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Universidad Tecnológica de La Habana “José Antonio Echeverría” 
Facultad de Ingeniería Química 
 
 
MAESTRÍA INGENIERÍA AMBIENTAL 
 
 
 
Propuesta de un sistema de control de sólido y la tecnología para la 
disposición final del lodo base aceite 
 
 
 
 
 
 
 
Autor: George Luis Morejón Águila 
Tutores: Dra. C. Lourdes Zumalacárregui de Cárdenas 
 MSc. Roberto Romero Silva 
 
 
La Habana, 2019 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Lo que sabemos es una gota de agua. 
Lo que ignoramos es un océano”. 
“Isaac Newton” 
 
 
Dedicatoria 
A mi madre, por el amor infinito, el apoyo incondicional que me brinda y por todos los 
sacrificios que ha hecho por mí toda la vida. 
A mis dos padres, por ser mis guías y ejemplos día a día. 
A mi hermano, por su lucha incansable día a día para ser mejor en esta vida. 
A Yisel, por estar a mi lado y apoyarme en todo momento. 
A Sara y Ernesto por cuidarme como su hijo, guiarme y brindarme todo su apoyo durante 
todo el tiempo que he estado a su lado. 
A Osney, por brindarme su amistad y darme buenos consejos. 
A Lourdes, por ser mi tutora, profesora y amiga. 
A Roberto Romero, por ayudarme mucho en la tesis y tener paciencia conmigo. 
A todos mis amigos, los que están y los que se han distanciado por causas del destino. 
A todos, los quiero. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INDICE 
INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 1 
CAPÍTULO I REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA ............................................................................ 3 
1.1 Origen de los fluidos de perforación ........................................................................ 3 
1.2 Fundamentos teóricos de los fluidos de perforación ............................................. 3 
1.3 Generalidades de los fluidos de perforación ........................................................... 4 
1.3.1 Tipos de fluidos de perforación ............................................................................. 4 
1.3.2 Composición de los fluidos de perforación con base de agua ............................... 5 
1.3.3 Contaminantes de los lodos a base de agua ........................................................ 6 
1.3.4 Características generales de los fluidos de perforación ........................................ 6 
1.3.5 Composición y características de los fluidos saturados con sal .......................... 11 
1.4 Propiedades fundamentales de los fluidos para la perforación de pozos de 
petróleo ............................................................................................................................... 13 
1.4.1 Densidad del fluido ............................................................................................. 13 
1.4.1.1 Funciones específicas de la densidad del fluido durante la perforación de pozos ... 14 
1.4.1.2 Determinación de la densidad necesaria en el fluido de perforación ........................ 14 
1.4.2 Viscosidad del lodo ............................................................................................. 15 
1.4.2.1 Viscosidad plástica .................................................................................................... 16 
1.4.2.2 Viscosidad aparente .................................................................................................. 16 
1.4.2.3 Punto de fluencia ....................................................................................................... 16 
1.4.2.4 Modelos reológicos .................................................................................................... 17 
1.4.3 Resistencia a la gelatinización ............................................................................ 17 
1.4.4 Pérdida de filtrado ............................................................................................... 18 
1.4.4.1 Problemas que se pueden presentar a causa de un control de filtración inadecuado 
durante la perforación .................................................................................................................... 18 
1.4.4.2 Factores que propician la filtración del fluido durante la perforación ........................ 19 
1.4.5 Contenido de sólidos .......................................................................................... 19 
1.4.6 Efecto de los sólidos perforados sobre las propiedades del fluido ...................... 19 
1.4.6.1 Beneficios de retirar el exceso de sólidos perforados del fluido ............................... 19 
1.4.6.2 Métodos de control de sólidos ................................................................................... 20 
1.4.7 Tamaño de las partículas .................................................................................... 20 
1.5 Equipo mecánico para control de sólidos ............................................................. 20 
1.5.1 Mallas y zarandas separadoras .......................................................................... 21 
1.5.2 Desarenadores ................................................................................................... 21 
1.5.3 Desarcillador ....................................................................................................... 21 
1.5.4 Centrífugas ......................................................................................................... 21 
1.6 Disposición final del fluido base aceite ................................................................. 22 
1.6.1 Oxidación química con peróxido de hidrógeno y estabilización ........................... 22 
 
 
1.6.2 Proceso de biorremediación y estabilización química – biológica ....................... 22 
1.6.3 Re-inyección de recortes .................................................................................... 22 
1.6.4 Proceso de desorción térmica a través de fábrica de cementación ..................... 23 
1.7 Conclusiones parciales ........................................................................................... 23 
CAPÍTULO II. MATERIALES Y MÉTODOS ......................................................................... 23 
2.1 Descripción básica del proceso de perforación de pozos de petróleo ................ 23 
2.2 Método Delphi .......................................................................................................... 24 
2.2.1 Selección y evaluación del grupo de expertos .................................................... 24 
2.2.2 Selección de la cantidad de expertos .................................................................. 25 
2.3 Matriz para la selección de tecnologías ................................................................. 25 
2.3.1 Criterios para la selección de las tecnologías ..................................................... 25 
2.3.2 Desglose de puntuación por criterios .................................................................. 26 
2.3.2.1 Criterios técnicos (50 puntos) .................................................................................... 26 
2.3.2.2 Criterios operacionales (15 puntos) ........................................................................... 28 
2.3.2.3 Criterios ambientales y seguridad (10 puntos) .......................................................... 29 
2.3.2.4 Indicadores económicos (25 puntos) ......................................................................... 30 
2.4 Análisis económico preliminar de las dos tecnologías con mejor puntuación ... 31 
2.5 Información detallada para la propuesta de tratamiento ...................................... 31 
2.5.1 Composición del fluido base aceite extraído del fondo del pozo ......................... 32 
2.5.2 Ensayosfísico-químicos del aceite diésel utilizado para elaborar el fluido de 
perforación ........................................................................................................................ 33 
2.5.3 Caracterización microbiológica del lodo base aceite ........................................... 33 
2.5.4 Caracterización físico- química del fluido base aceite ......................................... 34 
2.6 Dimensionamiento de la planta de control de sólidos propuesta ........................ 34 
2.6.1 Diagrama de flujo del proceso ............................................................................ 35 
2.6.2 Bases para la simulación .................................................................................... 37 
2.6.3 Selección de equipos, especificación y dimensionamiento ................................. 40 
2.6.4 Generación de opciones de distribución en planta .............................................. 40 
2.6.5 Determinación de la distribución para la disposición final de los residuos del 
proceso 41 
2.6.6 Determinación del espacio necesario para las distintas operaciones .................. 42 
2.6.7 Estimación económica del costo de la planta de control de sólidos .................... 43 
2.6.8 Cálculo de la depreciación .................................................................................. 43 
2.6.9 Cálculo de los indicadores económicos de la inversión de la planta de control de 
solido 43 
2.6.9.1 Calculo del valor actual neto (VAN) ........................................................................... 43 
2.6.9.2 Calculo de la tasa interna del retorno (TIR) ............................................................... 44 
 
 
2.6.9.3 Cálculo del índice de rendimiento o rentabilidad (IR) ................................................ 44 
2.6.9.4 Cálculo del periodo de recuperación (PR) ................................................................. 44 
CAPITULO III. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ..................................................................... 46 
3.1 Resultados y análisis de la aplicación del método Delphi .................................... 46 
3.1.1 Formación de un equipo de trabajo ..................................................................... 46 
3.2 Evaluación preliminar de las tecnologías en la matriz de selección .................... 46 
3.2.1 Resultado y análisis de la tecnología 1: Oxidación química y estabilización ....... 47 
3.2.2 Resultado y análisis de la tecnología 2: Proceso de biorremediación ................. 48 
3.2.3 Resultado y análisis de la tecnología 3: Proceso de re-inyección de recortes ..... 49 
3.2.4 Resultado y análisis de la tecnología 4: Proceso de desorción térmica a través de 
fábrica de cementación ..................................................................................................... 50 
3.2.5 Resumen de la matriz de selección .................................................................... 52 
3.3 Evaluación económica preliminar .......................................................................... 53 
3.3.1 Estimación de costos del proceso de oxidación química con peróxido de 
hidrogeno y estabilización (Tecnología 1) ......................................................................... 53 
3.3.2 Estimación de costos del proceso de biorremediación y estabilización química-
biológica (Tecnología 2) .................................................................................................... 55 
3.4 Análisis de la información detallada de las propiedades de los productos 
involucrados en el lodo base aceite.................................................................................. 58 
3.4.1 Formulación sistema base aceite (diésel) del fluido ............................................ 58 
3.4.2 Composición de los recortes de lodo base aceite extraído del fondo del pozo .... 58 
3.4.3 Resultados de los análisis físico-químicos del aceite diésel utilizado para elaborar 
el fluido de perforación ...................................................................................................... 59 
3.4.4 Resultados de la caracterización microbiológica del fluido base aceite ............... 59 
3.4.5 Resultados de la caracterización físico –química del fluido base aceite .............. 60 
3.5 Información para el dimensionamiento de la planta ............................................. 61 
3.5.1 Diagrama de flujo del proceso con planta de tratamiento de sólido ..................... 61 
3.5.2 Análisis de resultado del balance de masa para el sistema seleccionado ........... 62 
3.6 Análisis del resultado de la simulación ................................................................. 62 
3.6.1 Selección de equipos, especificación y dimensionamiento ................................. 62 
3.7 Análisis de resultado de la mejor opción de distribución en planta .................... 67 
3.7.1 Determinación del espacio necesario para las distintas operaciones de la planta 
de control de sólidos ......................................................................................................... 67 
3.8 Análisis de la estimación de costos de los equipos de control de sólidos y 
depreciación ....................................................................................................................... 68 
3.8.1 Estimación del costo del equipamiento ............................................................... 68 
3.8.2 Determinación de la depreciación por año de los activos fijos ............................ 69 
 
 
3.8.3 Determinación de los indicadores económicos de la inversión de la planta de 
control de sólidos .............................................................................................................. 70 
3.8.3.1 Determinación del valor actual neto (VAN) ............................................................... 70 
3.8.3.2 Determinación de la tasa interna del retorno (TIR) ................................................... 70 
3.8.3.3 Determinación del índice de rendimiento o rentabilidad (IR) .................................... 71 
3.8.3.4 Determinación del período de recuperación (PR) ..................................................... 71 
CONCLUSIONES ................................................................................................................ 72 
RECOMENDACIONES ........................................................................................................ 73 
BIBLIOGRAFÍA 
ANEXOS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Resumen 
El siguiente trabajo se realizó en la Empresa de Perforación y Extracción de Petróleo Centro 
(EPEP-Centro) atendiendo a su inclusión en el banco de problema de la empresa. 
Se identificaron 4 tecnologías para el tratamiento y disposición final del fluido base aceite 
extraídos del fondo del pozo de perforación y se elaboró una matriz de selección que permitió 
determinar la tecnología de biorremediación y estabilización química – biológica como la más 
conveniente. 
Se determinaron las limitaciones y deficiencias de los equipos de control de sólidos contenidos 
en el fluido de perforación y se propuso el esquema tecnológico necesario para el control de 
sólidos con el propósito de determinar las características fundamentales del equipamiento y 
los consumos de materiales, permitiendo estimar un costo de inversión de 222 973 USD. 
Finalmente se completó el trabajo con un estudio económico de la tecnología seleccionada 
para el tratamiento y disposición final del fluido base aceite el cual mostró que su 
implementación es viable y factible por tener los indicadores de rentabilidad con los valores 
aceptables para el intervalo de variación del estimado de costo de inversión. 
 
Abstract 
The following work was carried out at the Petroleum Drilling and Extraction Company Center 
(EPEP-Centro)based on its inclusion in the company's problem bank. Four technologies were 
identified for the treatment and final disposal of the oil-based fluid extracted from the bottom of 
the drilling well and a selection matrix was developed that determines the bioremediation and 
chemical-biological stabilization technology as the most convenient. 
The limitations and deficiencies of the solids control equipment contained in the drilling fluid 
were determined and the technological scheme necessary for the control of solids was 
proposed in order to determine the fundamental characteristics of the consumption of 
equipment and material, which allows us to estimate an investment cost of 222 973 USD. 
Finally, the work was completed with an economic study of the technology selected for the 
treatment and final disposal of the oil-based fluid which showed that its implementation is viable 
and feasible because it has profitability indicators with acceptable values for the estimated 
variation interval of investment cost. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
INTRODUCCIÓN 
Las operaciones de perforación rotatoria de pozos petroleros comenzaron a inicios del año 
1900 a nivel mundial. Esto dio lugar a la introducción de los fluidos de perforación para 
minimizar las pérdidas económicas y aumentar la eficiencia en la construcción de pozos de 
petróleo. El primer fluido de perforación usado fue el agua y su función fundamental fue 
ablandar las rocas que se iban a perforar. [Shu et al., 2016] 
Con el transcurso del tiempo y el avance tecnológico de los equipos de perforación la 
profundidad de los pozos a perforar se incrementó y por lo tanto aumentaron las exigencias 
para el fluido de perforación. Fueron apareciendo nuevos tipos de fluidos y aditivos para su 
formulación. [Caenn, Darley y Gray, 2017]. 
El uso inadecuado de un fluido de perforación eleva considerablemente los costos totales de 
perforación. También da lugar a grandes averías que lleguen a destruir el pozo de petróleo. 
Esto ocasiona la pérdida de miles y hasta millones de pesos invertidos durante el complejo 
proceso de construir un pozo de crudo de petróleo. Especialistas y estudiosos del tema 
afirman que el costo de la construcción del hoyo representa aproximadamente entre el (20 – 
40) % del costo total de la perforación de un pozo de petróleo o gas. [Altermann et al., 2000]. 
En la actualidad para lograr con éxito la perforación de un pozo es muy importante la selección 
y formulación correcta de un fluido o un sistema de fluidos para atravesar las diferentes 
formaciones geológicas en busca de un yacimiento. Esto ha traído como consecuencia el 
incremento del costo de los fluidos de perforación. Atendiendo a las características que los 
fluidos deben poseer para adaptarse a una gran variedad de condiciones se requiere que la 
composición química de los fluidos sea más variada. Los compuestos químicos para la 
elaboración de los lodos de perforación deben seleccionarse cuidadosamente de manera tal 
que el impacto producido al medio ambiente por el desecho del lodo sea mínimo. [Boyun y 
Xuehao, 2017] 
La actividad de hidrocarburos en Cuba existe desde antes de 1881, cuando un yacimiento de 
nafta natural fue descubierto cerca de Motembo en la parte central del país. Cuba Petróleo 
(CUPET) lleva a cabo actualmente sus operaciones de búsqueda y producción de petróleo en 
el territorio a través de dos empresas nacionales que se dedica a la actividad de perforación 
y extracción de petróleo crudo cubano. [Bagué, 2001] 
La Empresa de Perforación y Extracción de Petróleo Centro (EPEP-Centro), se ubica en la 
Finca Cachurra, Guásimas, Cárdenas, Matanzas, Cuba. Es una de las grandes inversiones 
que tuvo lugar después de la nacionalización de la industria en 1960, posterior al triunfo de la 
Revolución. 
La actividad de exploración en el territorio creció a partir de los años 60 dando como resultado 
el descubrimiento de algunos yacimientos petrolíferos. En los últimos años la exploración y 
extracción de petróleo se ha llevado a cabo por compañías extranjeras que han propiciado 
nuevas técnicas y tecnologías para la perforación. 
En todo yacimiento petrolífero existe una formación geológica llamada sello que permite el 
entrampamiento del petróleo en una zona restringida. En la región conocida como Franja 
Petrolera Norte Cubana (FPNC), los yacimientos petrolíferos poseen un sello que se 
caracteriza por la presencia de minerales arcillosos altamente inestables en presencia de 
fluidos acuosos o fluidos base agua. 
El incremento del tiempo de perforación en la región FPNC conduce al aumento de la 
inestabilidad de las formaciones arcillosas que se manifiesta por fenómenos de: estrechez o 
2 
 
ensanchamiento del caño del pozo, derrumbes y desvíos indeseados de la trayectoria. Los 
eventos que se mencionan causan considerables pérdidas materiales y de recursos 
monetarios. 
Desde el punto de vista físico-químico, una de las causas fundamentales de la inestabilidad 
de las paredes del pozo es el uso inadecuado de fluidos de perforación acuosos. Este 
problema dio lugar a la formulación y utilización de otros fluidos de perforación como son los 
fluidos base aceite. 
El uso de fluidos de perforación base aceite es una de las causas principales que impulsa el 
desarrollo de nuevas investigaciones continuas para el tratamiento final de los desechos 
impregnados con el lodo utilizado durante la perforación del pozo. [Fink, 2012] 
Este cambio tecnológico ha traído como consecuencia una serie de impactos ambientales 
negativos producto de la acumulación progresiva de los cortes de lodos base aceite diésel sin 
tratamiento definido para una disposición final del mismo. 
Problema científico 
En la EPEP Centro no se dispone de un sistema de tratamiento del lodo base aceite antes de 
su disposición final, lo cual ocasiona daños ambientales. 
Hipótesis 
La construcción de una planta de tratamiento para el control de sólidos y destino final del lodo 
base aceite de la EPEP-Centro, contribuirá al cuidado del medio ambiente, eliminando la 
acumulación progresiva de los residuos de lodo base aceite. 
Objeto de la investigación 
Planta de tratamiento de lodo base aceite para el proceso de perforación de pozos de petróleo. 
Campo de acción 
Planta de control de sólidos para el destino final del lodo base aceite de la EPEP-Centro. 
Objetivo general 
Dimensionar una planta de tratamiento para el destino final del lodo base aceite para la EPEP-
Centro. 
Objetivos específicos 
1. Proponer tecnologías adecuadas para el tratamiento y disposición final de los cortes del 
lodo base aceite (diésel) utilizando la matriz para la selección de esquemas tecnológicos. 
2. Realizar una valoración económica preliminar de las alternativas de tratamiento y 
disposición final del lodo tecnológicamente satisfactorias. 
3. Caracterizar la composición química y biológica de los cortes del lodo base aceite (diésel) 
del fondo de los pozos. 
4. Seleccionar el equipamiento requerido para el tratamiento de los sólidos petrolizados de 
los cortes del lodo base aceite (diésel). 
5. Realizar un estimado de costo del esquema de tratamiento tecnológico seleccionado para 
la planta control de sólidos petrolizados. 
 
3 
 
CAPÍTULO I REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 
1.1 Origen de los fluidos de perforación 
Desde hace unos 100 años los fluidos de perforación han evolucionado como ciencia, 
disciplina técnica y arte. El fluido de perforación aludido a menudo como “lodo” de perforación 
fue introducido para el control de la presión del subsuelo. Las décadas del 1920 y 1930 fueron 
testigos del surgimiento de las primeras compañías norteamericanas especializadas en la 
distribución, desarrollo e ingeniería de los fluidos y componentes de perforación. [Caenn, 
Darley y Gray 2017] 
En las décadas siguientes, las compañías de fluidos de perforación introdujeron desarrollos 
en química,mediciones e ingeniería de procesos, que produjeron mejoras significativas en la 
eficiencia de la perforación y la productividad de los pozos de crudo de petróleo. [Bourgoyne 
et al., 2016]. 
La creciente demanda de petróleo y gas está impulsando la exploración de nuevos recursos 
en áreas inexploradas y profundas. En la actualidad perforar en una formación más profunda 
requiere fluidos de perforación que soporten altas temperaturas y presiones. Los efectos 
combinados de temperatura-presión en el fluido de perforación y la complejidad de su reología 
proporcionan una amplia gama de difíciles desafíos y problemas mecánicos. [Amani et al., 
2012]. 
Un fluido de perforación debe tener la capacidad para perforar la formación a las 
excesivamente altas temperaturas del fondo del pozo y en presencia de sustancias 
contaminantes. El lodo se formula para soportar altas temperaturas durante largos períodos 
de tiempo, sin embargo, según las características que tenga, se descompone y conduce a la 
disminución de viscosidad, la reducción del control y la pérdida de fluido. [Fink, 2015]. 
El origen de los fluidos de perforación se remonta a los años 1920, cuando se usaba el crudo 
de petróleo como fluido de perforación. Las ventajas ofrecidas por el aceite como fluido de 
perforación eran obvias aun en esa época. [Liljestrand, 2001]. 
Algunos fluidos de perforación tienen ciertas características que son indeseables. Son 
inflamables y contener compuestos que causan fallas de los materiales de caucho tales como 
las mangueras, juntas tóricas, empaquetaduras y los elementos que previenen las 
emanaciones de gases que causan riesgos para la salud, seguridad y medio ambiente. [Fink, 
2015]. 
Durante los años cuarenta, se desarrollaron fluidos que no solamente toleraban el agua, sino 
también usaban el agua emulsionada para controlar y mantener las propiedades. Las gotas 
de agua emulsionada reducían el filtrado y aumentaban la viscosidad. Estos fluidos eran 
emulsiones y recibieron el nombre de fluidos de “emulsión inversa” para diferenciarlos de otros 
fluidos que se usaban en esa época. Hoy en día, un lodo de emulsión inversa es un fluido con 
aceite diésel, aceite mineral o fluido sintético en fase continua y agua o salmuera como fase 
emulsionada. [Bourgoyne et al., 2016]. 
1.2 Fundamentos teóricos de los fluidos de perforación 
Los fluidos utilizados durante las labores de perforación de un pozo, se denominan fluidos de 
perforación. Este término está restringido a los fluidos que se circulan a través del hoyo y 
cumplen con los requisitos mínimos de eficiencia, limpieza y seguridad durante la perforación 
de un pozo. El término "fluido de perforación", incluye gas, aire, petróleo, agua, y suspensión 
coloidal a base de agua y arcilla. [Akpan et al., 2019] 
4 
 
Los fluidos usados en la perforación rotatoria, que inicialmente se tomaron como medio para 
transportar los cortes de rocas a la superficie, se consideran ahora como uno de los factores 
más importantes para evitar fallas en las operaciones de perforación. Además de su cualidad 
de transportar ripios a la superficie, los fluidos de perforación deben cumplir con otras 
funciones de igual importancia y directamente relacionada con la eficiencia, economía y total 
computación de la operación de perforación. Por esta razón la composición de los fluidos de 
perforación y sus propiedades resultantes están sujetas a muchos estudios y análisis. [Civan, 
2016] 
Los fluidos de perforación deben poseer la capacidad de tener propiedades físicas y químicas 
que les permitan adaptarse a una gran variedad de condiciones, para satisfacer las funciones 
más complejas, por ello se ha requerido que la composición de los fluidos sea más variada y 
que sus propiedades estén sujetas a mayor control. Esto ha traído como consecuencia el 
incremento del costo de los fluidos de perforación. [Schlumberger, 2018] 
1.3 Generalidades de los fluidos de perforación 
1.3.1 Tipos de fluidos de perforación 
Una forma simple en la que se agrupan los fluidos de perforación, se muestra en la Figura 1: 
[Kakadjian, 2018] 
 
Figura 1: Diferentes tipos de lodos de perforación 
a) Fluidos gas- aire 
5 
 
Su elaboración se obtiene mediante aire, gas natural, gases inertes o mezclas con agua. 
Garantizan grandes ventajas económicas durante la perforación. Se utilizan mucho en 
terrenos arenosos y en el desierto. [Lea et al, 2019]. 
Tiene ventajas económicas usar aire comprimido, gas natural, gas inerte o mezclas de aire y 
agua en áreas de rocas duras cuando hay pocas posibilidades de encontrar grandes 
cantidades de agua. [Bloys et al., 1994]. 
b) Lodos espumosos 
Se fabrican mediante la inyección de agua y agentes espumantes dentro de una corriente de 
aire o gas creando una espuma estable y viscosa o mediante la inyección de una base gel 
conteniendo un agente espumante. [Andrews et al., 1999]. 
c) Lodos base agua 
Los lodos en base agua consisten en una fase continua de agua en la cual están suspendidos 
arcilla y otros sólidos (reactivos e inertes). Lo más usual es agua dulce, se consigue 
normalmente, es barata y fácil de controlar, aunque esté con sólidos, y es el mejor líquido para 
evaluar formaciones. El agua salada se usa en perforación marina dada su fácil accesibilidad. 
También se usa agua salina saturada para perforar secciones de domos salinos con el fin de 
estabilizar la formación y reducir la erosión de las paredes del hueco. [Hawker et al., 2001]. 
Los sólidos reactivos son arcillas comerciales que incorporan arcillas hidratables y pizarras de 
las formaciones perforadas, las cuales están suspendidas en la fase agua. Estos sólidos se 
enriquecen añadiéndoles arcillas, mejorar a través de tratamientos químicos o dañar por 
contaminación. [Fagundes y Arouca 2019] 
Los sólidos inertes son químicamente inactivos, y están suspendidos en la fase agua. Estos 
sólidos incluyen los provenientes de la perforación (como caliza, dolomita y arena) y sólidos 
para controlar la densidad del lodo como barita y galena. [Hawker et al., 2001]. 
Este sistema básico se compone esencialmente de bentonita y agua. Normalmente se usa 
para iniciar la perforación de un pozo porque a medida que la perforación del pozo continúa 
los sólidos de la formación se incorporan dentro del fluido de perforación. [Andrews et al., 
1999]. 
1.3.2 Composición de los fluidos de perforación con base de agua 
La composición del fluido de perforación es función de los requerimientos de una operación 
de perforación. La mayoría de los lodos de perforación son a base de agua y forman un 
sistema constituido por varias fases: [Robinson, 1977]. 
Básicamente el sistema de lodos base agua presenta las siguientes fases: [Caenn, Darley y 
Gray, 2017] 
1. Fase líquida: Constituye el elemento de mayor proporción que mantendrá en suspensión 
los diferentes aditivos que forman las otras fases. Esta fase es agua (dulce o salada); o una 
emulsión (agua-petróleo). 
2. Fase coloidal o reactiva: Esta fase está constituida por la arcilla, que será el elemento 
primario utilizado para darle consistencia al fluido. Se utilizan dos tipos de arcilla dependiendo 
de la salinidad del agua. Si el lodo es de agua dulce se utiliza montmorillonita, y para lodos 
elaborados con agua salada se utiliza una arcilla especial, cuyo mineral principal es la 
atapulgita. 
6 
 
3. Fase inerte: Esta fase está constituida por el material densificante (barita), el cual es sulfato 
de bario pulverizado de alta gravedad específica (4,2). Los sólidos no deseables como la arena 
y sólidos de perforación, también se ubican dentro de esta fase. 
4. Fase química: Está constituida por iones y sustancias en disolución tales como 
dispersantes, emulsificantes, sólidos disueltos, reductores de filtrado, y otras sustancias 
químicas, que controlan el comportamiento de las arcillas y se encargan de mantener el fluido 
según lo requerido por el diseño.1.3.3 Contaminantes de los lodos a base de agua 
La composición y tratamiento de los fluidos de perforación a base de agua depende de los 
materiales que se encuentren o agreguen intencionalmente durante las operaciones de 
perforación. Casi todo material se podrá considerar contaminante en uno u otro caso. En 
términos generales, un contaminante es cualquier sustancia que pueda causar propiedades 
indeseables al lodo. Es de suma importancia mantener la información completa sobre las 
propiedades del lodo para así ver el comienzo de alguna contaminación y evitar la degradación 
de un buen sistema. [Robinson, 1977]. 
En el (anexo 1) se presenta un resumen de los diferentes contaminantes que afectan los 
fluidos base agua y se muestran algunas metodologías de tratamiento de los sistemas. 
[Hughes, 1998]. 
1.3.4 Características generales de los fluidos de perforación 
a) Lodos no dispersos 
Se utilizan para perforar pozos poco profundos o los primeros metros de pozos profundos. Se 
les conoce también como lodos primarios. En la mayoría de los casos están compuestos de 
agua dulce, bentonita e hidróxido de calcio. Durante su preparación se hidrata la bentonita 
primero y luego se agrega la cal. [Andrews et al., 1999]. 
Los fluidos no dispersos con bajo contenido de sólidos son sensibles a los contaminantes 
químicos como Ca2+, Mg2+, Cl–, HCO3-, CO32-, SO42-. Además, los sólidos de perforación que 
no se han tratado apropiadamente, e incluso la bentonita y la barita, actuan como 
contaminantes. El problema más común relacionado con la viscosidad del fluido es un 
tratamiento no apropiado con un extensor. [Hughes, 1998]. 
Los niveles específicos de contaminación química son los siguientes: 
- Ca2+ máximo, 100 mg/L: tratar con sosa o bicarbonato de sodio. 
- [Cl–], 5.000 a 10.000 mg/L: diluir con agua dulce 
- HCO3– : se deberá minimizar 
- CO32- : se deberá minimizar 
Los problemas de contaminación más frecuentes relacionados con los fluidos de perforación 
no dispersos con bajo contenido de sólidos, densificados y no densificados se representan en 
las tablas 1.1 y 1.2. [Hughes, 1998]. 
 
 
 
Tabla 1.1 Lista de verificación para fluidos no densificados con bajo contenido de 
sólidos, no dispersos 
7 
 
Problema Wt Viscosidad MBT 
Sólidos 
de 
baja 
densidad 
Ca2+ Tratamiento 
Peso 
demasiado 
alto 
--- N N A N 
Aumentar tiempo de 
asentamiento 
Agregar extensor o floculante 
--- A A A N 
Formación potencial de 
bentonita. 
Diluir, agregar extensor 
Viscosidad 
demasiado 
alta 
N --- A N N 
Diluir, agregar extensor 
Detener adición de bentonita 
N --- B A N 
Agregar extensor y bentonita. 
Revisar equipo de sólidos 
A --- A A N 
Usar equipo de control de 
sólidos 
Agregar extensor y agua 
N --- N A N Agregar extensor 
N --- N A A 
Agregar sosa y extensor o 
floculante 
Viscosidad 
demasiado 
baja 
N --- B N N Agregar bentonita y extensor 
N --- A N N 
Pruebas piloto con extensor. 
Agregar extensor o reducir 
tratamiento 
N --- A N A Tratar calcio con sosa 
Pérdida 
de fluido 
demasiado 
alta 
--- --- B N N Agregar bentonita y extensor 
--- --- N N N 
Agregar WL-100, SPA, o 
CMC. 
--- --- N N A Remover el calcio con sosa 
8 
 
o bicarbonato de sodio 
Donde: 
Wt: Peso 
MBT: Titulación con azul de metileno 
Ca: Calcio 
A: Alto 
B: Bajo 
N: Normal 
Tabla 1.2 Lista de verificación para fluidos densificados con bajo contenido de 
sólidos, no dispersos 
Problema Wt Viscosidad MBT 
Sólidos de 
baja 
densidad 
Ca2+ Tratamiento 
Viscosidad 
demasiado 
baja 
N --- L N N 
Agregar extensor y 
bentonita 
N --- N N N 
MBT, debido a sólidos de 
perforación, 
diluir, agregar gel y 
extensor. 
Viscosidad 
demasiado 
alta 
N --- A N N 
Agregar extensor oWL-
100, 
SPA, o CMC 
N --- N N N 
Agregar extensor oWL-
100, 
SPA, o CMC 
N --- N N A 
Tratar con sosa o 
bicarbonato 
de sodio (alto pH) 
Pérdida de 
fluido 
demasiado 
alta 
N N N N N 
Agregar agente 
puenteante o 
de revestimiento (como 
asfáltico) 
N N B N N 
Agregar bentonita-
extensor, y 
9 
 
WL-100 o SPA 
N A N N A Remover calcio 
Donde: 
Wt: Peso 
MBT: Titulación con azul de metileno 
Ca: Calcio 
A: Alto 
B: Bajo 
N: Normal 
 
b) Lodos de calcio 
Los fluidos de base calcio están altamente tratados con compuestos de calcio que inhiben el 
hinchamiento de las arcillas de las formaciones perforadas desmoronables. [Andrews et al., 
1999]. 
Con frecuencia los fluidos de base calcio se utilizan en áreas donde la hidratación y el 
hinchamiento de las lutitas causan una significativa inestabilidad del hoyo (es decir, derrumbe 
y desmoronamiento). En estos fluidos se mantienen mayores niveles de calcio soluble, para 
lograr un ambiente inhibidor y minimizar el hinchamiento de las arcillas. [Hughes, 1998]. 
Existen dos tipos básicos de fluidos de base calcio como se muestra en la tabla 1.3 en la que: 
cal se refiere al Ca(OH)2 y yeso al CaSO4.2H2O. 
Tabla 1.3 Formulación típica de un fluido base calcio 
Producto Concentración (kg/m3) 
Conversión a fluido de CAL 
UNI-CAL® 5,66 - 11,32 
Sosa cáustica 2,83 
Cal 11,32 - 22,64 
MIL – PACTM 1,41 – 2,83 
Conversión a fluido de YESO 
UNI-CAL® 8,49 – 16,98 
Yeso 11,32 – 16,98 
Soda cáustica 2,83 
MIL – PAC 1,41 – 2,83 
 
Es importante tener en cuenta que la concentración varia con la condición del fluido y su 
contenido total de sólidos antes de la conversión. Cuando dicho contenido es alto una dilución 
en agua del 10 % al 15 % contribuirá a reducir la severidad de la “cresta de viscosidad”. Estos 
números son estimaciones y varían debido a la naturaleza y cantidad de los sólidos en el fluido 
convertido. La tabla 1.4 muestra las propiedades típicas para la formulación de los fluidos con 
cal y yeso. [Hughes, 1998]. 
10 
 
Tabla 1.4 Propiedades típicas para formular fluidos con cal y yeso 
Bajo contenido de cal Yeso 
Masa 14,8 kg/L Masa 14,8 kg/L 
Viscosidad 1-12 Pa s Viscosidad 0,04 Pa s 
µp 0,02 Pa s µp 0,02 Pa s 
YP 48 kPa YP 48 kPa 
Geles 23,94 kPa Geles 35,30 kPa 
Filtrado API 6x10-6 – 12x10-6 m3 Filtrado API 4x10-6 - 8x10-6 m3 
Calcio 0,075 – 0,2 kg/m3 Calcio 0,6 – 1,2 kg/m3 
pH 11,5 - 12 pH 9,5 - 10,5 
Pf 10 – 20 MPa Pf 20 – 70 MPa 
Ph 50 – 100 MPa Ph 50 – 200 MPa 
Cal en exceso 2,83 - 5,66 kg Cal en exceso 5,66 - 11,32 kg 
Donde: 
µp: Viscosidad plástica 
YP: Punto de fluencia 
API: Instituto americano del petróleo 
Pf: Presión de la formación 
Ph: Presión hidrostática 
 
c) Lodos dispersos 
Los lodos dispersos son muy útiles cuando se perfora a grandes profundidades o en 
formaciones altamente problemáticas. Están compuestos por bentonita, sólidos perforados y 
bajas concentraciones de agentes dispersantes. El pH de este lodo está entre 8,5 y 10,5 
[Andrews et al., 1999]. 
La contaminación de estos fluidos de perforación se trata generalmente con fosfatos para 
impedir la formación de flóculos. Los tratamientos con fosfatos más utilizados son con 
tetrafosfato de sodio (OILFOS) con un pH de 7 y con pirofosfato ácido de sodio (SAPP) con 
un pH de 4. Estos fosfatos se utilizan para controlar las propiedades reológicas en sistemas 
de agua dulce y sistemas con bajo contenido de sólidos que se pierden una vez que se 
comienza a perforar el pozo. Los tratamientos con 0,3 a 0,6 kg/m3 son generalmente 
suficientes en el tratamiento del fluido contaminado cuando el sistema a tratar se mantiene en 
el intervalo de pH entre 8 a 9. [Hughes, 1998]. 
d) Lodos bajos en sólidos 
Los lodos bajos en sólidos son aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos se 
controlan estrictamente. Estos no deben presentar porcentajes en volumen de sólidos totales 
por encima de 10 %. Desde finales del siglo XX aparecieron productos que hacen práctico el 
11 
 
uso de lodos con cloruro de potasio; la concentración de cloruro de potasio usada depende 
del tipo de formación a perforar. [Andrews et al., 1999].e) Lodos saturados con sal 
Lodo saturado con sal es el nombre común para un lodo de perforación en el que la fase agua 
está saturada (mínimo 189 ppm) de cloruro de sodio (inclusive 315 ppm a 20°C). El contenido 
salino provene propiamente del agua, mediante adición en la superficie o aporte de las 
formaciones perforadas. Varias sales se usan según el propósito específico, como las de 
sodio, calcio, magnesio y potasio. La base convencional de estos lodos es la atapulguita o 
bentonita prehidratada. [Andrews et al., 1999]. 
Se utilizan sólo en las operaciones de perforación en formaciones salinas y en las operaciones 
de rehabilitación de pozos. Los fluidos saturados con sal se preparan agregando NaCl al agua 
hasta saturación y después se añaden los viscosificantes adecuados y los agentes de control 
de la pérdida de fluido. [Hughes, 1998]. 
1.3.5 Composición y características de los fluidos saturados con sal 
En circunstancias normales, se utiliza una base de salmuera de NaCl saturada o casi saturada. 
También se utiliza KCl. 
Se requieren buenas condiciones de mezclado (alto corte) o tiempo de circulación para el 
desarrollo de buenas propiedades de suspensión. 
Posee elevada resistencia a la gelatinización y punto de fluencia. 
Algunos lodos como MILSTARCH® o PERMA-LOSETM comienzan a degradarse a 
temperaturas por encima de 121 oC. BIO-PAQTM es eficaz hasta 149 oC. MIL-PAC o MIL-PAC 
LV se emplea como un agente complementario para el control de la filtración, en estas 
aplicaciones a más elevadas temperaturas. 
En los lodos que tienen almidón no suele ser un problema la fermentación del mismo, si el 
sistema está saturado con sal o si el pH es de 11,5 o más. Sin embargo, para proteger contra 
dicha fermentación, es posible agregar un biocida apropiado. BIO-LOSE o BIO-PAQ también 
se utilizan en lugar de almidón y en ese caso, no se requiere el biocida. 
Algunas de estas características son fundamentales en el momento de formular el fluido. La 
Tabla 1.5 muestra una formulación típica de un fluido saturado con sal. [Hughes, 1998]. 
Tabla 1.5 Formulación típica de un fluido saturado con sal 
Producto Concentración 
NaCl, (kg/m3) 281,25 
MILGEL® prehidratado, (kg/m3) 28,12 – 42,19 
MIL-PACTM, (kg/m3) 1,41 – 5,62 
MIL-PACLV, (kg/m3) 1,41 – 5,62 
BIO-LOSETM, BIO-PACTM, (kg/m3) 4,22 – 8,44 
PERMA-LOSETM HT, (kg/m3) 11,25 – 16,87 
12 
 
NEW-DRILL® HP, (kg/m3) 0,70 – 11,25 
LID-8 Según se requiera para espuma 
UNI-CAL®, (kg/m3) 5,62 – 16,87 
Sosa cáustica pH=10,5 – 11,0 
CHEMTROL® X, (kg/m3) 2,81 – 22,5 
LIGCO® prehidratado, (kg/m3) 5,62 – 22,5 
 
f) Lodos con materiales poliméricos 
Los lodos con materiales poliméricos son fluidos de base agua dulce o salada, que tienen 
incorporados compuestos químicos de cadena larga y masa molar alta. Entre los materiales 
poliméricos más usados se encuentra el almidón, goma guar, xantana, lignito, celulosa 
polianiónica, poliacrilatos, copolímero de vinil amida/vinil sulfonato, poliacrilamida 
parcialmente hidrolizada, ácidos poliaminados y metilglucosa. [Andrews et al., 1999]. 
g) Últimos lodos propuestos como alternativa a los fluidos neumáticos 
En momentos en los cuales las técnicas de perforación, de bajo balance de presión tenían 
gran aplicación en los Estados Unidos de América (más del 12 % de los pozos allí perforados 
durante 1997 se planearon con este método), se propuso otro sistema de lodos que se ha 
probado en campo con éxito y que constituye una buena alternativa al uso de fluidos 
neumáticos. Con ellos se dispone de un lodo de muy baja densidad e incompresible y se 
eliminan los grandes compresores requeridos por los fluidos neumáticos. 
Estos nuevos lodos permiten lograr distancias de perforación altas, disminuir los daños en la 
formación y las pérdidas de circulación. [Andrews et al., 1999]. 
Fluidos base aceite 
Los lodos en base aceite consisten en una fase continua de aceite en la cual están 
suspendidos arcilla y otros sólidos. Se usan en operaciones especiales de perforación, como 
las realizadas a temperaturas extremadamente altas, en formaciones muy sensibles al agua 
donde no se usan lodos en base agua, y en la penetración de zonas productivas que podrían 
ser dañadas por lodos base agua. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no los afectan. 
[Hawker et al., 2001]. 
Existen dos tipos principales de sistemas base aceite: [Andrews et al., 1999]. 
1. Lodos de aceite que contienen menos del 5 % en agua y que están compuestos por 
mezclas de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diésel de alto 
punto de llama o aceites minerales no tóxicos. 
2. Emulsiones invertidas, que son sistemas que contiene más del 50 % en agua, que se 
encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; este lodo es 
estable al variar la diferente temperatura. 
El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a su elevado poder 
contaminante, la densidad es 898,7 kg/m3. Estos lodos han sido empleados con éxito para 
muchas tareas de perforación como, por ejemplo, en pozos profundos con condiciones 
extremas de presión y temperatura. [Fakoya y Ahmed, 2018]. 
13 
 
h) Fluidos cuya fase continua es un material sintético 
Estos lodos de perforación se producen por síntesis química. Esta nueva clase de lodos, 
denominados “lodos basados en seudo-aceite” poseen la mayoría de propiedades de los lodos 
con fase continua aceitosa y con su uso se podrían disminuir los grandes problemas de 
contaminación causados, pero muchos de ellos presentan toxicidad acuática. Aun así, algunos 
autores recomiendan estos nuevos lodos como una alternativa al uso de lodos cuya fase 
continua es aceite. [Suna et al., 2019] 
Una desventaja que presentan estos lodos es el costo (varios cientos de dólares por barril, 
situación que se agravaría con la presencia de pérdidas de circulación) y su poca estabilidad 
a altas temperaturas. Entre las familias o grupos orgánicos más empleados se encuentran: 
éster; éter, poli-alfa-olefina, alquil-benceno-lineal y alfa-olefina lineal. [Andrews et al., 1999]. 
1.4 Propiedades fundamentales de los fluidos para la perforación de pozos de petróleo 
Durante la perforación de un pozo petrolero es de suma importancia el control de las 
propiedades físicas y químicas de los fluidos de perforación. Estas propiedades se deben 
controlar de tal forma que el lodo proporcione un trabajo eficiente; en consecuencia, se 
evalúan las propiedades del lodo para obtener: [Andrews et al., 1999]. 
1- El nivel deseado de cada propiedad. 
2- El control de las propiedades físicas y químicas. 
3- El conocimiento de los problemas ocasionados y las causas que los originan. 
4- Los tratamientos efectivos para solucionar estos problemas. 
1.4.1 Densidad del fluido 
La densidad del lodo es el factor más importante para controlar las presiones de formación a 
lo largo de toda la profundidad del pozo. Para un pozo balanceado, la presión de formación 
no debe exceder la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo. [Hawker et al., 2001]. 
A continuación, se presentan los parámetros fundamentales a tener en cuenta para 
seleccionar la densidad adecuada del fluido de perforación. [Amoco, 2010]. 
Presión hidrostática 
La presión hidrostática es la ejercida por la columna del fluido. Esta presión se calcula según 
la ecuación 1.1 en función de la densidad del fluido y la profundidad vertical del pozo 
perforado. [Hughes, 1998]. 
𝑃ℎ = 𝑀𝑤 × 𝑇𝑉𝐷 × 𝑔 (1.1) 
Donde: 
𝑃ℎ: Presión hidrostática (kPa) 
Mw: Densidad del lodo (kg/m
3) 
𝑇𝑉𝐷 : Profundidad vertical del pozo (m) 
g: aceleración de la gravedad (m/s2) 
 
Pérdida de presión anular 
La pérdida de presión anular es la sumatoria de las pérdidas de presión que se manifiestan 
dentro del pozo como resultado de la fuerza de fricciónejercida por el lodo en las paredes del 
pozo. 
Densidad de circulación equivalente 
La densidad de circulación equivalente es la ejercida sobre la formación por la presión 
hidrostática del fluido de perforación más las pérdidas de presión de circulación anular, 
14 
 
indicada por el peso de lodo que produciría una presión hidrostática igual a la suma de estas 
presiones. 
𝐸𝐶𝐷 = 𝑀𝑤 +
𝑃𝐴𝑃𝐿
𝑇𝑉𝐷 × 𝑔
 (1.2) 
Donde: 
𝑃𝐴𝑃𝐿: Pérdida de presión anular (kPa) 
𝐸𝐶𝐷 : Densidad de circulación equivalente (kg/m3) 
La densidad del fluido suele ser seleccionada de manera que exceda la presión del yacimiento 
más un margen de seguridad predeterminado. [Liljestrand, 2001]. 
1.4.1.1 Funciones específicas de la densidad del fluido durante la perforación de 
pozos 
Las funciones específicas de la densidad del fluido durante la perforación de pozos son: 
- Mantener los fluidos del yacimiento contenidos dentro hoyo durante la perforación. 
- Mantener las paredes del hoyo al transmitir la presión requerida por las mismas. 
- Sostener y transportar los ripios del fondo del pozo a la superficie. [Magalhãesa, 2019] 
Para densificar el lodo se han utilizado diversos materiales como por ejemplo barita, óxido de 
hierro, sílica amorfa, carbonato de calcio y arcillas nativas. La barita es el material más 
utilizado debido a su bajo costo, alta gravedad específica y por ser inerte. La hematita y la 
galena son utilizadas para zonas en donde es necesario un lodo extremadamente pesado. 
[Hawker et al., 2001]. 
1.4.1.2 Determinación de la densidad necesaria en el fluido de perforación 
Las siguientes ecuaciones generales (1,3 – 1,6) se utilizan para cualquier material densificante 
que se vaya a emplear con el fin de aumentar o disminuir la densidad del fluido. [Amoco, 
2010]. 
Para aumentar la densidad del fluido: 
𝑉𝑖 =
𝑉𝑓×[(8,33)(𝑆𝐺𝑤𝑚) − 𝑀𝑤𝑓]
[(8,33)(𝑆𝐺𝑤𝑚) − 𝑀𝑤𝑖]
 (1.3) 
𝑀𝑤 =
[(350)(𝑆𝐺𝑤𝑚)(𝑀𝑤𝑓 − 𝑀𝑤𝑖)]
[(8,33)(𝑆𝐺𝑤𝑚) − 𝑀𝑤𝑖]
 (1.4) 
Donde: 
𝑀𝑤𝑖: Densidad inicial del fluido (lb/gal) 
𝑀𝑤𝑖: Densidad final del fluido (lb/gal) 
𝑆𝐺𝑤𝑚: Gravedad específica en relación al peso del material (barita) 
Para reducir la densidad del fluido: 
1. Adición de agua 
𝑉𝑤 =
𝑉𝑖 × (𝑀𝑤𝑖 − 𝑀𝑤𝑓)
[𝑀𝑤𝑓 − (𝑆𝐺𝑤𝑚 × 8,33]
 (1.5) 
Nota: 
Para agua pura 𝑆𝐺𝑤𝑚 = 1. Si la gravedad especifica del agua disuelta es desconocida, se 
sustituye (𝑆𝐺𝑤𝑚 × 8,33) como se muestra en la ecuación. 
2. Adición de aceites 
15 
 
𝑉𝑤 =
𝑉𝑖 × (𝑀𝑤𝑖 − 𝑀𝑤𝑓)
[𝑀𝑤𝑓 − (𝑆𝐺𝑜 × 8,33]
 (1.6) 
Nota: 
Para el aceite 𝑆𝐺𝑜 es aproximadamente 0,84. Si la gravedad específica del aceite disuelto es 
desconocida, se sustituye (𝑆𝐺𝑜 × 8,33) como se muestra en la ecuación. 
Para determinar la cantidad de sólidos en el fluido 
La concentración de los compuestos sólidos en el fluido de perforación se calcula si se conoce 
la densidad del lodo y la gravedad específica de los compuestos. Las ecuaciones generales 
(1.7 – 1.8) permiten calcular el volumen y el peso en por ciento de los compuestos sólidos 
contenidos en el fluido. [Amoco, 2010]. 
𝑉𝑠 =
12[(𝑀𝑤 − (8,33 × 𝑆𝐺𝑤)]
(𝑆𝐺𝑠 − 𝑆𝐺𝑤)
 (1.7) 
𝑊𝑠 =
8,33(𝑆𝐺𝑤 × 𝑉𝑠)
𝑀𝑤
 (1.8) 
Donde: 
𝑉𝑠: Volumen del sólido (%). 
𝑊𝑠: Peso del sólido (%). 
𝑀𝑤: Densidad del fluido de perforación (lb/gal). 
𝑆𝐺𝑤: Gravedad específica del agua. 
𝑆𝐺𝑠: Gravedad específica del sólido. 
1.4.2 Viscosidad del lodo 
La viscosidad es la resistencia al flujo de un material. Por tanto, la viscosidad del lodo mide 
la resistencia al flujo del lodo de perforación (la resistencia interna debida a la atracción de las 
moléculas de líquido). A mayor resistencia, mayor será la viscosidad. Debe ser 
suficientemente alta para que el lodo pueda mantener limpio el pozo y arrastre los cortes hasta 
la superficie. [Hawker et al., 2001]. 
La viscosidad de los fluidos de perforación, es una función de muchos factores, algunos de 
los cuales son: [Andrews et al., 1999]. 
a) Viscosidad de la fase líquida continua 
b) Volumen de sólidos en el lodo 
c) Volumen de fluido disperso 
d) Número de partículas por unidad de volumen 
e) Forma y tamaño de las partículas sólidas 
f) Atracción o repulsión entre las partículas sólidas y entre sólidos y la fase líquida. 
Es importante destacar que las viscosidades más bajas permiten mayor velocidad de 
penetración. Los lodos de perforación de baja viscosidad implican menores densidades 
equivalentes de circulación [Hughes, 1998]. 
Cuantitativamente se define la viscosidad como el cociente entre el esfuerzo de cizallamiento 
y la velocidad de cizallamiento en flujo estacionario. Sus unidades son Pa.s. 
𝜇 =
𝜏
𝛾
 (1.9) 
Donde: 
16 
 
𝜏: esfuerzo de cizallamiento (Pa) 
𝛾: velocidad de cizallamiento (s-1) 
𝜇: viscosidad (Pa·s) 
1.4.2.1 Viscosidad plástica 
Es aquella parte de la resistencia a fluir causada por fricción mecánica. Esta fricción se 
produce: [Andrews et al., 1999]. 
I- Entre los sólidos contenidos en el lodo. 
II- Entre los sólidos y el líquido que lo rodea. 
III- Debido al esfuerzo cortante del propio líquido. 
En general, al aumentar el porcentaje de sólidos en el sistema, aumentará la viscosidad 
plástica. El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es indispensable para 
mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para lograr altas tasas de penetración. Para 
determinar la viscosidad plástica se utiliza un viscosímetro de lodo y se calcula, de forma 
aproximada, por la siguiente ecuación: [Schlumberger, 2018], [Andrews et al, 1999]. 
𝜇𝑝 = 𝐿600 − 𝐿300 (𝑃𝑎. 𝑠) (1.10) 
Donde: 
𝐿600: Lectura de la viscosidad a 600 rpm 
𝐿300: Lectura de la viscosidad a 300 rpm 
1.4.2.2 Viscosidad aparente 
Se define como la razón entre un esfuerzo de cizallamiento puntual y la velocidad de 
cizallamiento correspondiente cuando la relación entre ambos no es lineal. Su valor depende 
de la velocidad de cizallamiento. 
Con el uso de un viscosímetro de lodo su valor se estima como: [Andrews et al., 1999]. 
𝜇𝑎 =
𝐿600
2
 (𝑃𝑎. 𝑠) (1.11) 
1.4.2.3 Punto de fluencia 
El límite elástico, o el punto en el cual un material no sigue deformándose elásticamente se 
conoce como punto de fluencia. Cuando se excede el límite elástico por la aplicación de un 
esfuerzo, se produce una deformación permanente. Para determinar este valor conocido como 
esfuerzo de fluencia, de forma aproximada con un viscosímetro de lodo se utiliza la siguiente 
ecuación: 
𝑌𝑃 = (2 × 𝐿300) − 𝐿600 (1.12) 
Donde: 
𝑌𝑃: Esfuerzo de fluencia (Pa.s) 
El punto de fluenciaalto se debe a la presencia de contaminantes solubles como el calcio, 
carbonatos y por los sólidos arcillosos de formación. Altos valores del punto de fluencia causan 
la floculación del lodo que debe controlarse utilizando dispersantes. El punto de fluencia, bajo 
condiciones de flujo depende de: [Andrews et al., 1999]. 
a. Las propiedades de la superficie de los sólidos del lodo. 
b. La concentración de los sólidos en el volumen de lodo. 
c. La concentración y tipos de iones en la fase líquida del lodo. 
17 
 
1.4.2.4 Modelos reológicos 
Los modelos reológicos ayudan a predecir el comportamiento de los fluidos sobre una amplia 
escala de velocidades de corte. La mayoría de los fluidos de perforación son fluidos no 
newtonianos de carácter plástico o seudoplásticos. Los más importantes modelos reológicos 
aplicables a ellos son: [Halliburton, 2000]. 
Modelo de Bingham 
El modelo de Bingham describe el flujo laminar por medio de la ecuación siguiente: 
=YP+(p ×) (1.13) 
Donde: 
: Esfuerzo de corte medido en (Pa) 
YP: Esfuerzo de fluencia en (Pa) 
p: Viscosidad plástica en (Pa·s) 
: Velocidad de corte en s-1 
Modelo de la ley de la potencia 
El modelo de la ley de potencia describe el comportamiento reológico del fluido de perforación 
base polímero que no presentan esfuerzo de fluencia usando la siguiente ecuación: 
=K×n (1.14) 
Donde: 
n: es el índice de comportamiento de flujo 
K: índice de consistencia (Pa·sn) 
Modelo de Herschel-Bulkley (punto de fluencia+ley de la potencia [MHB]) 
Describe el comportamiento de los lodos en dependencia del fluido de perforación con mayor 
exactitud que ningún otro modelo. El modelo MHB usa la siguiente ecuación para describir el 
comportamiento de un fluido: 
=YP+(K×n) (1.15) 
Donde: 
YP: Esfuerzo de fluencia (Pa) 
K: Índice de consistencia del fluido en Pa· sn 
n: Índice de comportamiento de flujo. 
En el (anexo 2) se presenta la representación de la relación (K,n) y (p,YP). 
1.4.3 Resistencia a la gelatinización 
La resistencia de los geles a la gelatinización implica las fuerzas de atracción de las partículas 
suspendidas cuando el fluido está estático y dejó de moverse. Su propósito es soportar los 
cortes y los sólidos en suspensión en el lodo cuando pare la circulación, de forma que no se 
hundan nuevamente en el pozo y se depositen en el fondo. [Hawker et al., 2001]. 
18 
 
El conocimiento de esta propiedad es importante para saber si se presentarán dificultades en 
la circulación. La resistencia a la gelatinización debe ser suficientemente baja para: [Andrews 
et al., 1999]. 
a) Permitir que la arena y el ripio sean depositados en el tanque de decantación. 
b) Permitir un buen funcionamiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación. 
c) Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería y de pistón cuando se introduce 
la misma en el hoyo. 
d) Permitir la separación del gas incorporado al lodo. 
1.4.4 Pérdida de filtrado 
La pérdida de fluido es una de las propiedades del lodo con importancia fundamental en las 
operaciones de perforación. Básicamente hay dos tipos de filtración: estática y dinámica. La 
estática ocurre cuando el fluido no está en movimiento, mientras que la dinámica ocurre 
cuando el lodo fluye a lo largo de la superficie filtrante. [Hughes, 1995] 
A continuación, se muestra la expresión general que permite calcular la pérdida de filtrado: 
𝑄2 =
(𝑄1 × 𝑡2)
𝑡1
 (1.16) 
Donde: 
𝑄2: Volumen de filtrado desconocido en un tiempo 𝑡2 
𝑄1: Volumen de filtrado conocido en un tiempo 𝑡1 
Proceso de filtración estática 
En el proceso de filtración estática el revoque aumenta de espesor con el tiempo y la velocidad 
de filtración disminuye, por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir la 
formación de revoques muy gruesos. [Andrews et al., 1999]. 
Proceso de filtración dinámica 
El proceso de filtración dinámica se diferencia del anterior en que el flujo de lodo a medida 
que pasa por la pared del pozo tiende a raspar el revoque a la vez que el mismo se va 
formando, hasta que el grosor se estabiliza con el tiempo y la velocidad de filtración se vuelve 
constante, por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir una pérdida 
excesiva de filtrado a la formación. [Andrews et al., 1999]. 
1.4.4.1 Problemas que se pueden presentar a causa de un control de filtración 
inadecuado durante la perforación 
Entre los problemas que se presentan a causa de un control de filtración inadecuado durante 
la perforación están: [Hughes, 1995] 
a) Excesiva fricción y torque 
b) Aumentos excesivos de presión anular debido a la reducción en el diámetro efectivo del 
hueco 
c) Atascamiento diferencial de la tubería debido al aumento en la superficie de contacto en 
la pared del hoyo 
d) Desplazamiento insuficiente del lodo durante la perforación primaria 
e) Disminución en la producción potencial del yacimiento si se daña el mismo. 
19 
 
1.4.4.2 Factores que propician la filtración del fluido durante la perforación 
Entre los factores que propician la filtración del fluido durante la perforación se encuentran: 
[Hughes, 1995] 
a) La permeabilidad de la formación 
b) La diferencia de presión existente 
c) La composición y temperatura del lodo 
d) Las rocas altamente permeables 
e) El grosor de revoque formado en la pared del pozo 
f) La viscosidad del filtrado 
g) El tiempo de filtración. 
1.4.5 Contenido de sólidos 
Los sólidos perforados, compuestos de rocas y arcillas de bajo rendimiento, se incorporan en 
el lodo. Estos sólidos afectan negativamente muchas propiedades del lodo. Sin embargo, 
como no es posible eliminar todos los sólidos perforados – ya sea mecánicamente o por otros 
medios, se deben considerar como contaminantes constantes de un sistema de lodo. La 
remoción de sólidos es uno de los más importantes aspectos del control del sistema de lodo, 
ya que tiene un impacto directo sobre la eficacia de la perforación. [Robinson, 1977]. 
Los tipos y las cantidades de sólidos presentes en los sistemas de lodo determinan la densidad 
del fluido, la viscosidad, los esfuerzos de gel, la calidad del revoque y el control de filtración, 
así como otras propiedades químicas y mecánicas. [Liljestrand, 2001]. 
1.4.6 Efecto de los sólidos perforados sobre las propiedades del fluido 
Se notarán cambios en las propiedades del fluido a medida que aumentan los sólidos 
indeseables. Dependiendo del tamaño y la forma de los sólidos, la pérdida de fluido aumenta 
o disminuye. Los cambios que se notarán con mayor rapidez son los de las propiedades 
reológicas del fluido. [Valbuena, 2016]. 
- La viscosidad plástica: Los aumentos progresivos en la viscosidad plástica indica una 
acumulación de sólidos perforados. 
- El punto fluencia y la resistencia gel: Cuando se tienen valores de fluencia y resistencia 
excesivas, generalmente se recomienda un tratamiento con un dispersante o defloculante. A 
medida que la concentración de sólidos aumenta, estos tratamientos son cada vez menos 
efectivos. 
1.4.6.1 Beneficios de retirar elexceso de sólidos perforados del fluido 
Entre los beneficios de retirar el exceso de sólidos perforados del fluido están: 
- Menor costo de tratamiento de fluido 
- Menor torque y arrastre 
- Mayores tasas de penetración 
- Menor pérdida de presión del sistema, lo que genera 
- Menor densidad equivalente de circulación y menos casos de pérdida de circulación. 
- Se requiere menos agua. 
- Mejores trabajos de cementación. 
- Menos atascamiento diferencial de la tubería. 
- Menos desperdicios, lo cual implica un menor impacto ambiental y menos costos de 
eliminación de desperdicios. 
20 
 
- Menos daños a la formación. 
1.4.6.2 Métodos de control de sólidos 
Se utilizan generalmente tres métodos para el control de sólidos: 
A. Dilución o desplazamiento 
- Única manera para eliminar completamente sólidos perforados 
- Normalmente lo más costoso 
- Restricciones ambientales 
B. Sedimentación 
- Efectivo para sólidos gruesos 
- Requiere espacios grandes 
C. Medios mecánicos (Equipos mecánicos de control de sólidos) 
- Económico 
- Efectivo si la instalación es adecuada 
En el (anexo 3) se presenta el diagrama del proceso de control de sólidos. 
1.4.7 Tamaño de las partículas 
El tamaño de las partículas es importante en el fluido de perforación por las siguientes 
razones: [Watt, 2015]. 
1. Mientras más pequeña sea la partícula, más pronunciado es el efecto en las propiedades 
del fluido. 
2. Mientras más pequeña es la partícula, más difícil es remover o controlar sus efectos en el 
fluido. 
Las partículas de tamaño coloidal afectan drásticamente las propiedades del fluido. (Tabla 
1.6). 
Tabla 1.6 Clasificación API en base al tamaño de las partículas 
Tamaño de las partículas 
(micrones) 
Clasificación de 
las partículas 
Tamaño 
del tamiz 
Mayor que 2000 Grueso 10 
2000 - 250 Intermedio 60 
250 - 74 Medio 200 
74 - 44 Fino 325 
44 - 2 Ultra fino ¾ 
2 - 0 Coloidal 10 
1.5 Equipo mecánico para control de sólidos 
Los equipos modernos de perforación se equipan con varios tipos diferentes de dispositivos 
de remoción mecánica de sólidos que dependen de la aplicación y requerimientos de un 
proyecto en particular. Cada dispositivo tiene una función específica en el proceso de control 
de sólidos. [Mendoza, 2004]. 
La remoción mecánica de sólidos perforados utiliza tres técnicas: (1) tamizado (2) fuerza 
centrífuga (3) una combinación de las dos primeras. 
21 
 
1. El tamizado es la técnica que realiza la separación basándose en el tamaño físico de las 
partículas. 
2. El equipo que utiliza la fuerza centrífuga separa los sólidos basándose en las diferencias 
de la masa relativa. 
El asentamiento no está considerado como una técnica de remoción mecánica, aunque es un 
método útil para controlar sólidos. 
1.5.1 Mallas y zarandas separadoras 
Uno de los métodos para remover sólidos del lodo de perforación es pasar el lodo sobre la 
superficie de una malla (anexo 4) que va en una zaranda separadora. Básicamente, una malla 
actúa como indicador de pasa o no pasa; una partícula es lo bastante pequeña para pasar a 
través de la abertura de la malla o no. El efecto combinado de la vibración y la superficie de 
la malla resultan en la separación y remoción de partículas incorporados en el lodo de 
perforación. [Mendoza, 2004]. 
Se utilizan los términos Mesh y punto de corte que se definen a continuación. 
- Mesh: Se define como el número de aberturas por pulgada lineal (2,54 cm). El mesh se 
medide comenzando del centro de un cable y contando el número de aberturas hasta una 
pulgada de longitud. 
- Punto de corte: Es la eficiencia que posee la malla en separar partículas pequeñas a un 
mismo valor de la eficiencia de separación. (anexo 5) 
1.5.2 Desarenadores 
Los desarenadores son hidrociclones (anexo 6). Los desarenadores se utilizan después que 
los lodos con los sólidos se tamizan en las zarandas separadoras. Se usan para remover altos 
volúmenes de sólidos. [Procter, 2015] 
1.5.3 Desarcillador 
Un desarcillador usa hidrociclones menores con respecto a un desarenador y por lo tanto 
remueve partículas más pequeñas. Remueve sólidos en el intervalo de 15 µm. 
En la Tabla 1.7 se presentan algunas ventajas y desventajas de los desarcilladores. 
Tabla 1.7 Ventajas y desventajas de los desarcilladores 
Ventajas Desventajas 
Simple diseño Posibilidad de degradación de sólidos en 
las bombas. 
Económico La descarga es muy húmeda 
Menos separación que las zarandas Alto requerimientos de energía para las 
bombas. 
Efectivo en sólidos inertes No diferencia la barita de los sólidos de 
perforación. 
Alivia carga de sólidos en las centrífugas Mal encendido. 
1.5.4 Centrífugas 
Mediante el incremento de la velocidad de sedimentación por aumento de la fuerza 
gravitacional se logra remover los sólidos de la fase líquida. La extracción mecánica de los 
sólidos se realiza por medio del tornillo transportador y el desplazamiento hidráulico del líquido 
ocurre por las boquillas de descarga. (anexo 7). [Procter, 2015] 
22 
 
1.6 Disposición final del fluido base aceite 
1.6.1 Oxidación química con peróxido de hidrógeno y estabilización 
En el tratamiento de los lodos petrolizados se aplican también tecnologías basadas en la 
oxidación química de estos contaminantes. Este tratamiento químico se realiza mediante la 
reacción de Fenton, donde se produce la generación de radicales hidroxilos que facilitan la 
oxidación de contaminantes tales como los fenoles, clorofenoles, bifenilos policlorinados 
(BPCs), alcoholes polivinílicos, hidrocarburos poliaromáticos (HAPs) y clorobenceno. La 
aplicación del peróxido de hidrógeno comprende una variedad de reacciones competitivas 
tales como: [Nadarajah, 2019] 
H2O2 + Fe2+ → OH• + OH- + Fe3+ (1.17) 
H2O2 + Fe3+ → HO2• + H+ + Fe2+ (1.18) 
OH• + Fe2+ → OH- + Fe3+ (1.19) 
HO2• + Fe3+ → O2 + H++ Fe2+ (1.20) 
H2O2 + OH• → H2O + HO2• (1.21) 
R• + Fe3+→ Fe2+ + productos (1.22) 
La estabilización para el tratamiento de lodos tiene el objetivo de reducir o minimizar los 
patógenos y reducir sustancialmente los microorganismos capaces de producir olores. El 
producto aplicado mayoritariamente es la cal. [García, 2013] 
1.6.2 Proceso de biorremediación y estabilización química – biológica 
La biorremediación se basa en el uso de microorganismos (bacterias, hongos, levaduras y 
algas) o enzimas para producir una transformación parcial o total de contaminantes orgánicos. 
El objetivo principal del proceso de biorremediación es utilizar el potencial metabólico de los 
microorganismos para transformar contaminantes orgánicos en compuestos más simples, 
poco o nada contaminantes. Se utilizan para limpiar terrenos o aguas contaminadas, con el 
fin de asegurar la calidad de los suelos para proteger la salud humana y el buen 
funcionamiento de los ecosistemas, evitando la dispersión de la contaminación de una manera 
rentable [Silva, 2017]. 
Cuando se habla de biorremediación, además de considerar las rutas catabólicas y los 
procesos microbianos, debe tenerse en cuenta que la etapa limitante en la biorremediación 
de la mayoría de los compuestos derivados del petróleo se relaciona con su biodisponibilidad. 
Si un compuesto no se encuentra biodisponible los microorganismos no podrán utilizarlo como 
sustrato. 
1.6.3 Re-inyección de recortes 
La re-inyección de recortes consiste en inyectar los recortes y fluidos contaminadosa un pozo 
con una formación adecuada (pérdida de circulación) para asegurar su confinamiento (anexo 
8). La formación debe tener una fractura geológica adecuada con las siguientes características 
generales fundamentales: [Geehan, Gilmour y Quan Guo, 2007] 
https://www.monografias.com/trabajos/alcoholismo/alcoholismo.shtml
23 
 
 Tener una porosidad > 20% 
 Tener una permeabilidad >0,5 Darcy 
 La diferencia de presión debe manejarse en función de evitar la pérdida de circulación. 
 Tiene que estar situada por debajo de una roca sello que impida la pérdida de circulación. 
1.6.4 Proceso de desorción térmica a través de fábrica de cementación 
Los recortes de perforación se formulan con materiales que absorben la humedad de este 
(anexo 9). Después se mezclan, y alimenta a los calcinadores rotatorios para obtener un 
material sin hidrocarburos que se incorpora al proceso de fabricación de cemento como 
materia prima. [Schlumberger, 2018]. 
1.7 Conclusiones parciales 
 
- Los lodos en base aceite consisten en una fase continua de aceite en la cual están 
suspendidos arcilla y otros sólidos. 
 
- Los sólidos perforados, compuestos de rocas y arcillas de bajo rendimiento, se incorporan 
en el lodo y afectan negativamente muchas propiedades del mismo. 
 
- La remoción de sólidos es uno de los más importantes aspectos del control del sistema 
de lodo, ya que tiene un impacto directo sobre la eficacia de la perforación. 
 
- Los tipos y las cantidades de sólidos presentes en los sistemas de lodo determinan la 
densidad del fluido, la viscosidad, los esfuerzos de gel, la calidad del revoque y el control 
de filtración, así como otras propiedades químicas y mecánicas. Estos tienen un impacto 
directo en la eficiencia y la eficacia de la perforación. 
 
- Para el control de sólidos se recomienda utilizar la remoción mecánica. Se utilizan equipos 
como: mallas y zarandas, desarenadores, hidrociclones y centrífugas. 
 
- Para la disposición final de fluidos base aceite se utilizan tecnologías como: oxidación 
química de los contaminantes, biorremediación y estabilización química – biológica, 
reinyección de recortes y desorción térmica. 
 
 
 
CAPÍTULO II. MATERIALES Y MÉTODOS 
2.1 Descripción básica del proceso de perforación de pozos de petróleo 
Este proceso se realiza empleando tecnología de perforación rotativa con circulación 
hidráulica, (anexo 10). Implica el uso indispensable de fluidos de perforación 
fundamentalmente fluidos base aceite. 
El pozo perforado tiene aproximadamente 5 kilómetros de profundidad, se generan 636 m3 de 
recortes de perforación. El mayor inconveniente en este caso no se produce por el volumen 
de sólidos que se genera, sino por la toxicidad de estos, ya que estuvieron en continuo 
24 
 
contacto con el fluido de perforación, por lo que es muy común tener recortes con 
impregnaciones de aceites o cualquier otro contaminante [Garrido, 2016]. 
En el presente capítulo se describe el procedimiento del proceso de selección de la tecnología 
para el tratamiento y disposición final del lodo base aceite. Se evaluan los parámetros físico-
químicos y microbiológicos del fluido base aceite realizados en el Centro de Investigaciones 
del Petróleo (CEINPET) para aplicar biorremediación y estabilización química – biológica a 
los cortes impregnados de lodo base aceite extraídos del fondo del pozo. Se muestran 
alternativas posibles de ubicación de la planta de control de sólido y cómo proceder al 
dimensionamiento de la misma para tratar los sólidos contenidos en el fluido de perforación 
impregnados de aceite diésel. 
2.2 Método Delphi 
A continuación, se describe cómo se procedió a aplicar el método para medir el nivel de 
coeficiente de competencia del comité de expertos [León, 2004]. 
2.2.1 Selección y evaluación del grupo de expertos 
a) Se elaboró una lista de candidatos que cumplan con los requisitos predeterminados de 
experiencia, años de servicio, conocimientos sobre el tema. 
b) Se determinó el coeficiente de competencia de cada experto. 
Este último paso permite asegurar que los expertos consultados aportan criterios 
significativos respecto al tema objeto de estudio. 
Para la determinación del coeficiente de competencia de cada experto se siguió el siguiente 
procedimiento: 
a) Se aplicó el cuestionario general que se muestra a continuación en la tabla 2 del (anexo 
11) y se realizó la autoevaluación de los conocimientos sobre el tema que se estudia en 
una escala de 0 a 10. [León, 2004]. 
b) Se evaluó la influencia de cada una de las fuentes de argumentación utilizando la ecuación 
2.1, como se muestra en la tabla 3 del (anexo 11) 
Para la evaluación de las fuentes de argumentación se utiliza la ecuación: 
𝐾𝑐𝑜𝑚𝑝 =
𝑘𝑐 + 𝑘𝑎
2
 (2.1) 
Donde: 
kc: Coeficiente de conocimiento: Se obtiene multiplicando la autovaloración del propio experto 
sobre sus conocimientos del tema en una escala del 0 al 10, por 0,1. 
ka: Coeficiente de argumentación: Es la suma de los valores del grado de influencia de cada 
una de las fuentes de argumentación con respecto a una tabla patrón. Se empleó en esta 
investigación la tabla 3 del (anexo 11) 
Dados los coeficientes kc y ka se calcula para cada experto el valor del coeficiente de 
competencia Kcomp siguiendo los criterios siguientes: 
 La competencia del experto es ALTA si K comp > 0,8 
 La competencia del experto es MEDIA si 0,5 < K comp ≤ 0,8 
 La competencia del experto es BAJA si K comp ≤ 0,5 
25 
 
2.2.2 Selección de la cantidad de expertos 
Resulta necesario calcular la cantidad de expertos que intervienen en el proceso de selección 
de las tecnologías con la finalidad de asegurar que los mismos aportan criterios significativos 
respecto al tema objeto de estudio. [León, 2004]. 
Los expertos en todas las etapas de la investigación tomarán decisiones referentes a la 
evaluación de las tecnologías posibles a aplicar en el proceso de tratamiento y disposición 
del fluido base aceite. 
Para la selección de la cantidad de expertos se aplicó la ecuación 2.2 con un error de 
proporción de estimación de 10% 
 n =
𝑝(1 − 𝑝)𝑘
𝑖2
 (2.2) 
Donde: 
k: constante que depende del nivel de significación estadística. 
1 -  k 
99% 6,6564 
95% 3,8416 
90% 2,6896 
 
p: proporción de error que se comete al hacer estimaciones del problema con n expertos. 
i: precisión del experimento. (i <0,12) Se consideró 0,1. 
2.3 Matriz para la selección de tecnologías 
Se elaboró una matriz de selección de tecnologías permite escoger una o más de las 
tecnologías identificadas en el Capítulo I y su confección parte del uso del procedimiento 
establecido por la Unión de Cuvenpetroleo y el análisis en una mesa de trabajo integrada por 
un conjunto de expertos del petróleo que conforman el Consejo Técnico Asesor aprobado por 
la Unión Cuvenpetróleo para establecer la puntuación a asignar a cada uno de los criterios y 
realizar el proceso de selección. [PDVSA. GGPIC, 1999] 
En la siguiente tabla se muestra la calificación y experiencia de los integrantes del Grupo de 
experto que presenta las propuestas al Consejo Técnico Asesor. 
Las tecnologías satisfactorias de la matriz de selección deben cumplir con el siguiente criterio 
excluyente: No ser una tecnología que tenga componentes de procedencia 
norteamericanas con el bloqueo económico de Estados Unidos hacia Cuba. 
2.3.1 Criterios para la selección de las tecnologías 
La matriz se estructuró globalmente de la forma que se muestra en la tabla 2.1. 
Tabla 2.1 Criterios de selección de tecnología relativo a la matriz estructurada 
Criterios de selección Puntuación 
Técnicos 50 puntos 
Operacionales