de recortes sobre la
ECD. Altas ECDs causadas por la falta
de limpieza del pozo o una ROP
excesiva, unidas a bajos gradientes de
fractura en los ambientes de aguas
profundas, crean una fórmula para la
pérdida de circulación. La reología a
muy baja velocidad de corte del lodo es
crítica para la limpieza del pozo.
Debería ser monitoreada y ajustada para
producir la limpieza del pozo requerida
para el perfil de pozo planeado. La
limpieza del pozo aún puede ser
problemática cuando se optimiza la
reología del lodo en términos de
capacidad de transporte (i.e.: baja
velocidad de caída), a menos que se use
una velocidad de circulación adecuada
y buenas prácticas de perforación. La
alta ROP y los bajos caudales pueden
generar recortes más rápidamente que
la velocidad a la cual éstos pueden ser
extraídos del pozo. Después de
optimizar la reología del lodo, podría
ser necesario controlar la ROP y/o
aumentar el caudal para mantener el
pozo limpio. Podría ser difícil limpiar el
riser, aún cuando todos los parámetros
para limpiar el pozo son correctos.
Muchas veces se usa una tercera bomba
de lodo “reforzadora” para bombear
dentro de una línea dedicada
reforzadora del riser a fin de
proporcionar un caudal y una velocidad
suficientes para limpiar el riser. La
acumulación de recortes en el riser o en
el conjunto de BOP submarino puede
causar demoras costosas para el equipo
de perforación, cuando las pruebas de
los BOPs fallan, o para la circulación de
los recortes fuera del riser, o cuando se
saca el riser y el conjunto de BOP
submarino para limpiarlos y repararlos.
Limpieza del Pozo
Control del Pozo
El gradiente de fractura bajo que es
común en los pozos perforados en
aguas profundas no permite altas
presiones de cierre de la tubería de
revestimiento, especialmente en los
intervalos poco profundos. La alta
presión de cierre de la tubería de
revestimiento en intervalos poco
profundos podría causar un reventón
subterráneo. Se usan sistemas
desviadores para controlarlos amagos
de zonas de gas poco profundas.
El riser complica las situaciones de
control del pozo. Se trata de una
tubería que tiene una presión
relativamente baja y que no está
diseñada para contener presiones
elevadas. En las situaciones de control
del pozo, se circula alrededor del riser
con el equipo de BOP submarino, y se
hace circular el pozo bajando en la
tubería de perforación, subiendo por el
espacio anular, pasando a través de los
BOPs y subiendo por la línea de
estrangular paralela al riser, hasta llegar
al estrangulador, el cual está ubicado en
la cubierta del equipo de perforación
flotante.
Las líneas largas de estrangular y
matar requieren que se modifique el
procedimiento típico de matar
utilizando BOP. Las líneas de
estrangular de diámetro pequeño
tienen altas pérdidas de presión que
imponen una contrapresión sobre la
columna de lodo y la formación. La
presión inicial de la tubería de
revestimiento (presión en el
estrangulador) debe reducirse en una
presión igual a la Pérdida de Presión en
La limpieza
del pozo es
un factor
crítico para
la perforación
en aguas
profundas.
Se usan
sistemas
desviadores
para
controlar los
amagos de
zonas de gas
poco
profundas.
Aguas Profundas
CAPÍTULO 
22A
Aguas Profundas 22A.10 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
la Línea de Estrangular (CPL). Si no se
hace esto, la presión de fondo
resultante puede ser mucho más alta
que la presión necesaria para controlar
el amago y puede causar un reventón
subterráneo. Dos o más líneas de
estrangular pueden ser usadas
simultáneamente para reducir la CPL,
la cual debe ser deducida de la Presión
de Cierre de la Tubería de
Revestimiento (SICP) inicial.
Si se produce un amago, las presiones
deberían ser determinadas y la Hoja de
Matar rellenada. Luego, el sistema de
lodo de superficie debe ser densificado
hasta alcanzar el peso para matar el
pozo, con el pozo cerrado. Por último,
se arranca la bomba y se usa el
estrangulador para mantener la presión
de la tubería de revestimiento a la SICP
inicial menos la CPL, hasta que la
bomba alcance la velocidad lenta de
bombeo. Una vez que se alcanza la
velocidad lenta de bombeo, se usan los
manómetros del estrangulador y del
tubo vertical para mantener el
programa de presiones indicado en la
Hoja de Matar. Cuando cualquier
cantidad de gas o fluidos más ligeros
alcanza las líneas de estrangular y
desplaza el lodo pesado, la presión
hidrostática que actúa sobre el pozo
disminuye, y se debe cerrar el
estrangulador para mantener una
presión constante en la tubería de
perforación. Una vez que el pozo está
muerto, el riser debe ser desplazado con
lodo densificado y cualquier cantidad
de gas entrampada en el conjunto de
BOP debe ser desplazada antes de que
se pueda abrir y hacer circular el pozo.
Alto Costo Diario del Equipo de Perforación
Resumen
Como se mencionó anteriormente, las
prácticas de perforación y completación
de pozos en aguas profundas son
operaciones de alto costo. Estas
operaciones pueden ser optimizadas
mediante una planificación bien
coordinada y la implementación
adecuada de todos los esfuerzos
relacionados en un proyecto de aguas
profundas, para reducir los costos y
maximizar la productividad. Sin
embargo, un enfoque de los fluidos
basado en precios bajos no siempre
constituye el mejor enfoque para los
proyectos en aguas profundas.
Cualquier sistema o proceso de fluidos
de perforación que pueda ayudar a
reducir el tiempo requerido para lograr
los objetivos del operador debería ser
considerado, independientemente del
costo. El costo de un sistema de lodo de
alto rendimiento puede ser fácilmente
compensado por los ahorros de costos
del equipo de perforación obtenidos al
reducir el número de días requeridos
para completar el proyecto.
La perforación en aguas profundas es
una tarea compleja y costosa. Los
factores y problemas son únicos y
requieren una planificación y
consideración meticulosa. Debido a la
estructura de altos costos, se sugiere
establecer planes para imprevistos. Se
requieren lodos de perforación de alto
rendimiento para optimizar la
limpieza del pozo, la estabilidad del
pozo y la inhibición de los hidratos
de gas. Unidas a buenas prácticas de
perforación, estas medidas tienen el
potencial de maximizar las
posibilidades de éxito, minimizando
los costos del pozo.
Cualquier
sistema o
proceso de
fluidos de
perforación
que pueda
ayudar a
reducir el
tiempo
requerido
para lograr
los objetivos
del operador
debería ser
considerado...
Perforación de la Sal
Perforación de la Sal 22B.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
22B
Las formaciones de sal existen en
muchas regiones del mundo que son
productoras de petróleo. Estas zonas
de sal pueden tener varias formas –
domos salinos, capas extremadamente
gruesas, y mantos o lentes. La química
de estas sales puede variar
considerablemente, incluso dentro de
una sola capa, desde cloruro de sodio
puro a mezclas muy complejas de
sales de cloruro. Los tipos principales
de sal son:
• Halita (NaCl)
• Silvita (KCl)
• Bischofita (MgCl2•6H2O)
• Carnalita (KMgCl3•6H2O)
• Polihalita (K2MgCa2(SO4)4•2H2O)
• Taquidrita (CaCl2•MgCl2•12H2O)
Las estructuras de sal también tienen
diferencias físicas o mecánicas. La sal es
impermeable y deformable. Los domos
salinos, y en grado menor las capas
extremadamente gruesas, son plásticos y
pueden deformarse fácilmente, según la
temperatura y la presión de sobrecarga.
Algunas sales son móviles, mientras que
otras son fracturadas. Las formaciones
de sal suelen contener otros minerales
evaporíticos como la anhidrita (CaSO4),
el yeso (CaSO4•2H2O), la kieserita
(MgSO4•H2O), la cal (CaCO3) o la
dolomita (CaMg(CO3)2), relacionados
con su estructura. Estos minerales
pueden depositarse encima, alrededor o
dentro (interestratificados) de la
estructura de sal. Estas zonas pueden ser
arrecifales, fisuradas o fracturadas.
Pueden tener sal en la estructura de poro
o contener otros fluidos. 
Aunque la perforación de la sal pueda
parecer simple, el comportamiento de
la sal puede ser complejo. Los fluidos de
perforación saturados de recortes de
estas formaciones de sales mixtas,
tienen una química especialmente
compleja que puede ser difícil de
entender y controlar. Varios problemas
pueden surgir durante la perforación de
secciones de sal.
• Disolución de la sal, resultando en el
ensanchamiento del pozo.
- Debido a la subsaturación.
- Debido a la variación química.
- Debido a las fluctuaciones de las 
temperaturas.
• Deformación de la sal, reduciendo el
diámetro del pozo y causando que se
pegue la tubería.
• Control del pozo – flujo de
hidrocarburos, CO2, H2S o líquidos
de salmuera, y pérdida de
circulación.
• Recristalización de la sal y otros
precipitados, separando los
emulsificantes y agentes de
humectación de los lodos base aceite
y base sintético, y resultando en
sólidos humectados por agua.
Opciones para los Fluidos de Perforación
SISTEMAS BASE AGUA
Con los fluidos base agua, se usa uno de
dos enfoques: (1) el uso de un sistema
saturado de sal o (2) el uso de un
sistema ligeramente subsaturado para
estimular el ensanchamiento del pozo,
lo cual impide que la deformación de la
sal cause la pega de la tubería. La
opción de subsaturación a veces es
difícil de manejar, dependiendo de las
condiciones efectivas, y puede causar
fácilmente el ensanchamiento excesivo
del pozo, lo cual producirá otras
complicaciones cuando se trata de
obtener una tubería de revestimiento
cementada, resistente al colapso.
Sistemas saturados base agua
salada. Los fluidos de perforación base
agua deberían estar diseñados para ser
compatibles con la sal a perforar. Esto
puede ser difícil para las formaciones
de sales mixtas, como la carnalita,
donde sales no estándar del campo
petrolífero, como el cloruro de
magnesio, serían necesarias y puede ser
difíciles de obtener. Es importante que
el sistema esté totalmente saturado
cuando se penetra inicialmente la sal,
La química
de...sales
puede variar
considerable-
mente, incluso
dentro de una
sola capa...
Aunque laperforación de
la sal pueda
parecer simple,
el
comportamiento
de la sal puede
ser complejo.
Introducción
Perforación de la Sal
CAPÍTULO
22B
Perforación de la Sal 22B.2 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
para prevenir el ensanchamiento
excesivo del pozo en el tope de la
formación de sal. Durante la
perforación de la sal, el sistema
permanecerá generalmente saturado. 
Estos sistemas saturados de sal
difieren de otros lodos base agua en
que dependen esencialmente de
polímeros, no arcillas, para obtener
buenas propiedades. Cuando se agrega
una lechada de bentonita prehidratada
a base de agua dulce a un fluido
saturado de sal, las arcillas se
flocularán, aumentando la reología y el
filtrado. Después de esta floculación
inicial, la viscosidad generada por la
bentonita disminuirá con el tiempo. La
bentonita prehidratada suele ser
beneficiosa para las píldoras de barrido
y para obtener un revoque de buena
calidad, aunque este beneficio
disminuya en cierta medida con el
tiempo. La bentonita seca no
aumentará de viscosidad una vez que la
concentración de cloruros excede
10.000 mg/l. Se puede usar SALT GEL®
(atapulguita) o DUROGEL® (sepiolita)
para aumentar la viscosidad en aguas
saladas. Los polímeros como la
Hidroxietilcelulosa (HEC), DUO-VIS®,
XCD® o FLO-VIS®, aumentarán de
viscosidad para proporcionar
propiedades reológicas. La HEC no
proporciona la viscosidad a muy baja
velocidad de corte que es crítica para la
suspensión.
Se puede lograr el control de filtrado
con HEC, POLY-SAL™, MY-LO-JEL™ o
almidón FLO-TROL®, o con aditivos de
Celulosa Polianiónica (PAC) de
viscosidad ultra-baja o super-baja como
POLYPAC SUPREME UL, POLYPAC® UL, etc.
Los polímeros de aplicación especial,
estables a altas temperaturas y que
toleran calcio/magnesio, pueden ser
usados para el control de
filtrado/reología en condiciones de
altas temperaturas (>275ºF o 135ºC).
Cabe notar que el rendimiento de
muchos polímeros disminuye en
presencia de salmueras de alta dureza,
especialmente los polímeros aniónicos
como las PACs y las Poliacrilamidas
Parcialmente Hidrolizadas (PHPA). La
presencia simultánea de un pH alto
(por ej.: después de perforar el
cemento) y de una dureza alta también
puede reducir el rendimiento de los
polímeros viscosificantes de xantano.
Según el tipo de sal perforada,
algunos precipitados pueden formarse.
Los precipitados pueden ser
compuestos de sal o de hidróxido. La
solubilidad mutua de las sales está
descrita en la sección sobre el
ensanchamiento del pozo. El cloruro de
magnesio puede precipitar hidróxido
de magnesio en un lodo de alto
contenido de cal o de pH alto.
Sistemas subsaturados base agua. En
algunas zonas, el uso de sistemas
subsaturados de sal ha sido
perfeccionado de tal manera que la
velocidad de disolución de la sal
corresponde a la velocidad de reptación
de la sal. Una de las dificultades de este
enfoque es que, para las secciones largas
de sal, la velocidad de reptación puede
variar considerablemente entre el tope y
el fondo, y el lodo en el espacio anular
puede volverse saturado en la barrena
(debido a los recortes de sal), de tal
manera que no puede disolver más sal al
subir por el espacio anular. Este método
sólo debería usarse en zonas donde la
sección de sal es corta y donde
constituye una práctica común en los
pozos vecinos.
La bentonita
prehidratada
suele ser
beneficiosa
para las
píldoras de
barrido y
para obtener
un revoque
de buena
calidad...
SISTEMAS DE EMULSIÓN INVERSA
Los lodos base aceite o sintético
también pueden ser usados para
perforar las secciones de sal. La
capacidad de humectación por aceite
y el contenido más bajo de agua
reducen la disolución de sal y
controlan el ensanchamiento del
pozo, pero las sales seguirán
disolviéndose en la fase acuosa,
manteniéndola saturada. Varias
reacciones pueden producirse debido
al exceso de concentración de cal y al
alto contenido de cloruros. Las
reacciones pueden ser imprevisibles y
varían según la composición de la sal
y la temperatura. Estos sistemas
pueden ser formulados con una
variedad de sales en la fase acuosa,
como alternativa al cloruro de calcio.
Los sistemas con una fase interna de
cloruro de calcio o cloruro de
magnesio han sido usados con éxito.
Aunque se prefiera usar sistemas base
aceite para perforar la sal, de manera
que se pueda mantener un pozo de
calibre uniforme, en realidad las sales
pueden ser más perjudiciales para los
lodos de emulsión inversa que para
los lodos base agua. Los aspectos más
dañinos son la recristalización de la
sal y la precipitación de hidróxido de
magnesio. Ambas reacciones
producen partículas extremadamente
finas que tienen un área superficial
enorme. Esto puede causar el
agotamiento rápido de los
emulsificantes y agentes de
humectación por aceite. El consumo
de los emulsificantes y agentes de
humectación por aceite puede causar
la humectación por agua de los
sólidos.
La estabilidad de los sistemas de
emulsión inversa debería ser
monitoreada de la manera indicada al
final de este capítulo. La humectación
por agua puede ser monitoreada de la
manera descrita en el capítulo sobre
emulsiones no acuosas. La
humectación por agua es más
evidente por el aspecto granuloso, no
brillante, y la remoción de los sólidos
humectados por agua (barita) en la
zaranda. Varias pruebas pueden ser
usadas para anticipar un problema de
humectación por agua, incluyendo la
prueba de densificación y la prueba
con frasco de vidrio.
Los tratamientos para evitar la
inestabilidad del lodo en los lodos
base aceite incluyen la adición de
agua para disolver los precipitados y
un número considerablemente más
alto de tratamientos diarios con
emulsificante y agente de
humectación. La saturación total
debería evitarse; para el cloruro de
calcio, esto es aproximadamente 38%
en peso. La adición de agua es
especialmente importante para pozos
de Alta Temperatura, Alta Presión
(ATAP) donde las temperaturas
elevadas de la línea de flujo causan la
evaporación del agua, produciendo la
saturación y precipitación de cristales
de sal.
Perforación de la Sal
Perforación de la Sal 22B.3 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
22B
Disolución – Ensanchamiento del Pozo
Antes de perforar la sección de sal, los
fluidos base agua deberían estar
saturados con respecto a la composición
de la formación de sal, para minimizar
la cantidad de sal disuelta y el
socavamiento resultante. El
mantenimiento de un pozo de calibre
casi uniforme mejora la cementación a
través de estas secciones y minimizará
las posibilidades de rotura de la tubería
de revestimiento debido a la
deformación de la sal. El
ensanchamiento del pozo causado por
la disolución no puede evitarse
totalmente con un fluido base agua,
pero puede ser minimizado a un nivel
aceptable. Varios factores contribuyen a
la disolución de la sal.
La solubilidad de diferentes sales en
un fluido determinado controlará la
cantidad de formación disuelta. El
cloruro de calcio y el cloruro de
magnesio son más solubles que los
cloruros de sodio y potasio. La
importancia de la solubilidad relativa de
las sales es que en la solución, la sal que
Varias
pruebas
pueden ser
usadas para
anticipar un
problema de
humectación
por agua...
La
solubilidad
de diferentes
sales en un
fluido
determinado
controlará la
cantidad de
formación
disuelta.
Perforación de la Sal
CAPÍTULO
22B
Perforación de la Sal 22B.4 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
tiene la solubilidad más baja se
precipitará primero. Por ejemplo, si se
mezcla cloruro de calcio (solubilidad
más alta) dentro de agua saturada de
cloruro de sodio (menos soluble), el
cloruro de calcio se precipitaría
inmediatamente. Por lo tanto, si se usa
un fluido de perforación saturado de
cloruro de sodio para perforar una
sección de sal que contiene cloruro de
calcio, el cloruro de calcio se disolverá y
el cloruro de sodio se precipitará. Según
la solubilidad de cada sal, se logrará un
equilibrio de solubilidad mutua. La
Figura 1 muestra la solubilidad mutua
para sales de cloruro de calcio, sodioy
potasio.
Figura 1: Solubilidad mutua de CaCl-2, NaCl y KCl
(según Kemp, SPE 16688).
La solubilidad mutua puede ser muy
compleja. Hay una gran variabilidad en
lo que se refiere a cuál sal se disuelve y
cuándo se disuelve. Esto depende de las
otras sales que estén presentes, de su
concentración y de la temperatura. La
solubilidad de las sales están indicadas
en el siguiente orden, de la más soluble
a la menos soluble: CaCl2 > MgCl2 >
NaCl > KCl. A medida que se perforan
diferentes tipos de sales, este equilibrio
complejo puede cambiar. El cloruro de
calcio es la sal “preferida”. Permanecerá
disuelta a mayores concentraciones
cuando otras sales son agregadas al
fluido, aunque parte del cloruro de
calcio pueda ser desplazado por las otras
sales.
Otra causa de la disolución está
relacionada con los efectos de la
temperatura. Como lo muestran las
Figuras 2 y 3, las sales son más solubles
a mayores temperaturas y su relación de
solubilidad mutua cambia cuando la
temperatura aumenta. La cantidad de
sal que se disuelve en el fondo del pozo
aumenta cuando las temperaturas son
más altas. Cuando el fluido en
circulación se acerca a la superficie, la
temperatura disminuye, cristalizando la
sal, y una porción de los cristales de sal
será eliminada por el equipo de control
de sólidos. Cuando la circulación
continúa, el fluido vuelve a calentarse
en el fondo y la capacidad de
disolución de sal aumenta. Este ciclo de
calentamiento y enfriamiento se repite
en cada circulación subsiguiente,
aumentando la cantidad de sal que se
disuelve y causando el ensanchamiento
del pozo. Se pueden usar inhibidores
químicos de cristalización y tanques de
lodo calentados (descritos más adelante)
para mantener la saturación en el fondo
del pozo. Este cambio de la solubilidad
con la temperatura también indica que
la línea de flujo siempre debería
contener cristales de sal cuando se
perfora una formación de sal. Si no hay
cristales, es probable que el lodo no
esté saturado en las condiciones de
fondo.
Figura 2: Efecto de la temperatura sobre la solubilidad
de sales individuales.
100
80
60
40
20
0
CaCl2
MgCl2
KCl
NaCl
0 50 100 150 200 250 300 350
Temperatura (°C)S
ol
u
bi
li
da
d 
de
 l
a 
sa
l 
(%
 p
es
o)
Figura 3: Efecto de la temperatura sobre la solubilidad mutua.
80
60
40
20
0
375°F (190°C)
202°F (95°C)
122°F (50°C)
86°F (30°C)
32°F (0°C)
0 5 10 15 20 25 30 35
NaCl (% peso)
C
aC
l 2
(%
 p
es
o)
El cloruro de
calcio es la
sal
“preferida”.
50
40
30
20
10
0
0 5 10 15 20 25 30
NaCl (% peso)
0% KCl 77°F (25°C)
5% KCl
10% KCl15% KCl
C
aC
l 2
(%
 p
es
o)
Perforación de la Sal
Perforación de la Sal 22B.5 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
22B
Las secciones de sal presentan
características de flujo plástico, bajo
temperaturas y presiones suficientes.
Aunque sea difícil correlacionar las
magnitudes requeridas para iniciar el
flujo plástico de sal, debido a la
variedad de ambientes, se ha
determinado que una sección de sal
tiende a ser más sensible a la
temperatura y a la presión que las
formaciones adyacentes.
Las formaciones de sal son raramente
plásticas o problemáticas cuando están
ubicadas a profundidades inferiores a
5.000 pies, sometidas a temperaturas
inferiores a 200ºF (93ºC), o cuando
tienen menos de 1.000 pies de espesor.
En el caso de las capas de sal, la
deformación puede ser mucho menos
evidente. Cuando se perfora un pozo a
través de una sección de sal, el esfuerzo
dentro de la sal se disipa y la sal fluye
hacia el pozo. Por este motivo, las
secciones de sal deberían ser perforadas
con viajes cortos y ensanchadas con
regularidad.
Una sal puede fluir (“reptar”) lo
suficiente para cerrar el pozo y pegar la
columna de perforación. Las píldoras de
barrido con agua dulce pueden ser
usadas para disolver la sal que está
reptando y liberar la tubería pegada.
Una píldora de agua dulce de 25 a 50
bbl suele ser suficiente para liberar la
tubería pegada. Las buenas prácticas de
perforación también pueden minimizar
los problemas de deformación de sal.
Perforando cada junta o grupo de
tuberías, y limpiando esa sección antes
de realizar la conexión siguiente,
asegurará que se ha abierto y
estabilizado lo suficiente la sección de
sal. Viajes del limpiador realizados con
regularidad a través de la sección de sal,
hasta la tubería de revestimiento,
también ayudarán a asegurar que el
pozo permanece abierto.
Aumentar el peso del lodo es la única
manera práctica de controlar la
velocidad a la cual el pozo se cierra. El
cierre nunca será eliminado, pero puede
ser controlado a un nivel aceptable
durante el tiempo requerido para
perforar la sección. La fuerza que
exprime la sal es igual al peso de la
sobrecarga. Esto significa que los pesos
del lodo pueden ser muy altos. Por lo
general, cuanto mayor sea la
profundidad de entierro, mayor será el
peso del lodo. Los pesos de lodo
requeridos para perforar sales pueden
exceder 20,0 lb/gal (SG 2,4). Como lo
muestra la Figura 4, el peso de lodo
requerido para reducir la reptación de la
sal a menos de 0,1% por hora puede ser
calculado a partir de la temperatura y
profundidad de la formación.
En el caso de un pozo completado, la
sal puede fluir lo suficiente para causar
el colapso de la tubería de
revestimiento. En algunos casos, el
movimiento de la sal es tan lento que
este problema no se manifiesta por
muchos años. Una tubería de
revestimiento de gran resistencia y una
buena cementación después de perforar
un pozo de calibre casi uniforme
tienden a distribuir la carga de sal de
manera más uniforme sobre el
intervalo, lo cual reduce el potencial de
colapso de la tubería de revestimiento.
La experiencia ha demostrado que
conviene usar un cemento saturado de
sal, de alta resistencia a la compresión,
y una tubería de revestimiento de gran
resistencia, diseñada para un colapso de
1,0 psi/pie.
Deformación – Flujo Plástico
Figura 4: Peso de lodo requerido para controlar la reptación de la
sal.
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
Te
m
pe
ra
tu
ra
 °
F 
10
0
15
0
20
0
25
0
30
0
35
0
40
0
45
0
50
0
8 10 12 14 16 18 20 22
Peso del lodo (lb/gal)
Pr
of
u
n
di
da
d 
(1
.0
00
 p
ie
s)
...una
sección de
sal tiende a
ser más
sensible a la
temperatura
y a la presión
que las
formaciones
adyacentes.
Una sal
puede fluir lo
suficiente
para cerrar
el pozo y
pegar la
columna de
perforación.
Perforación de la Sal
CAPÍTULO
22B
Perforación de la Sal 22B.6 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Es importante entender el ambiente de
esfuerzos y presiones subsuperficiales
cerca y dentro de las estructuras de sal.
Como la sal es menos densa (SG de
aproximadamente 2,1) que las
formaciones adyacentes, tenderá a flotar
en el ambiente subsuperficial en el
transcurso del tiempo geológico. Esto
explica la formación de domos salinos y
la migración de la sal. Debido a estas
fuerzas y a estos movimientos, los
esfuerzos alrededor y dentro de las
estructuras de sal pueden ser
considerables y difíciles de estabilizar.
Las zonas limítrofes entre la sal y las
formaciones adyacentes suelen ser
mezclas geológicamente complejas de
rocas muy alteradas y perturbadas. No
es raro que haya una gama muy
limitada de pesos de lodo que puedan
controlar las presiones de la formación
y los fluidos sin causar la pérdida de
circulación.
La sal también forma una trampa o
barrera para la migración de aceite, gas
y aguas. Esta es una de las razones por
las cuales tantas operaciones de
perforación y producción son realizadas
cerca de formaciones de sal. También es
la razón por la cual hay tantos
problemas del pozo en las zonas
limítrofes de las secciones de sal. En la
perforación por debajo de la sal, se cree
que el agua entrampada puede hacer
que estas zonas limítrofes se saturen de
agua y sean muy parecidas al lodo y
muy débiles, sin ninguna integridad de
la formación. En estas condiciones, ni
las lutitas ni las arenas pueden ser
compactadas, y pueden retener su
constitución original blanda y no
consolidada, independientementede su
edad. En estas situaciones, las
formaciones son muy dispersivas y se
fracturan fácilmente (causando la
pérdida de circulación), y sin embargo
producen amagos con cambios muy
ligeros del peso del lodo.
Como la sal es plástica, el ambiente
de esfuerzos sobre la roca es diferente de
las formaciones de lutita, arena o
carbonato. En la lutita, el esfuerzo
máximo está orientado normalmente
en la dirección vertical y hay una
situación de presiones de
sobrecarga/poro/intergranular. En la sal,
las presiones y los esfuerzos son iguales
en todas las direcciones, porque se trata
de un material plástico. Esto hace que
toda la sobrecarga se transforme en
presión poral, y a medida que se perfora
la sección de sal, todo el peso de la sal
se suma a la sobrecarga y debe ser
igualada aumentando el peso del lodo.
La sal tiene una gravedad específica de
aproximadamente 2,1, por lo tanto, en
algunas situaciones, podría ser necesario
aumentar el peso del lodo en una
sección de sal en 0,9 psi/pie, según la
longitud y temperatura de la sección. Si
los fluidos comprimidos dentro de una
formación porosa ubicada por debajo
de secciones de sal, están entrampados
por el depósito suprayacente de sal
impermeable, la presión de yacimiento
de los fluidos que están por debajo de
este depósito de sal será probablemente
igual a la presión de sobrecarga.
Se suele asociar las secciones de sal
con otras secciones de evaporita o
carbonato, anhidritas, calizas y
dolomitas, que pueden contener
permeabilidad y porosidad en la forma
de fisuras o fracturas. En algunos casos,
estos espacios porales están llenos sal,
pero en muchos sitios tienen fluidos,
gas, aceite o salmuera bajo presiones
elevadas. En algunos casos, las fracturas
dentro de las sales contienen fluidos. La
mayoría de las sales son
autoregenerables; por lo tanto,
generalmente no hay fracturas, pero
amagos de alta presión se han
producido en sales fracturadas en
Michigan. El gas asociado con estas
formaciones puede ser dióxido de
carbono, sulfuro de hidrógeno, metano
o líquidos de hidrocarburos.
El fluido de perforación debería tener
una densidad suficiente para controlar
la presión. En muchos casos, la línea
divisoria entre controlar un amago y
perder la circulación es muy sutil,
debido a la naturaleza fracturada y débil
de estas formaciones. La selección del
material de pérdida de circulación
puede ser limitada por la alta viscosidad
del fluido y la cantidad reducida de
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
La sal
también
forma una
trampa o
barrera para
la migración
de aceite, gas
y aguas.
Control del Pozo
Perforación de la Sal
Perforación de la Sal 22B.7 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
22B
La recristalización resulta de la
disminución de la temperatura de una
solución supersaturada de sal o de la
introducción de una sal más soluble. La
sal menos soluble es la primera en
recristalizarse. Uno de los problemas de
la recristalización es que la masa de
pequeños cristales tiene un área
superficial enorme, la cual está
humectada de forma preferencial y en
grado alto por agua, y es difícil de
humectar por aceite en los fluidos de
emulsión inversa. En los sistemas base
aceite, estas partículas adsorben
rápidamente el agente humectante y el
emulsificante, causando la inestabilidad
del fluido. El crecimiento de los cristales
comienza en un sitio de nucleación.
Este sitio puede ser la superficie de un
sólido perforado o las superficies de las
tuberías de revestimiento o de los
equipos de control de sólidos. En
muchos casos, la recristalización será
más evidente en las zarandas, donde las
mallas serán obturadas y taponadas por
sólidos y cristales de sal agregados.
Además de la recristalización de la sal
en partículas individuales, la sal puede
recristalizarse en el fondo del pozo,
formando aglomerados masivos. Se han
reportado casos en los que las
acumulaciones de sal en la zapata de
cementación de la tubería de
revestimiento eran tan grandes que no
se podía sacar la barrena del pozo. Los
sólidos humectados por agua se han
acumulado dentro de la tubería de
perforación, causando un aumento de
la presión del tubo vertical. Esta masa
de sal puede ser eliminada mediante
píldoras de barrido con agua dulce. El
potencial de este tipo de recristalización
puede ser minimizado controlando la
cantidad de sólidos en un fluido con un
buen programa de control de sólidos.
Durante la perforación, las
temperaturas más bajas son
encontradas en los risers de aguas
profundas y en la superficie. En climas
septentrionales, se ha observado que los
problemas de recristalización son más
graves en primavera y en otoño,
cuando hay grandes variaciones de las
temperaturas superficiales entre el día y
la noche. En verano, así como en
invierno, la temperatura varía
generalmente menos entre el día y la
noche, aunque la diferencia entre las
temperaturas de fondo y las
temperaturas superficiales sea más
grande en invierno. En algunos casos,
se han usado sistemas de lodo
calentados en la superficie para
mantener el lodo en un estado saturado
a fin de prevenir la recristalización.
A veces se usan inhibidores químicos
de precipitación de sal en lodos base
agua para prevenir la recristalización
manteniendo la supersaturación de la
salmuera. Estos materiales interfieren
con la formación de la estructura del
cristal. Muchas veces, estos materiales
sólo aumentan el punto de saturación
de la salmuera y no superan el
problema de recristalización. Se requiere
una concentración suficiente de
inhibidor para prevenir la
recristalización. Durante la perforación
de la sal, el sistema depende del
inhibidor. Si no se mantiene la
concentración del inhibidor o éste se
agota en los sólidos perforados, puede
producirse una recristalización grave. 
RecristalizaciónLa
recristalización
resulta de la
disminución de
la temperatura
de una
solución
supersaturada
de sal o de la
introducción de
una sal más
soluble.
Se han
reportado
casos en 
que las
acumulaciones
de sal en la
zapata de
cementación
de la tubería
de
revestimiento
eran tan
grandes que
no se podía
sacar la
barrena del
pozo.
agua libre.
El fluido de perforación también
debería ser tratado para contrarrestar o
eliminar los contaminantes, de la
manera descrita en el capítulo sobre
Contaminación y Tratamiento. La
densidad debería ser aumentada para
eliminar el influjo de fluidos. El dióxido
de carbono debería ser eliminado por
tratamiento, aumentando el pH a más
de 10 mediante la adición de cal. La
precipitación causada por el aumento
del pH puede producir una viscosidad
excesiva; realizar pruebas piloto en las
sales divalentes complejas. El sulfuro de
hidrógeno debería ser tratado
aumentando el pH a más de 11
mediante la adición de cal o soda
cáustica y usando un secuestrante de
sulfuro a base de cinc, tal como óxido
de cinc, carbonato de cinc o SV-120™,
con una concentración suficiente para
eliminar los sulfuros.
Perforación de la Sal
CAPÍTULO
22B
Perforación de la Sal 22B.8 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Conviene pretratar un sistema de
emulsión inversa para la perforación de
la sal, especialmente para las sales de
calcio/magnesio muy solubles. Las
pautas proporcionadas a continuación
ayudarán a mantener la estabilidad del
fluido durante la perforación de la sal
con un sistema de emulsión inversa.
1. Mantener un relación sintético:agua
oaceite:agua alta para reducir el
impacto de la contaminación
potencial del sistema por agua o
salmuera y minimizar el volumen de
fase acuosa disponible para disolver
la sal.
2. Monitorear la composición de sal de
la fase acuosa del lodo para evitar su
supersaturación por uno de los
cationes monovalentes. Para las
formaciones de halita, esto significa
que se debe usar las valoraciones de
sal binaria y los cálculos descritos en
el capítulo sobre Emulsiones No
Acuosas. Si la concentración de
cloruro de sodio de la fase interna
aumenta, podría ser necesario tratar
antes el lodo con emulsificante y
agente de humectación, luego
añadiendo agua y posiblemente
cloruro de calcio al sistema. No se
debe añadir agua o sal seca a un
sistema que presenta características
de filtrado o inestabilidad de la
emulsión.
3. Manejar la reología a niveles
aceptables más bajos, para minimizar
cualquier aumento de viscosidad que
puede ser causado por un influjo de
salmuera.
4. En condiciones “normales” de
perforación, monitorear el filtrado
ATAP y la Estabilidad Eléctrica de la
Emulsión (abreviada “ES”). Usar
estos valores como guía para
determinar los tratamientos diarios
con emulsificante, los cuales
deberían estar comprendidos entre
0,25 y 0,5 lb/bbl para cada
emulsificante. Antes de perforación
la formación de sal, el lodo debería
ser tratado con 1,0 lb/bbl de
emulsificante y agente de
humectación. Determinar el filtrado
ATAP a dos temperaturas (por
ejemplo, 300ºF y 250ºF). Los
resultados de la prueba a la
temperatura más alta proporcionarán
una primera indicación de cualquier
debilitamiento de la emulsión.
5. Verificar con regularidad la ATAP
(Alta Temperatura, Alta Presión) de la
“línea de flujo”, el contenido de sal y
la ES (Estabilidad Eléctrica de la
Emulsión). Estas propiedades
proporcionarán una primera
indicación de los problemas del
lodo. Los contenidos de sal medidos
son esenciales, ya que los sólidos
humectados por agua serán puestos
de manifiesto por un alto contenido
de arena, debido a la agregación de
los sólidos (incluyendo la barita) en
partículas del tamaño de arena. Si el
contenido de arena aumenta
considerablemente con respecto al
nivel de base, entonces puede haber
un problema con el lodo. Esto se
debe averiguar corriente arriba de las
zarandas, si no será necesario filtrar
las partículas de mayor tamaño
humectadas por agua.
6. La perforación de formaciones de sal
puede causar indicaciones erráticas
de la ES. Monitorear la estabilidad de
la emulsión usando los resultados de
ATAP.
7. Medir el contenido de magnesio,
calcio y exceso de cal. El contenido
efectivo de Mg2+ en el lodo puede
permanecer constante, ya que
Mg(OH)2 se precipitará y será
extraído del sistema por las zarandas,
resultando en bajos contenidos de
Mg2+. Durante la perforación, el
influjo de sales de magnesio será
indicado por las variaciones descritas
a continuación:
• Marcada disminución del
contenido de cal.
Tratamiento de Fluidos de Emulsión Inversa Durante la
Perforación de la Sal
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ 
Conviene
pretratar un
sistema de
emulsión
inversa para
la
perforación
de la sal...
Perforación de la Sal
Perforación de la Sal 22B.9 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
22B
• Aumento de la Viscosidad
Plástica (VP).
• Disminución de la relación
aceite:agua.
• Disminución de ATAP (debido al
taponamiento del papel filtro
por Mg(OH)2).
8. Si el H2S es un posible peligro, un
secuestrante de sulfuros a base de
cinc, como óxido de cinc o
carbonato de cinc, debe ser
mantenido en las existencias como
producto de emergencia en caso de
influjo. Medir con regularidad la
concentración de sulfuro usando el
Tren de Gas de Garrett.
9. Mantener un exceso de cal entre 3 y
5 lb/bbl. Esto debería ser
determinado usando el método de
valoración directa. El método de
retrovaloración puede dar
resultados erráticos debido a la
interferencia causada por
Mg(OH)2.
10. Para asegurar una humectación
por aceite adecuada cuando se
agrega barita al sistema, la
concentración de
emulsificantes/agentes de
humectación debería ser
aumentada.
11. Para anticipar la inestabilidad
potencial del lodo durante
cualquier aumento del peso del
lodo, una prueba piloto de
tolerancia de la densificación
debería ser realizada antes de
perforar, y con regularidad durante
la perforación de la sal.
PRUEBA DE DENSIFICACIÓN:
1. Tomar una muestra de lodo de un
cuarto de galón o un litro del
sistema activo.
2. Agregar barita para aumentar el
peso del lodo en 3,0 lb/gal (SG
0,36), para pesos de lodo < 15
lb/gal. Para pesos de lodo > 15
lb/gal, agregar suficiente barita para
aumentar la densidad hasta 18
lb/gal.
3. Realizar un control completo del
lodo mencionado, incluyendo los
valores de ATAP a 300ºF (149ºC).
4. Si los resultados del control de lodo
indican la inestabilidad del lodo, los
tratamientos de aceite base,
emulsificantes y agentes de
humectación, posiblemente con
adiciones de agua, deberían ser
sometidos a pruebas piloto.
Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP)
ATAP 22C.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
22C
La clasificación de un pozo como pozo
de Alta Temperatura (AT) o pozo de Alta
Temperatura, Alta Presión (ATAP), suele
elevarlo a la categoría de “pozo crítico y
difícil”. Los pozos están clasificados
como pozos ATAP cuando sus presiones
de formación exceden una presión
equivalente de 15 lb/gal y las
temperaturas estáticas de fondo son
mayores que 350ºF (177ºC). Las
presiones de fondo correspondientes
pueden requerir pesos de lodo de hasta
20 lb/gal para mantener el control del
pozo.
En las zonas tradicionalmente
sobrepresurizadas o de pozo caliente,
como el Sur y el Este de Texas, la Bahía
de Mobile, México, el Noroeste de Brasil,
el Mar del Norte, Italia y Yugoslavia, no
es raro que las temperaturas de las
formaciones excedan 400ºF (204ºC). En
muchos pozos geotérmicos y profundos
de gas, estas temperaturas elevadas son
más bien la norma que la excepción.
Por ejemplo, en la perforación de pozos
geotérmicos, no es raro que las
temperaturas sean mayores que 350ºF
(177ºC), a profundidades de sólo 2.500
pies. En estas situaciones, las
temperaturas de la línea de flujo son
excesivas (>200ºF o 93ºC) y se suele
requerir el uso de enfriadores de lodo.
Después de los viajes, el lodo puede
ponerse tan caliente que se vaporiza
instantáneamente durante la circulación
inicial desde el fondo hacia arriba. 
Históricamente, los sistemas base
aceite de alta temperatura (AT) bien
formulados han proporcionado una
mejor estabilidad térmica que los lodos
base agua, y por ese motivo constituyen
los sistemas preferidos para los pozos
ATAP. Sin embargo, debido a las
restricciones ambientales cada vez más
estrictas, se han desarrollado sistemas
base agua con bajo contenido de
coloides (menos sólidos activos), que
son adecuados para el ambiente ATAP. El
desarrollo continuo de nuevos aditivos
de AT que presentan una mayor
estabilidad térmica promete hacer de los
sistemas de fluido base agua, una
alternativa más viable a los lodos base
aceite en el futuro. Más énfasis en el
control de sólidos, la ingeniería
mejorada del pozo y el régimen de
prueba apropiado han conducido a un
empleo más frecuente – y éxito - de
lodos base agua ATAP.
Todos los lodos disminuyen su
viscosidad en cierta medida al ser
expuestos a temperaturas elevadas,y
luego se estabilizan antes de alcanzar
su límite térmico. La Figura 1 ilustra
los efectos de las temperaturas elevadas
sobre la viscosidad plástica de un lodo
base agua. Como lo muestra la Figura
1, hasta una temperatura de 225ºF
(107ºC), la viscosidad plástica de lodo
disminuye con la temperatura,
básicamente a la misma velocidad que
la viscosidad del agua. Sin embargo,
hasta una temperatura de 300ºF
(149ºC), la viscosidad plástica empieza
a aumentar lentamente. A más de
300ºF (149ºC), es muy probable que el
lodo se densifique rápidamente. La
disminución inicial de la viscosidad
debería ser considerada, ya que
afectará la limpieza de pozo y otras
funciones de fondo. 
Efectos de la Temperatura
Figura 1: Disminución de la viscosidad del lodo base agua
causada por el calor, comparado al agua (según Annis, SPE
1698).
50
40
30
20
10
0
0 50 100 150 200 250 300 350
Temperatura (°F)
Lodo
Agua
(normalizada)
V
is
co
si
da
d 
pl
ás
ti
ca
 (
cP
)
La
clasificación
de un pozo
como pozo de
Alta
Temperatura
(AT) o pozo
de Alta
Temperatura,
Alta Presión
(ATAP), suele
elevarlo a la
categoría de
“pozo crítico
y difícil”.
Introducción
Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP)
CAPÍTULO
22C
ATAP 22C.2 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Cuando las temperaturas estáticas de
fondo son excesivas, la gelificación y el
exceso de viscosidad pueden causar
problemas graves. Las propiedades
reológicas afectan muchos parámetros
de fondo, incluyendo la Densidad
Equivalente de Circulación (ECD), la
limpieza del pozo, el asentamiento de
barita, las presiones de
surgencia/pistoneo durante los viajes,
las presiones de bombeo y la hidráulica
de la barrena. Los instrumentos como
el viscosímetro Fann Modelo 50 para
lodos base agua y el viscosímetro Fann
Modelo 70/75 para los fluidos base
aceite y sintético, pueden medir estos
cambios de las propiedades. Luego,
estas medidas se pueden usar en el
programa de computadora VIRTUAL
HYDRAULICS® par modelar y calcular el
comportamiento del fluido. El
programa VIRTUAL HYDRAULICS incluye
TPRO, un simulador de temperatura de
circulación, para calcular las
temperaturas y las propiedades del
lodo.
La reología es aún más importante
en los pozos profundos ATAP, donde el
diámetro del pozo típicamente más
pequeño aumenta las presiones de
ECD. En consecuencia, las presiones
anormales encontradas en los pozos
ATAP requieren mayores densidades de
lodo. La concentración creciente de
sólidos de incluso los materiales
densificantes no reactivos, también
puede reducir la estabilidad térmica del
fluido, cuando la cantidad de líquido
base “libre” o disponible es reducida
por el área superficial de los sólidos. El
exceso de viscosidad y gelificación
aumenta la posibilidad de pérdida de
circulación. La estabilidad térmica de
un lodo puede ser determinada
fácilmente mediante el envejecimiento
estático con calor, de la manera
descrita al final de este capítulo, y
midiendo la resistencia al corte estático
y las propiedades después del
envejecimiento. La resistencia al corte
estático es similar al esfuerzo de gel y
se mide con un tubo de corte especial
y pesas.
El riesgo de pegadura por presión
diferencial aumenta en un pozo ATAP,
porque el peso de lodo necesario para
controlar las presiones puede ser
mucho más alto que la presión en
otras formaciones expuestas. Si altas
temperaturas causan un filtrado
inestable, el riesgo de pega de la
tubería será importante. Es crítico que
el filtrado ATAP a la temperatura de
fondo sea monitoreado y controlado.
La contaminación también tendrá un
efecto inestabilizante sobre el control
de filtración y reducirá la estabilidad
térmica. Si se anticipa cualquier
contaminación, otros materiales de
filtración y taponamiento serán
necesarios. La lubricidad del revoque
es un factor importante para evitar la
pega de la tubería, especialmente en
pozos de alto ángulo y de alcance
extendido. Como los fluidos base
aceite y sintéticos tienen una mejor
lubricidad que los sistemas base agua,
podrían ser preferidos para los pozos
muy desviados.
...las
presiones
anormales
encontradas
en los pozos
ATAP
requieren
mayores
densidades
de lodo.
Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP)
ATAP 22C.3 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
22C
Los efectos perjudiciales de los sólidos
perforados a temperaturas elevadas
han sido bien documentados. A
temperaturas bajas, un fluido puede
tolerar grandes cantidades de sólidos
reactivos, sufriendo pocos efectos
perjudiciales. Sin embargo, a
temperaturas elevadas, los sólidos
reactivos floculan y comienzan a
gelificarse, causando una viscosidad
elevada y posiblemente la
solidificación. La temperatura
específica a la cual un fluido se vuelve
inestable depende del tipo de sólidos y
de su concentración, así como del
grado de tratamiento químico. Como
lo muestra la Figura 2, cuando se
aumenta la concentración de
bentonita a más de 9 lb/bbl en un
lodo base agua no densificado, la
estabilidad térmica disminuye
considerablemente, tal como lo indica
el aumento del esfuerzo de gel a 30
minutos.
La bentonita es más reactiva que los
sólidos perforados, pero una mayor
concentración de sólidos perforados
tendrá el mismo efecto. La cantidad
de bentonita o sólidos perforados que
un lodo puede tolerar, permaneciendo
estable a una temperatura
determinada, disminuye cuando el
peso del lodo aumenta. Como lo
indica la Tabla 2 para el sistema
DURATHERM™, la cantidad de bentonita
en la formulación se reduce cuando el
peso del lodo aumenta. El límite de
temperatura específico disminuye
cuando el contenido de sólidos
reactivos aumenta.
A fin de mejorar y estabilizar la
reología de los fluidos base agua de
alta temperatura, se usan materiales
aniónicos para prevenir la floculación.
Esto ayuda a prevenir la gelificación.
Los diluyentes aniónicos incluyen
materiales orgánicos como el
lignosulfonato (SPERSENE™) y el lignito
(TANNATHIN®), así como polímeros
sintéticos como TACKLE® y DURALON™.
Estos materiales aniónicos se adsorben
en los bordes de las laminillas de
arcilla, neutralizando las cargas de los
bordes catiónicos y previniendo la
floculación.
Los sólidos reactivos incluyen la
bentonita, agregada para viscosidad y
filtración, y los sólidos perforados que
contienen lutitas y arcillas. La Prueba
de Azul de Metileno (MBT) de la
Capacidad de Intercambio Catiónico
(CEC) de un lodo base agua constituye
una medida excelente del contenido
de sólidos reactivos. Para muchos
lodos base agua ATAP, la MBT debe ser
mantenida por debajo de un
equivalente de 15 lb/bbl.
Para minimizar los efectos
perjudiciales de temperaturas elevadas
sobre las propiedades del lodo, es
importante:
• Mantener un bajo contenido de
sólidos reactivos.
• Tratar correctamente el sistema con
aditivos de estabilización térmica
para la reología y el control de
filtración.
• Amortiguar el pH a un nivel que
permita extender la eficiencia de los
aditivos y reducir el impacto de la
contaminación.
Efecto de los Sólidos Reactivos
Figura 2: Efecto de la concentración de bentonita sobre
la estabilidad térmica (según Annis, SPE 1698).
140
120
100
80
60
40
20
0
27 lb/bbl 
(Demasiado alto
para ser medido a
300ºF)
18 lb/bbl
9 lb/bbl
0 75 150 225 300 375
Temperatura (°F)Es
fu
er
zo
 d
e 
ge
l a
 3
0 
m
in
. (
lb
/1
00
 p
ie
s2
)
La MBT de
un lodo base
agua
constituye
una medida
excelente del
contenido de
sólidos
reactivos.
Alta Temperatura, Alta Presión (ATAP)
CAPÍTULO
22C
ATAP 22C.4 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
La mayoría de los criterios usados para
seleccionar los sistemas de lodo para los
pozos de petróleo y gas ATAP, también
son aplicables para la perforación de
pozos geotérmicos. Las diferencias
principales son las presiones
encontradas, las densidades usadas, la
frecuencia y severidad de la pérdida de
circulación y el tipo de fluidos de la
formación producidos.
Como las presiones en la mayoría de
los pozos geotérmicos varían de
subnormal a normal, en general no se
requiere material densificante. Casi
siempre