Propiedades-reologicas-y-tixotropicas-del-fluido-FAPX-para-la-reparacion-del-Pozo-Sunuapa-201

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
FACULTAD DE ESTUDIOS SUPERIORES
“ZARAGOZA 
“PROPIEDADES REOLÓGICAS Y TIXOTRÓPICAS
DEL FLUIDO FAPX PARA LA REPARACIÓN DEL POZO
SUNUAPA 201” 
TESIS
INGENIERO QUIMICO
ALEJANDRO CRUZ LARA
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
PRESENTA:
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MÉXICO D.F., 2008
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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AGRADECIMIENTOS 
 
 
A Dios, por haberme dado unos padres, hermanos, esposa e hijos 
extraordinarios 
 
Quiero darle las gracias muy en especial a mi papi Delfino Cruz y a mi 
mami Josefa Lara ya que ellos fueron el impulso para lograr dar este salto 
tan importante en la vida y como olvidarme de mis hermanas; Laura, Lilí y 
Bere. 
 
A mis suegros, que en ellos he encontrado a mis otros padres 
 
A mi esposa María del Carmen y a mis hijos Fer y Ale que con sus 
sonrisas me motivaron a seguir adelante. 
 
A mis sobrinos; Betito, Sofi y Lairita. 
 
A todos mis amigos (al Max, a la tortuga, al Juan Diego, a Luis, al Gabo, 
al gato, al Maurilio, al borracho decente, en fin a todos) 
 
A mi amigo Jesús Ulises. 
 
A mi asesor de tesis la Ing. Dominga Ortiz Bautista que me orientó 
desinteresadamente a seguir con el trabajo de tesis y me apoyo hasta el 
último 
 
A todos mis sinodales, se que tengo un jurado de diez. 
 
A todos mis profesores y amigos , pero muy en especial al Ing. Tomás 
Vargas que me decía: 
“Quiero que seas fuerte como un roble lleno de conocimientos) 
 
Al Ing. Roberto Ramírez Torres, que gracias a el aprendí y me enseño 
cosas importantes en la vida, jamás lo olvidare, descanse en paz 
Ingeniero. 
 
Y a todas esas personas especiales, que dejaron huella en mi vida 
 
 
EN FIN A TODOS GRACIAS MUCHAS GRACIAS..... 
 
 
 
 
 
 
 
INDICE 
 
 
 
CONTENIDO Página 
 
 
Glosario 
 
Resumen 1 
 
Introducción 2 
 
Objetivo e Hipótesis 2 
 
 
CAPÍTULO 1.- GENERALIDADES 
 
1.1.- Descripción general de un pozo petrolero 4 
1.2.- El área de localización de la región sur 4 
1.3.- Reparación de Pozos Petroleros. 5 
1.4.- Descripción de las operaciones en mantenimiento a los pozos 6 
1.5.- Razones para efectuar las operaciones de mantenimiento a los pozos 8 
1.6.- Razones para efectuar operaciones de reparaciones menores 16 
 
 
CAPITULO 2.- MARCO TEÓRICO (DEFINICIONES, TÉCNICAS Y MODELOS 
REOLÓGICOS 
 
2.1.- Fluido de control 19 
2.2.- Presa de lodos 19 
2.3.- Bomba de lodos 19 
2.4.- Tubería de perforación 19 
2.5.- Barrena 20 
2.6.- Equipo de control de sólidos 20 
2.7.- Reparación mayor 20 
2.8.- Reparación menor 20 
2.9.- Clasificación de los fluidos de perforación 20 
2.9.1.- Fluidos Base Agua 20 
2.9.2.- Fluidos Base Aceite 21 
2.9.3.- Fluidos sintéticos con polímeros 21 
2.9.4.- Gases 22 
2.10.- Funciones de los aditivos 24 
2.10.1.- Aditivos para control de pH, Alcalinidad 24 
2.10.2.- Bactericidas 24 
2.10.3.- Removedores de Calcio 24 
2.10.4.- Inhibidores de corrosión 24 
2.10.5.- Desespumantes 24 
2.10.6.- Emulsificantes 25 
2.10.7.- Reductores de filtrado 25 
2.10.8.- Floculante 25 
2.10.9.- Agentes espumantes 25 
2.10.10.- Materiales para pérdidas 25 
2.10.11.- Agentes lubricantes 25 
2.10.12.- Agentes liberadores de tubería 26 
2.10.13.- Control de inhibidores de lutitas 26 
2.10.14.- Agentes activos de superficie 26 
2.11.- Propiedades reológicas de los fluidos 27 
2.11.1.- Técnicas para determinar la viscosidad Marsh. 27 
2.11.2.- Técnicas para determinar la densidad del fluido 28 
2.11.3.- Regímenes de flujo 30 
2.11.4.- Tipos de fluidos 31 
2.11.5.- Modelos Reológicos 32 
 
 
CAPÍTULO 3.- DESARROLLO EXPERIMENTAL 
 
3.1. Fluido FAPX 39 
3.2. Pruebas de evaluación al fluido FAPX 39 
 
 
CAPÍTULO 4.- ANALISIS DE RESULTADOS 
 
4.1. Viscosidad aparente, Viscosidad plástica y Punto de cedencia 56 
4.2. Filtrado APAT y Enjarre 57 
4.3. Esfuerzo de gel 58 
4.4. Densidad 59 
4.5. % aceite, % agua 59 
 
 
CONCLUSIONES 60 
 
BIBLIOGRAFÍA 61 
 
LISTADO DE FIGURAS 62 
 
LISTADO DE GRAFICAS 63 
 
LISTADO DE TABLAS 65 
 
ANEXO No. 1 66 
 
ANEXO No. 2 68 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
GLOSARIO 
 
 -Absorción.- Penetración de moléculas a iones de una o más sustancias en el 
interior de un sólido. 
 
-Acidez.- Potencia ácida relativa de los líquidos, que se mide por medio del 
PH. 
 
-Adhesión.- Fuerza que mantiene juntas a moléculas diferentes. 
 
-Aditivos para lodos.- Cualquier material que se añade a un lodo para lograr un 
propósito determinado. 
 
-Adsorción.- Fenómeno de superficie exhibido por un sólido que le permite 
mantener o concentrar gases. Líquidos o sustancias disueltas sobre su 
superficie; esta propiedad es debida a la adhesión. 
 
-Agente floculante.- Sustancia, como la mayor parte de los electrolitos, 
polisacáridos, polímeros naturales o sintéticos, que causan aumento en la 
viscosidad de un lodo. 
 
-Aglomeración.- Agrupamiento de partículas individuales. 
 
-Agregación.- Formación de Agregados. En los lodos, la agregación se produce 
cuando se acumulan plaquetas de arcilla, una arriba de otra, cara a cara. 
 
-Agua intersticial.- Agua contenida en los intersticios de espacios vacíos en una 
formación. 
 
-Alcalinidad.- Poder de combinación de una base medido por el número máximo 
de equivalentes de un ácido con los que puede combinarse para formar una 
sal. En los análisis de agua, representa los carbonatos, bicarbonatos, 
hidróxidos, y ocasionalmente boratos, silicatos y fosfatos contenidos en el agua. 
 
-Análisis de lodo.- Prueba que se realiza a un lodo para determinar sus 
propiedades y sus condiciones físico – químicas. 
 
-Antiespumante.- Sustancia que se emplea para impedir la espuma mediante la 
disminución de la tensión superficial. 
 
-Anular.- Espacio entre la columna de perforación y la pared del pozo con 
tubería de revestimiento. 
 
 
 
-Arcilla.- Dícese de aquella materia plástica, blanda, de varios colores, 
generalmente compuesta por silicato de aluminio, formada por la 
descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio. 
 
-Arcillas nativas.- Son arcillas que se encuentran al perforar diversas 
formaciones. 
 
-Arena.- Material granular suelto, resultante de la desintegración de las rocas. 
Está formado fundamentalmente por sílice. 
 
-Atapulgita.- Arcilla coloidal compuesta por silicato hidratado de aluminio y 
magnesio utilizada en agua salada 
 
-Barita.- Sulfato de bario natural que se usa para aumentar la densidad de los 
lodos. El mineral se manifiesta en depósitos de color gris, blanco, verdoso y/o 
rojizo, y en estructuras masivas de cristal. 
 
-Barril.- Unidad volumétrica de medida empleada en la industria petrolera. 
Equivale a 42 galones. 
 
-Barril Equivalente.- Unidad de laboratorio empleada para la evaluación o 
pruebas del lodo. 
Un gramo de material, cuando se añade a 350 cm3 de lodo, equivale a la 
adición de una libra de material a un barril (42 galones) de lodo. 
 
-Base.- Compuesto de un metal o un grupo metal – simil con hidrógeno y 
oxígeno en la proporciónrequerida para formar un radical OH-, que se ioniza 
en soluciones acuosas produciendo un exceso de iones hidróxidos. 
 
-Bentonita.- Arcilla plástica, coloidal, constituida principalmente por 
montmorillonita sódica, que es un silicato de aluminio hidratado. 
 
-Catión.- Partícula positivamente cargada en la solución de un electrolito que 
bajo la influencia de un potencial eléctrico, se moviliza hacia el cátodo 
(electrodo negativo). 
-Caudal de circulación.- Velocidad del flujo del lodo circulante, en volumen, que 
generalmente se expresa en galones o barriles por minuto. 
 
-Cemento .- Mezcla de aluminatos y silicatos de calcio que se produce 
combinando cal y arcilla, con calor. Contiene aproximadamente 62.5 % de 
hidróxidos de calcio, el cual es la fuente más importante de dificultades cuando 
el lodo es contaminado por cemento. 
 
-Coagulación.- En terminología de lodos, es un sinónimo de floculación. 
 
 
 
-Coalescencia.- Combinación de glóbulos de una emulsión causada por la 
atracción molecular de las superficiales. 
 
-Cohesión.- Fuerza de atracción entre una misma clase de moléculas. 
 
-Coloide.- Estado de subdivisión de la materia que consiste en grandes 
moléculas individuales o en agregados de moléculas más pequeñas, 
dispersadas en el grado que la fuerza de superficie se convierte en un factor 
importante para determinar sus propiedades. El tamaño de las partículas 
coloidales varían entre 0.001 a 0.005 micrones. 
 
-Contaminación.- Presencia en un lodo de cualquier sustancia extraña que 
puede tener a producir efectos nocivos en sus propiedades. 
 
-Copolímero.- Sustancia que se forma cuando dos o más sustancias se 
polimerizan al mismo tiempo, dando por resultado un producto que no es una 
mezcla de polímeros individuales sino un complejo que tiene propiedades 
diferentes de cada polímero que lo componen. 
 
-Daño a la Formación.- Daño a la productividad de una formación como 
resultado de la invasión a la misma de fluido o partículas provenientes del 
lodo y /o formaciones adyacentes. 
 
-Descomposición térmica.- Descomposición química de un compuesto por la 
temperatura en sustancias más simples o en sus elementos constitutivos. 
 
-Desfloculación.- Destrucción de las estructuras gelificadas (floculadas) por 
medio de dispersante. 
 
-Deshidratación.- Acción de perder un compuesto del agua libre que contiene, o 
el agua de mezcla. 
 
-Dispersante.- Toda sustancia química que promueve la dispersión de la fase 
dispersa. 
 
-Dureza del Agua.- Dícese del contenido de calcio y magnesio en el agua. 
 
-Emulsión.- Mezcla en la cual un líquido, denominado fase dispersa, se 
distribuye uniformemente (generalmente con glóbulos diminutos) en otro líquido, 
denominado fase continua o medio dispersante, es decir que, las emulsiones 
son una dispersión de un líquido inmiscible en otro líquido inmiscible. 
 
-Emulsión estable.- Es aquella emulsión en la cual difícilmente se logran separar 
sus dos fases que la integran. 
 
 
 
-Emulsificante.- El emulsificante o agente tensoactivo, es un compuesto químico 
que tiene en su molécula dos grupos; uno hidrofílico (afín al agua) y el otro 
lopofílico (afín al aceite). En el caso del tipo de emulsión en estudio, es una 
sustancia surfactante que pertenece a uno de los tres componentes que son 
requeridos para formar una emulsión, ya que los otros son agua y aceite, siendo 
este un agente reductor de la tensión interfacial entre dichos líquidos, 
permitiendo la emulsión. 
 
-Esfuerzo cortante.-Es la fuerza requerida por unidad de área, para proporcionar 
un gradiente de velocidad, dando movimiento al fluido. 
 
-Electrolito Sustancia que se disocia en iones cargados, positivos y negativos 
cuando están en solución y que conduce una corriente eléctrica. 
 
-Extendedor de Arcilla.- Sustancias, generalmente compuestos orgánicos de alto 
peso molecular que cuando se añade a bajas concentraciones a la bentonita 
ejercen un efecto viscosificante. 
 
-Fluido.- Son cuerpos que no oponen resistencia apreciable a su deformación, 
cuyas moléculas tienen entre sí poca o ninguna coherencia, amoldándose 
siempre al recipiente que los contiene. Fluyen y se deforman ante cualquier 
fuerza tendiente a cambiar su forma. Los líquidos y gases son fluidos. 
 
 -Tipos de fluidos.- Se clasifican en dos grupos Newtonianos y no Newtonianos: 
Newtonianos.- son aquellos cuya viscosidad permanece constante para 
cualquier velocidad de corte si se mantiene a condiciones constantes de 
temperatura y presión, es decir que su comportamiento de flujo está descrita por 
la ley de resistencia de viscosidad de Newton. Está ley establece que a una 
presión y temperatura dadas, el esfuerzo de corte, es directamente proporcional 
a la velocidad de corte. Esta constante de proporcionalidad es la viscosidad 
verdadera de los fluidos newtonianos. 
No Newtonianos.- Son aquellos que no manifiestan una relación lineal entre la 
velocidad de corte y el esfuerzo de corte y por lo tanto, su comportamiento es 
de acuerdo a su reología. Muchos fluidos de control tienen este tipo de 
comportamiento, debido a que su viscosidad varía con la velocidad de corte. 
 
-Modelo reológico.- Es un modelo matemático mediante el cual se representa el 
comportamiento reológico y tixotrópico de cierto fluido. 
 
-Falla.- Término geológico que significa ruptura de la formación, hacia arriba 
abajo, en los estrados subterráneos. 
 
-Filtrado.- Líquido forzado a través de un medio poroso durante el proceso de 
filtración. 
 
 
 
-Floculación.- Asociación de partículas sin gran cohesión, en grupos ligeramente 
unidos por fuerzas electrolíticas en geometría perpendicular de las partículas. 
 
-Fluido emulsionado.- Es un fluido de control que está constituido mediante las 
condiciones establecidas por una emulsión 
 
-Fluido de control.- Generalmente es un fluido que tiene suspendidas 
partículas sólidas, líquidas o gaseosas y que se utiliza en los campos petroleros, 
para cumplir ciertas funciones específicas. 
 
-Gelación.- Asociación de partículas para formar una estructura continua. 
 
-Gumbo.- Cualquier formación de consistencia pegajosa, como las arcillas 
encontradas en la perforación de sedimentos marinos. 
 
-Hidratación.- Acto por el cual una sustancia admite agua por medio de 
absorción y / o adsorción. 
 
-Hidrólisis.- Reacción de una sal con agua para formar un ácido y una base. 
 
-Hidróxido.- Compuestos básicos que contienen el radical OH- 
 
-Humectación.- Adhesión de un líquido a la superficie de un sólido. 
 
-Lutita.- Arcilla de origen rocoso, finamente granular, con clivaje tipo pizarra, que 
es una sustancia orgánica parecida al petróleo. 
 
-Molécula.- Unión de dos o más átomos. 
 
-Mezcla.- Es la asociación de varios cuerpos sin que exista combinación de las 
mismas. 
 
-Permeabilidad.- Propiedad de los materiales a ser atravesados por fluidos. 
 
-Polímero.- Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas iguales, 
unidas extremo con extremo, dando por resultado una sustancia que posee los 
mismos elementos en la misma proporción que las moléculas originales, pero de 
mayor peso molecular y con diferente propiedades físicas. 
 
-Porosidad.-Espacio vacío en una roca de formación, que usualmente se 
expresa como el porcentaje de espacio vacío por el volumen total. 
 
-Punto de cedencia.- Es otro de los componentes de la resistencia al flujo, 
debida a las fuerzas de atracción que existen entre las partículas o sólidos en 
suspensión. 
 
 
 
-Registros eléctricos.- 
 
-Reología.- Ciencia que estudia de la deformación y el flujo de fluidos. 
 
-Revoque.- Material sólido depositado sobre la pared del pozo. 
 
-Sensibilidad de la formación.- Tendencia de ciertas formaciones productoras a 
reaccionar adversamente con los fluidos invasores. 
 
-Surfactante.- Sustancia que afecta las propiedades de la superficie de un 
líquido o sólido (agente activo de superficie) al concentrarseen la capa 
superficial de este. Los surfactantes son útiles en cuanto a que su uso puede 
asegurar que a la superficie de una sustancia u objeto esté completamente en 
contacto con la superficie de otra sustancia. 
 
-Suspensión.-Es el estado de un cuerpo dividido en partículas muy finas y 
mezclado con un fluido sin disolverse en él. 
 
 -Tensión interfacial.- Fuerza requerida para romper la superficie entre dos 
líquidos inmiscibles entre sí. 
 
-Tensión Superficial.- Fuerza que actúa en la interfase entre un líquido y su 
propio vapor, y que tiende a mantener el área de esa superficie en un mínimo. 
 
-Titulación.- Método para la determinación de la cantidad de alguna sustancia en 
una solución; para ellos se emplea un procedimiento basado en el uso de otra 
solución llamada solución estándar. 
 
-Tixotropía.-Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel con el 
tiempo. Cualidad de una suspensión coloidal de desarrollar una fuerza 
gelificante cuando se encuentra en reposo, pero que se convierte nuevamente 
en fluido por agitación mecánica. 
 
-Velocidad de corte.- Ya que los fluidos se distinguen por su comportamiento del 
flujo, este se expresa en términos de un esfuerzo externo aplicado, cuyo 
resultado es la velocidad de corte a ese fluido dándole movimiento (cm/seg). 
 
-Viscosidad.- Resistencia interna al flujo ofrecido por un fluido debido a 
atracciones entre moléculas. 
 
-Viscosidad Plástica.- La viscosidad plástica es la resistencia del flujo a fluir 
causada por fricción mecánica dentro de un fluido. La fricción mecánica es 
debida a la acción recíproca de partículas sólidas y líquidas en el fluido. Sus 
unidades son en centipoise. 
 
 
 
-Viscosidad aparente.- Llamada también viscosidad de embudo, sus unidades 
en campo se expresan en segundos Marsh que indica el tiempo que tarda en 
fluir por el embudo un litro de fluido, es una medida cualitativa de la viscosidad, 
este tipo de medición permite detectar los cambios en las propiedades del 
lodo, que pueden ser indicativas de los posibles problemas que se tengan en el 
pozo. Es decir que la viscosidad aparente es la resistencia al flujo de un fluido, 
causada principalmente por las fuerzas de atracción de sus partículas y en 
menor grado por la fricción entre estas a una determinada velocidad de corte. 
 
 -Zona Productora.- Parte de la formación penetrada que contienen petróleo o 
gas en cantidades aprovechables comercialmente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
RESUMEN: 
 
El objetivo de una operación de perforación es perforar, evaluar y terminar un pozo que 
producirá petróleo y/o gas eficazmente. Los fluidos de perforación desempeñan 
numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. La responsabilidad de 
la ejecución de estas funciones es asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo de 
perforación y las personas que dirigen la operación de perforación. El deber de las 
personas encargadas de perforar el agujero - incluyendo el representante de la 
compañía encargada de perforar o el inspector técnico en perforación y la cuadrilla del 
equipo de perforación es asegurar la aplicación de los procedimientos correctos de 
perforación. La obligación principal del ingeniero de lodo de perforación es asegurarse 
que las propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico. 
El ingeniero de lodo de perforación también debe recomendar modificaciones a las 
prácticas de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación. 
El Fluido Aireado de PEMEX (FAPX) es una emulsión directa, es el fluido que cumple 
con las condiciones específicas del tema a tratar ya que este tipo de lodo resiste altas 
temperaturas y es el óptimo para reparar pozos depresionados por debajo de 0.90 g/cc. 
Este fluido fue evaluado experimentalmente para conocer que tan viable era la 
reparación del pozo Sunuapa 201 que se encuentra localizado en Reforma Chiapas, 
teniendo como antecedentes que el pozo tiene una profundidad de 4200 m esto genera 
un gradiente geotérmico de 141.1ºC, este gradiente es para la región de la costa del 
Golfo de México. Es ideal para el manejo de pozos con estas temperaturas 120 – 150 
ºC, . 
Las pruebas que se realizaron en campo son propias para este tipo de lodo, estas 
pruebas son: Densidad, viscosidad Marsh, filtrado APAT, Reologías (Va, Vp, Pc), 
tixotropías y cantidad de sólidos y líquidos, estas pruebas son importantes y que todo 
fluido no Newtoniano tiene que cumplir. 
Todas estas pruebas se realizaron fuera de las propiedades óptimas del fluido. 
En este tipo de fluidos las propiedades reológicas son muy importantes así como su 
tixotropía para la suspensión de recortes y como este fluido es libre de sólidos hay que 
tener cuidado cuando se este cementando (entiendase por cementar un aislamiento de 
intervalos del interior del pozo), para evitar contaminaciones y así poder tener una 
reparación exitosa. 
El desarrollo experimental fue realizado en el laboratorio de campo del pozo Sunuapa 
201, realizando tres corridas por día. La validación de datos se da en la Sección 
Química de PEMEX (es la encargada de los procedimientos operativos en cuanto a 
lodos de perforación), en donde se acepta su uso final, teniendo los parámetros ya 
establecidos, finalmente se llego a la conclusión de que al realizar estas pruebas al 
fluido FAPX garantiza que su utilidad es muy buena para ayudar en la reparación de un 
pozo petrolero y facilita que haya una mejor suspensión de ripio y finalmente hay una 
mejor limpieza de pozo, evitando que se contamine el crudo o gas, una vez que se 
extrae, pero hay que tener en cuenta que el pozo cuenta con tubería de revestimiento 
(TR) y que los intervalos están obturados con cemento, por lo que no hay contacto 
2 
 
directo con la formación, pero cualquier alteración en el pozo podría ocasionar un brote 
y por consiguiente un arrancón (es la introducción de fluidos de formación hacia el 
interior del pozo y es cuando se pierde el control), con densidades bajas e incluso se 
podría perder la producción del pozo con densidades mayores a las reportadas en la 
literatura. 
 
INTRODUCCIÓN: 
 
El petróleo es el energético más importante a nivel mundial, un recurso natural no 
renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el 
mundo. La explotación y extracción del petróleo se hace de acuerdo con las 
características propias de cada yacimiento. Para poner un pozo a producir se baja una 
especie de cañón o pistolas y se realizan disparos a la tubería de revestimiento (abrir 
intervalos) a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo 
fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor 
diámetro que la tubería de revestimiento, conocida como tubería de producción. Todo 
esto se hace gracias a la introducción de un fluido que circula a través del pozo. 
El término fluido de perforación está restringido a los fluidos que son circulados a través 
del hoyo y cumplen con los requisitos mínimos de eficiencia de limpieza y seguridad. 
Estos fluidos pueden ser agua, petróleo, gas, aire y suspensiones coloidales a base de 
arcilla y agua. Los fluidos usados en la perforación rotatoria, que inicialmente fueron 
tomados como medio para transportar los recortes de roca a la superficie. 
 Los primeros fluidos eran una mezcla de agua y arcilla o barro, no se controlaban las 
propiedades reológicas, fue a mediados del siglo 20 cuando a los fluidos se les empezó 
a agregar aditivos y así fueron más sofisticados, los fluidos de perforación son una 
mezcla de aditivos y estos pueden estar en la fase líquida, sólida o gaseosa. 
Se requiere hacer una reparación cuando el pozo ya no tiene la suficiente presión en la 
formación o bien puede ser por aislamiento de intervalos por arcilla o cualquier otro 
material también puede ser por colapsos en tuberías etc 
 
OBJETIVO:Se comparará las propiedades reológicas y tixotrópicas del fluido “FAPX” con las 
reportadas en la literatura y así saber que modelo reológico cumple con las 
características propias del fluido FAPX, si es un fluido base agua o base aceite y si 
cumple con los estándares mínimos y máximos para una reparación exitosa 
saliéndonos de los parámetros, basado en las técnicas de: viscosidad marsh, relación 
aceite-agua, densidad y filtrado APAT para la reparación del pozo Sunuapa 201 
 
HIPÓTESIS: 
Al realizar técnicas adecuadas para la determinación de propiedades del fluido FAPX se 
obtendrá datos confiables para su utilidad en un pozo petrolero y así saber si cumple 
http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#pe
http://www.monografias.com/trabajos10/carso/carso.shtml
http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#pe
http://www.monografias.com/trabajos16/estrategia-produccion/estrategia-produccion.shtml
3 
 
con los estándares mínimos y máximos para una reparación exitosa, basado en las 
técnicas de: viscosidad Marsh, relación aceite-agua, densidad y filtrado APAT para la 
reparación del pozo Sunuapa 201 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4 
 
CAPITULO 1.- GENERALIDADES 
 
 
1.1 Descripción general de un pozo petrolero 
 
El objetivo principal de un pozo petrolero es alcanzar la zona de hidrocarburos. Se 
perforan varias capas de formaciones litológicas cada vez más profundas, que 
contienen diversos elementos contaminantes en la temperatura y presión de la 
formación perforada, afectando a los sistemas de fluidos de control, sobre todo a los de 
base agua; sin embargo, en la actualidad ya se diseñan fluidos con aditivos químicos 
resistentes y estables a los contaminantes, así como biodegradables y no tóxicos para 
proteger a los ecosistemas donde se perfora un pozo petrolero. 
 
 
1.2 El área de localización de la región sur de PEMEX 
 
La región sur se encuentra al sureste de la republica mexicana. Limitada al norte con el 
Golfo de México, al noroeste con el río Tesechoacán, hacia el sureste limita con el mar 
Caribe, Belice y Guatemala, y al sur con el océano pacífico. Su superficie esa 
aproximadamente de 390 km2 y comprende los estados de Guerrero, Oaxaca, 
Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo. La exploración en la 
porción sur y sureste de México se inicio prácticamente a finales del siglo pasado, 
cuando en 1863 el sacerdote Manuel Gil y Sáenz descubrió lo que el llamo mina de San 
Fernando, cerca del poblado de Tepetitán, en el estado de Tabasco. En 1883 el doctor 
Sarlat, gobernador de Tabasco, perforó 27.4m, en 1886 establece una pequeña 
producción de aceite no comerciable. En 1940 se descubre el campo Progreso, ubicado 
al sureste de Villahermosa, Tabasco. En 1949 se descubrió el yacimiento de 
hidrocarburos de la Venta y en 1954 entra en operación dando 125 barriles / día y 39º 
API (incluso de las mejores calidades de aceite en la producción nacional. 
En 1950 entraron en producción los campos Fortuna Nacional y Sarlat en Macuspana, y 
aunque en esa época la falta de una carretera al interior del estado dificultaba las 
comunicaciones y limitaba la actividad exploratoria, se perforaron pozos en los 
municipios de Cárdenas, Huimanguillo y Macuspana pertenecientes al área de 
Comalcalco – Terciario y Ciudad PEMEX. Sin embargo con la llegada del ferrocarril y la 
construcción del tramo carretero Coatzacoalcos – Villahermosa, facilitó por parte de 
PEMEX la construcción de algunos caminos, para asi poder explorar otros campos en 
Cárdenas, Huimanguillo, Teapa, Jalapa, Macuspana y Tenosique, culminando con la 
perforación del pozo José Colomo y el descubrimiento de los campos Cuauhtemoc y 
Bitzal, todos productores de gas, localizados en el municipio de Macuspana. 
En 1958 se construyó el gasoducto Ciudad PEMEX – Minatitlán donde sería enviada la 
producción gasera al bajío, centro y oeste del país. Hasta finales de los años 50´s las 
principales zonas petroleras se localizaban en la Unidad Operativa Ciudad PEMEX, por 
5 
 
otro lado la exploración al poniente de la Chontalpa permitió el descubrimiento de los 
yacimientos Cinco Presidentes, Sanchez Magallanes, Ogarrio y la Central. 
En 1963 se construyó la planta de absorción de la Venta y la explotación de los campos 
Samaria, Carrizo y Platanal en las cercanías con Villahermosa, así mismo se intensifico 
el desarrollo de los campos de gas natural de los municipios de Jonuta, Centla y 
Macuspana. 
En 1972, se inició una nueva etapa en la producción de hidrocarburos en esta porción 
del país, con los descubrimientos de los campos que corresponden al mesozoico 
Chiapas – Tabasco. La producción de hidrocarburos se consolido como una de las 
principales actividades económicas del país, el área Chiapas – Tabasco permitió la 
expansión de la industria petrolera, a partir de 1974. Un factor importante en esa 
expansión fue el alza del crudo que permitió hacer perforaciones de más de 3500m. El 
desarrollo de los campos Cactus, Cunduacán, Samaria, Níspero y Sitio Grande dio 
como resultado un incremento notable en la producción de crudo y gas, en el distrito de 
Comalcalco la producción fue de 92,000 bls / día. 
A principios de los 80´s se descubrieron nuevos campos como Jujo – Tecominoacán, 
Cárdenas – Mora y Bellota, que resultaron productores. 
Durante los siguientes 5 años se encontraron en la parte norte y occidental los 
yacimientos más significativos de esta década: Puerto Ceiba, Sen, Caparroso y Pijije. 
Documentos diversos, Archivos de PEMEX, 1999. 
 
 
1.3 Reparación de Pozos Petroleros. 
 
Durante la vida útil de un pozo pueden ocurrir diferentes sucesos que lo sacan de 
producción y los cuales al ser analizados se le pueden aplicar medidas correctivas 
(reparación menor o mayor), dependiendo de la magnitud del problema. 
Hay que ser concientes que a un pozo petrolero se le debe dar mantenimiento 
correctivo (reparación), por lo tanto, es indispensable conocer las razones por la cual un 
pozo petrolero deja de ser productivo, una de las principales causas es por la falta de 
presión, ya que al no ejercer presión disminuye o se nulifica la producción del crudo o 
gas, existen otras causas como colapsos de tuberías que disminuyen sustancialmente 
la explotación. 
De aquí que se debe realizar una reparación menor o mayor, dependiendo de las 
condiciones en las que se encuentre el pozo ya sea por el tiempo de producción o por 
problemas productivos. 
 
En cambio con un buen monitoreo y con un mantenimiento correctivo adecuado se 
puede realizar la reparación eficientemente prosiguiendo a las siguientes técnicas: 
Retirar la tubería de producción (TP) e introducir una nueva TP, para posteriormente 
disparar la zona productiva y que fluya el crudo, más sin embargo es de vital 
6 
 
importancia la introducción de un lodo al pozo petrolero ya que en la zona sureste de 
México es común utilizar un fluido de baja densidad para aspectos de reparación ya que 
estas zonas son depresionadas y alcanzan temperaturas elevadas, en pocas palabras, 
los lodos de perforación-reparación son el fluido lubricante y transportador de desechos 
que se utiliza para perforar o reparar pozos petroleros. 
 
Una selección del fluido apropiado deberá considerarse de acuerdo a las operaciones 
específicas de reparación a los pozos. 
 
 
1.4 Descripción de las operaciones en mantenimiento a los pozos 
 
Las operaciones de mantenimiento (reacondicionamiento) a los pozos se llevan a cabo 
para lograr un aprovechamiento óptimo de la energía de los yacimientos en producción, 
así como para solucionar problemas mecánicos que impidan la extracción. 
A este tipo de intervención a los pozos se les denomina REPARACIONES, las cuales 
dependiendo de sus objetivos planificados podrán ser mayores o menores. 
 
Las operaciones de mantenimiento a un pozo se efectuarán cuando (previos estudios), 
éste cuente con las reservas suficientes de hidrocarburos. Distintosfactores intervienen 
desde su planeación: 
a) Los aspectos económicos que determinarán la intervención. 
b) La seguridad en todas las operaciones del reacondicionamiento. 
c) El impacto ambiental alrededor de la instalación de trabajo. 
d) El análisis de que es un recurso natural no renovable. 
 
Algunas operaciones son similares que las efectuadas en una terminación y dentro de 
ellas se mencionan las siguientes: 
 Corregir la invasión de agua salada de un intervalo productor. 
 Corregir daños a las formaciones productoras. 
 Efectuar corrección de cementaciones primarias de las TR´s. 
 Reparar daños a las TR´s por roturas o desprendimientos. 
 Intervenir un pozo por alta relación gas-aceite. 
 Rediseño del aparejo y empacador, redisparar intervalo productor. 
 
La explotación continua de los yacimientos originan cambios en las condiciones de 
extracción de hidrocarburos, los que a su vez ocasionan problemas en la operación de 
7 
 
los pozos afectando el estado mecánico de los accesorios que cada uno tenga en su 
interior. 
 
Estos problemas en la geometría del pozo pueden variar de acuerdo a la ubicación y 
región petrolera donde se encuentren, por lo que las operaciones a efectuar serán para: 
 Reacondicionar un aparejo fluyente 
 Reacondicionar un aparejo de bombeo neumático (BN) 
 Reacondicionar un aparejo de BN con cámara de acumulación 
 Un cambio de válvula de tormenta en el aparejo (pozos marinos) 
 Cambio de válvula de tormenta y punto de inyección del BN 
 Reacondicionar un aparejo con bombeo electrocentrífugo (BE) 
 Conversión de un aparejo fluyente a BN o BM 
 Reacondicionar un aparejo inyector de agua 
 Reacondicionar un aparejo inyector de nitrógeno 
 Reacondicionar un aparejo de bombeo mecánico (BM) 
 
Por consiguiente, el mantenimiento que se efectuará al pozo estará sujeto a la 
elaboración de un programa de intervención donde previamente fueron analizados 
todos los antecedentes. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
 
1.5 Razones para efectuar las operaciones de mantenimiento a los pozos 
 
Las razones para efectuar operaciones en una reparación mayor son: 
A. INVASION DE AGUA SALADA: Es un problema normal en yacimientos de hidrocarburos 
que aportan por empuje hidráulico y que por la explotación de los mismos, se 
incrementa el porcentaje de agua haciéndolo incosteable. La corrección se efectúa 
aislando el agua salada por medio de cementaciones a presión y redisparando el 
intervalo a un nivel donde sea costeable. Conociendo las propiedades de la formación y 
de los fluidos, se podrá calcular la profundidad donde se espera alcanzar que produzca 
el pozo satisfactoriamente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 FIGURA No. 1.1- DISPAROS EN NUEVO INTERVALO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Disparos aislados con cemento 
Disparos en nuevo intervalo 
Flujo de agua salada 
9 
 
B. AGOTAMIENTO Y BAJA RECUPERACION DEL INTERVALO: La explotación continua de un 
yacimiento trae como consecuencia cambios en las condiciones que ocasionan 
problemas en la operación de los pozos. Una de ellas es el abatimiento (baja) de 
presión a medida que se explotan, por lo que su energía propia disminuirá siendo 
insuficiente para que los pozos fluyan por sí mismos. En estos casos la reparación se 
efectúa para aislar el intervalo agotado por baja recuperación y la apertura de un nuevo 
intervalo para incorporar nuevamente el pozo producción. 
 
 
 FIGURA No. 1.2- POZO AGOTADO POR SOBRE EXPLOTACION 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aislamiento por sobreexplotación 
Apertura del intervalo productor 
Flujo de crudo o 
gas 
10 
 
C. DAÑOS A LAS FORMACIONES PRODUCTORAS: En las etapas de perforación, 
terminación e inclusive durante el mantenimiento a los pozos se utilizan distintos fluidos 
de control, causando en mayor o menor grado alteración en las propiedades de la roca, 
en la vecindad del pozo. Esto provocará un daño a la permeabilidad de la formación, la 
cual puede ser leve o severa. 
Entre las causas que originan estos daños se tienen: 
a) Invasión de partículas sólidas en los fluidos de control. 
b) Hinchazón de arcillas al ser desestabilizadas por el agua de filtrado del fluido. 
c) Bloqueo del agua o emulsión por el filtrado del fluido. 
Para este caso las operaciones de intervención, intentan recuperar, mejorar y 
aumentar la productividad de esas formaciones dañadas. El daño se elimina 
mediante fracturación, acidificación, inyección de aditivos adecuados a la formación; 
si es necesario inyectar cemento a presión y redisparar a través del intervalo 
productor. 
 
 
 FIGURA No. 1.3- ESTIMULACION O FRACTURAMIENTO 
PARA MEJORAR LA PRODUCTIVIDAD 
 
 
 
 
 
 
 
Inyección de nitrogeno 
para estimular pozo 
11 
 
D. CEMENTACIONES PRIMARIAS DEFECTUOSAS.- Estos problemas pueden ocasionar 
comunicación del intervalo productor con otra zona, debido a la deficiencia y 
canalización del cemento por el exterior de la TR, originando la falta de control de los 
hidrocarburos que aporte del pozo o bien la presencia de fluidos indeseables. Una 
planeación adecuada al elaborar el programa de intervención permitirá ejecutar las 
operaciones necesarias para su corrección. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FIGURA No. 1.4- CEMENTACIONES 
PRIMARIAS DEFECTUOSAS 
FIGURA No. 1.5-
CEMENTACIONES 
CORREGIDAS 
 
Cementaciones 
defectuosas 
Cementación 
corregida 
12 
 
E. DESPRENDIMIENTOS Y ROTURAS EN LAS TUBERIAS DE REVESTIMIENTOS 
Las fallas en las TR´s se presentan por fisuras o aplastamientos (colapsos) o 
desprendimientos. 
Las causas que los originan son la fatiga o desgaste del acero, esfuerzos de tensión, 
efectos de corrosión, esfuerzos excesivos de las formaciones alrededor de las tuberías, 
originados por sus características plásticas. 
Al presentarse estos problemas existe alto riesgos de que se presente un brote y pueda 
ocasionar hasta la pérdida del pozo. Siendo importante su reparación para integrarlo 
nuevamente a condiciones óptimas de producción. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 FIGURA No. 1.6- FALLA EN TUBERIA DE REVESTIMIENTO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Rotura 
Colapso 
13 
 
G. CAMBIO DE FUNCION DEL POZO 
Si opera en el sistema de recuperación primaria, puede acondicionarse para operar en 
el sistema de recuperación secundaria; lo cual significa que se aíslan los intervalos 
abiertos por medio de las cementaciones a presión y se abren otros; efectuándoles las 
pruebas necesarias para inyectar agua o N2 a la formación, obteniendo los 
hidrocarburos a través de un pozo productor. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 FIGURA No. 1.7- POZOS PREPARADOS PARA INYECCIÓN DE AGUA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
14 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 FIGURA No. 1.8- RECUPERACION SECUNDARIA 
POR INYECCIÓN DE AGUA 
 
H. INYECCIÓN DE AGUA 
Un sistema de recuperación secundaria de hidrocarburos se logra mediante la inyección 
de agua tratada a través de un pozo inyector seleccionado estratégicamente en un 
campo petrolero. Para ello se diseña un aparejo de inyección con la finalidad de que se 
inyecte el mayor volumen de agua al intervalo a cambio de proporcionarle energía a los 
fluidos dentro del mismo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Inyección de agua 
15 
 
FIGURA No. 1.9- DISPAROS 
OBSTRUIDOS 
1.6 Razones para efectuar operaciones de reparaciones menores 
 
A . ACUMULACION DE ARENA FRENTE A LOS INTERVALOS ABIERTOS 
Algunas formaciones como las arenas no consolidadas producen junto con los 
hidrocarburos, partículas pequeñas de arenas o sedimentos que por gravedad se 
depositan en el fondo del pozo y con el tiempo llegan a obstruir el intervalo abierto, 
generando tapones dentro de las tuberías disminuyendo el flujo paulatinamente hasta 
dejar de producir.B. TUBERIAS OBTURADAS EN SU INTERIOR CON SAL, ARENA O FLUIDOS 
Estos problemas restringen la explotación de los hidrocarburos. La causa directa 
será que la formaciones no son consolidadas y posiblemente se tengan defectos en la 
cementación primaria en las TR´s en los tramos del intervalo productor. 
16 
 
Se ha comprobado que los cambios de temperatura, presión y composición química 
del aceite y el contacto con sustancias de bajo pH provocan el desequilibrio con la 
consecuente precipitación de productos asfálticos y parafínicos presentes en menor o 
mayor proporción, depositándose en el interior de la tubería de producción, ocurriendo 
la falla en el aparejo que tenga el pozo. 
 
 FIGURA No. 1.10- TUBERIA DE REVESTIMIENTO OBTURADA 
 
 
17 
 
FIGURA No. 1.11- COMUNICACION 
EN TP Y TR 
C. COMUNICACION ENTRE TP Y TR 
Los daños en empacadores, que son parte del aparejo de producción, pueden y llegan 
a presentarse debido a la temperatura donde están anclados, el deterioro de los 
elastómeros (hules) y unidades de sello que se ajustan en el interior del empacador 
permanente; a los efectos corrosivos de los fluidos, desgaste por erosión y por el 
movimiento continuo del aparejo. Aunado a lo anterior algunos hidrocarburos arrastran 
sólidos que al comunicarse el flujo al espacio anular afectarán el mecanismo del 
empacador. 
Otra veces puede deberse a que no se aplicó correctamente el procedimiento de 
anclaje del empacador y a posibles defectos en el control de calidad durante una 
fabricación. 
 
 
FUGA EN JUNTA 
FISURA 
FALLA DE SELLO EN EL 
EMPACADOR 
TR 
TP 
18 
 
D. CAMBIOS EN EL APAREJO DE PRODUCCION O EN EL SISTEMA DE RECUPERACION DE 
ACUERDO A LA ETAPA PRODUCTIVA DEL POZO 
Los antecedentes productivos en cada pozo se atienden por medio de un banco de 
información computarizado, el cual una vez detectado el motivo y la causa en su 
declinación, requerirán del estudio para proponer una siguiente intervención bajo un 
determinado programa. 
 
E. AGOTAMIENTO TOTAL 
En campos de explotación avanzada los pozos llegan a declinar su producción a 
límites que hacen incosteables meterlos en operación, considerando agotado el 
yacimiento. Si no existe otra alternativa el pozo se interviene para su taponamiento, 
aislando los intervalos productores por medio de cementaciones a presión, tapones 
mecánicos o tapones de cemento. 
 
 
FIGURA No. 1.12- INTERVALOS CON FORMACIONES IMPRODUCTIVAS POR 
AGOTAMIENTO TOTAL 
 
 
 
19 
 
CAPITULO 2.- MARCO TEÓRICO (Definiciones, técnicas y 
modelos reológicos). 
 
Las principales funciones del fluido FAPX es la de controlar presiones de 
formación y de levantar recorte y ripios a superficie por su alta viscosidad y sus 
altas reologías, como comentario final este fluido es libre de sólidos y es 
altamente resistente a los contaminantes. 
 
2.1 Fluido de control 
Es el fluido circulatorio que se utiliza en un equipo de perforación o terminación 
de pozo, formado por una mezcla de aditivos químicos que proporcionan 
propiedades físico – químicas idóneas a las condiciones operativas y a las 
características de la formación litológica a perforar. La estabilización de sus 
parámetros físico – químicos, así como la variación de los mismos al contacto 
con los contaminantes liberados en la formación perforada, son controlados 
mediante análisis continuos. 
 
2.2 Presa de lodos 
Son recipientes metálicos que almacenan el fluido de control en un equipo de 
perforación, con capacidad variable entre 40 y 70m3, cuenta con agitadores 
electromecánicos, pistolas hidráulicas, tanto de fondo como superficiales; 
válvulas y líneas para la recirculación del fluido 
 
2.3 Bomba de lodos 
Es la encargada de hacer circular el fluido de control a través del sistema 
circulatorio integrado por las tuberías de perforación, presas metálicas, molino y 
espacio anular del pozo, debe tener un gasto y presión de bombeo que depende 
del diámetro del molino o barrena empleada y de las características de la 
formación que se perfora. 
 
2.4 Tubería de perforación 
Tiene como función principal transmitir la rotación y peso a la barrena y esta al 
girar corte la formación. A la vez, será el ducto para conducir al fluido de 
perforación hacia el área de corte de la barrena. 
20 
 
 
2.5 Barrena 
Es el elemento principal que efectúa el corte de la formación con la ayuda del 
fluido de control, cuyo flujo pasa a gran velocidad a través de sus toberas. 
 
2.6 Equipo de control de sólidos 
Son dispositivos auxiliares empleados en el sistema circulatorio del fluido de 
control. Separa los sólidos de tamaño variable provenientes del corte de la 
barrena así como de los gases de la formación perforada, limpia y aprovecha 
mejor el fluido de control para optimizar la velocidad de penetración y el 
rendimiento de los aditivos químicos. 
 
2.7 Reparación mayor 
Es una serie de actividades operativas a realizar, con la finalidad de mantener 
un pozo en constante producción, por medio de la alteración de las condiciones 
de flujo de los yacimientos programados. 
 
2.8 Reparación menor 
Es cuando se interviene un pozo para que las actividades operativas sean 
encausadas a corregir fallas que se presentan en el estado mecánico del 
aparejo de producción 
 
 
2.9 Clasificación de los fluidos de perforación 
 
En cada etapa de la perforación del pozo, la selección del lodo que se utilizará, 
tiene como antecedente el pronóstico de las condiciones que se encontrarán 
antes, como durante la perforación de las formaciones que serán atravesadas; 
las zonas previstas con geopresiones; los problemas de estabilidad de las 
paredes del agujero; los costos que serán erogados por este concepto y los 
cuidados al medio ambiente. 
 
 
21 
 
2.9.1 Fluidos Base Agua 
El agua dulce. 
 Las soluciones: Son compuestos de productos químicos que no se separan 
del agua, aunque ésta quedara estática por un tiempo prolongado. Entre 
ellas se encuentran las SALMUERAS, que pueden ser de cloruro de sodio, 
cloruro de calcio, cloruro de potasio y otras. Estas soluciones salinas se 
mezclan con facilidad, algunas su costo es relativamente bajo, no existe el 
peligro de incendio o explosión. Sin embargo en algunos lugares pueden 
constituir un riesgo para el entorno ecológico. 
 Las emulsiones: Son fluidos cuya fase continua es el agua y la discontinua o 
emulsificante es el aceite. 
 Los lodos: Formados por una suspensión de sólidos, como son las arcillas, la 
barita y los ripios de la formación en cualquiera de los líquidos anteriores. En 
ocasiones se les agrega ciertas sustancias químicas según se requiera para 
mejorar o modificar las propiedades generales. 
 
 
2.9.2 Fluidos Base Aceite 
 El aceite en su componente principal y como máximo debe contener menos 
de un 10% de agua emulsionada en una composición general. Este fluido 
podrá ser aceite mineral o diesel. El uso no provoca daños a los intervalos 
abiertos, pero está limitado su empleo para pozos de baja presión. Deberán 
tenerse los equipos adecuados para extinguir fuegos y en lugares de fácil 
acceso. 
 Emulsión Inversa: En estos fluidos el aceite es la fase continua y el agua 
dulce o salada es la fase discontinua. En su composición el contenido de 
agua es mayor al 10% y su estabilidad dependerá de uno o más de los 
siguientes componentes: agentes de suspensión, agentes humectantes y 
emulsificantes, agentes de control de filtración, reductores de viscosidad, 
cantidad y tipo de material sólidos para aumentar su densidad. 
 Emulsión directa: En este caso el agua constituye la fase dispersa (continua) 
y el aceite forma la fase discontinua. Cuando éstos son analizados, los 
filtrados son bajos y siempre será aceite. Al agregarle determinados agentes 
de suspensión permiten elevadas viscosidades y poder de suspensión, para 
lo cual deberán atendérseles constantemente en su tratamiento, evitando 
durante su preparación que no se excedan materiales sólidosque provoque 
taponamiento en la formación. 
 
 
2.9.3 Fluidos sintéticos con polímeros 
 
Estos lodos incorporan químicos generalmente de cadena larga de alto peso 
molecular, son efectivas en la floculación del lodo, incrementando viscosidad, 
22 
 
reduciendo pérdidas de filtrado y estabilizando la formación. Varios tipos de 
polímeros están disponibles para este propósito, incluyendo bentonitas 
extendidas las cuales tienen una alta solubilidad al ácido que las bentonitas y 
por lo tanto reducen la cantidad de arcilla necesaria para mantener viscosidad. 
Biopolímeros y polímeros de enlace cruzado son normalmente usados y se tiene 
buenas propiedades débiles de corte a concentraciones bajas de productos. 
Son fluidos preparados con polímeros orgánicos de fase continua como los 
esteres, los éteres, las poliolefinas, los glicoles. 
Estos fluidos se diseñaron como una alternativa para mejorar los lodos de 
aceites y aceite mineral con la finalidad de superar el impacto negativo en el 
entorno ecológico de los fluidos tradicionales de emulsión inversa. En su 
preparación contienen los mismos componentes que los de base aceite, 
adicionándoles otros productos químicos para mantener sus características y 
propiedades requeridas. 
 
 
2.9.4 Gases 
 
Gases secos: Estos fluidos lo componen: el aire, el gas natural, los gases de 
escape, los gases de combustión; como son el bióxido de carbono (CO2); el 
metanol (CH4); el nitrógeno (N2), 
 Las nieblas: Su composición se forma de pequeñas gotas de agua o lodo 
arrastradas en una corriente de aire. 
 Las espumas: Son una composición de burbuja de aire arrastradas y 
rodeadas por una película de agua que contiene un agente estabilizador 
superficial (surfactante) para la espuma. 
 Las espuma estables: En su mayoría son espumas formadas por materiales 
que fortalecen la película, como son los polímeros orgánicos y la bentonita. 
 Sin duda el gas natural obtenido de las mismas zonas producidas puede 
utilizarse para perforar áreas depresionadas o expuestas a pérdida de 
circulación. En este caso el pozo queda controlado solo por la contrapresión 
de superficie. Sin embargo su manejo es extremadamente peligroso e 
inflamable, además de requerirse unidades de alto volumen y alta presión. 
No es recomendable su aplicación si no se tiene las condiciones de 
seguridad que establecen los reglamentos. 
 Para las etapas de terminación del pozo, durante la estimulación y prueba de 
los intervalos perforados, el uso del gas nitrógeno es el que se utiliza. Siendo 
un gas inerte, posee varias cualidades que lo hacen confiable. Químicamente 
no dañará la formación, a los materiales metálicos y elastómeros que forman 
parte del aparejo de producción. Además permitirá hacer un “barrido” en el 
tramo perforado al someterlo a prueba de producción. 
 
 
 
23 
 
 
 
 
 
 
FIGURA No. 13.- CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1) FLUIDOS 
 BASE AGUA 
 
 
 
 
 
 
2) FLUIDOS 
 BASE ACEITE 
 
 
3) FLUIDOS 
 SINTETICOS 
 
4) GASES 
a.- Sódicas 
b.- Cálcicas 
c.- Polímeros y Densificantes 
 FLUIDOS DE 
PERFORACION 
1.- ESPUMAS 
 
2.-SALMUERAS 
 
3.-BENTONITICOS 
4.CROMOLIGNOSULFONATO 
5.- TRATADOS CON CALCIO 
6.- AGUA DULCE 
7.- EMULSION INVERSA 
8.- FLUIDOS DE BAJA DENSIDAD 
24 
 
2.10 Funciones de los aditivos 
 
La clasificación de las funciones de cada aditivo son aquellas que han sido 
aceptadas por el Subcomité de la Asociación Internacional de Contratistas de 
Perforación (IADC) relacionados a los Fluidos de Perforación. Algunos aditivos 
tienen múltiples usos cuyas funciones son listadas en una primera y segunda 
categoría. 
 
 
2.10.1 Aditivos para control de pH, Alcalinidad 
 
Productos diseñados para controlar el grado de acidez o alcalinidad de un fluido, 
puede incluir cal, sosa cáustica y bicarbonato de sodio. 
 
 
2.10.2 Bactericidas 
 
Productos usados para reducir la cantidad de bacterias paraformaldeido, sosa 
cáustica, cal, almidón, preservativos son comúnmente usados. 
 
 
2.10.3 Removedores de Calcio 
 
La sosa cáustica, ceniza, bicarbonato de sosa y ciertos polifosfatos mejoran la 
mayoría de los químicos diseñados para prevenir y vencer los efectos 
contaminantes de la anhidrita, yeso o ambas formas de sulfato de calcio. 
 
 
2.10.4 Inhibidores de corrosión 
 
La cal hidratada y sales de aminas son frecuentemente adicionadas a los 
sistemas para monitorear la corrosión. Un buen fluido conteniendo un adecuado 
porcentaje de coloides, ciertos lodos emulsionados, y lodos de aceite exhiben 
excelentes propiedades de inhibir la corrosión. 
 
2.10.5 Desespumantes 
 
Son productos diseñados para reducir la acción espumante particularmente en 
lodos salados y salmueras saturadas. 
 
2.10.6 Emulsificantes 
 
Son productos para crear una mezcla heterogénea de dos líquidos. Estos 
incluyen lignosulfonato emulsionados, ciertos agentes activos de superficie 
cargados de manera aniónica o no iónica (cargados negativamente o sin carga). 
25 
 
 
 
2.10.7 Reductores de filtrado 
 
El filtrado o reductores de pérdida tales como la bentonita, CMC y almidones 
pregelatinizados sirven para cortar la pérdida de filtrado, que es una medición de 
la tendencia de la fase líquida del fluido de perforación de pasar dentro de la 
formación. 
 
 
2.10.8 Floculante 
 
Estos son algunas veces usados para incrementar el esfuerzo del gel, 
salmueras, cal hidratada, yeso y tetrafosfatos de sodio pueden ser usados para 
causar partículas coloidales en suspensión, para agrupar dentro de racimos, 
causando sólidos libres de asentamiento 
 
 
2.10.9 Agentes espumantes 
 
Estos son químicos usados con frecuencia y actúan como surfactantes (agentes 
activos de superficie) para generar espuma en presencia de agua. Estos 
agentes espumantes permiten al aire o gas incorporarse al fluido. 
 
2.10.10 Materiales para pérdidas 
 
La primera función de los aditivos de pérdida de circulación es para obturar la 
zona de pérdida en la formación frente a la cara expuesta del agujero, a fin de 
que las subsecuentes operaciones no provoquen pérdida de fluidos de 
perforación. 
 
2.10.11 Agentes lubricantes 
 
Se elaboran para presiones extremas y son diseñados para reducir el torque e 
incrementar la potencia sobre la barrena por la reducción del coeficiente de 
fricción. Ciertos aceites, polvo de grafito y jabones son usados para este 
propósito. 
2.10.12 Agentes liberadores de tubería 
 
Consisten principalmente en detergentes, jabones, aceites, surfactantes y otros 
químicos; estos agentes intentan ser expuestos en una área con tendencias de 
pegadura de tubería para reducir fricción, incrementando la lubricidad e 
inhibiendo el hinchamiento de la formación. 
 
 
26 
 
2.10.13 Control de inhibidores de lutitas 
 
El yeso, silicato de sodio, lignosulfonatos de calcio, tales como la cal y la sal, son 
usados para el control de hidratación o desintegración de ciertas lutitas. 
 
 
2.10.14 Agentes activos de superficie 
 
Se conocen como surfactantes porque reducen la tensión interfacial entre las 
superficies en contacto (agua/aceite, agua/sólido, agua/aire, etc). Estos algunas 
veces pueden ser emulsificadores, desemulsificantes, floculantes o 
defloculantes. Dependiendo sobre la acción en la superficie. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.11 Propiedades reológicas de los fluidos 
 
Reología: Estudia los cambios y deformaciones de un fluido en movimiento, 
estos cambios dependen del flujo y de las propiedades reológicas del fluido 
 
La medición de las propiedades reológicas de un fluido son de importancia para 
efecto de cálculo de pérdidas de presión por fricción, para determinar la 
capacidad de acarreo de los recortes que se generan en el fondo durante la 
perforación, para analizar la contaminación del fluido y para poder determinar los 
cambios de presión en el fondo del pozoal sacar o meter la sarta de perforación. 
Las propiedades fundamentales a controlar son: viscosidad y gelatinosidad. 
27 
 
La medición de viscosidad se puede realizar con el embudo Marsh o bien con el 
Viscosímetro Fann. 
 
 
2.11.1 Técnicas para determinar la viscosidad Marsh. 
 
Las medidas de viscosidad tradicional en la instalación se hacen con el embudo 
Marsh que mide el tiempo el escurrimiento de ¼ de galón de lodo. La llamada 
viscosidad Marsh es la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto de 
galón (0.946 lt) pase a través del tubo de 3/16 pg, de diámetro que se tiene en el 
extremo inferior del embudo. El valor del tiempo de escurrimiento es un indicador 
cualitativo del lodo. Para obtener su calibración, se llena el embudo con 1500 
cm³ de agua dulce a temperatura de 22 – 27° C y permitir su salida para llenar el 
pocillo que tiene su marca de referencia correspondiente a ¼ de galón; anotando 
el tiempo que se llevó llenar el cuarto de galón. 
El tiempo empleado de calibración deberá ser de 26 segundos. 
Para obtener resultados confiables al utilizar el embudo deberá estar limpio y 
libre de irregularidades internamente. 
a) Deberá tomarse la muestra en la salida de la línea de flote, pasar la muestra 
al embudo a través de la malla hasta un nivel que alcance al ras de ésta en el 
embudo, mantenido tapado el orificio de salida con un dedo. 
b) Inmediatamente quitar el dedo del orificio de salida y permitir el escurrimiento 
del lodo al pocillo, controlando el tiempo de escurrimiento del cuarto de 
galón, es decir, hasta que el lodo alcance la marca en el pocillo. La cantidad 
de segundos que tarda en escurrir ese cuarto de galón representa la 
viscosidad Marsh. 
c) También registre la temperatura de la muestra en grados centígrados. 
La mejor medición de las propiedades reológicas del lodo de perforación se 
obtiene a través del viscosímetro Fann VG-35 Permitiendo proporcionar la 
viscosidad plástica en centipoises mediante la resta de la lectura de 300 a 600 
RPM. Y el punto de cedencia de la resta de la lectura de la viscosidad plástica 
de la lectura a 300 RPM. La medida de la resistencia del flujo que proporciona 
un fluido está relacionado por la fricción entre sus partículas suspendidas y la 
fase líquida continua. 
permitiendo proporcionar la viscosidad plástica en centipoises mediante la resta 
de la lectura de 300 a 600 RPM. Y el punto de cedencia de la resta de la lectura 
de la viscosidad plástica de la lectura a 300 RPM. La medida de la resistencia 
del flujo que proporciona un fluido está relacionado por la fricción entre sus 
partículas suspendidas y la fase líquida continua. 
 
La cualidad tixotrópica del fluido se mide en lb/100 pie². 
Esto significa que a mayor cantidad de partículas para densificar habrá mayor 
número de partículas en fricción. 
Las cualidades de tixotropía del fluido también representan una resistencia al 
flujo, ya que a mayor densidad, mayor capacidad de sustentación tendrá el lodo. 
28 
 
Deberá tomarse en cuenta sobre todo, si el fluido queda bajo condiciones 
estáticas. Se expresa el gel en lb/100 pie², concluyendo a mayor densidad, 
mayor viscosidad y gelatinosidad (fuera de control), se tendrán mayores 
pérdidas por fricción en el sistema de circulación. 
 
 
2.11.2 Técnicas para determinar la densidad del fluido 
 
Para determinar la densidad del fluido de perforación se usa la balanza 
tradicional para lodos. Esta balanza está compuesta de su propia base y una 
barra graduada por ambos lados, en un extremo tiene el recipiente para el lodo 
con su tapa; cerca de este depósito está el punto de apoyo de la balanza con el 
soporte y en el otro extremo está el depósito de balines para calibración de la 
balanza y un pilón que se desliza para hacer nivelar el peso del lodo. 
Antes de usar una balanza para lodos es necesario conocer su calibración y se 
hace con agua dulce destilada dando una lectura de 1 gr/cm³ = 8.33 lb/galón. Si 
no existe nivelación con este valor deberá ajustarse su tornillo o bien, con sus 
balines si es de este tipo. 
Las lecturas de las graduaciones en ambas caras de la balanza serán en gr/cm³, 
lb/gal, lb/pie³ y lb/pg²/1000 pie. 
 
 El procedimiento para determinar la densidad de un fluido es como sigue: 
 Colocar la base sobre una superficie firme nivelada. 
 Llene la copa con el fluido que se va a pesar. 
 Coloque la tapa girándola permitiendo salir fluido por el orificio central de 
la tapa. 
 Presionando con el dedo a la tapa del recipiente para lodo, lavar y con 
una franela secar el exceso de agua. 
 Colocar la balanza sobre su soporte correr al pilón para lograr su 
nivelación. 
 Leer sobre la escala la densidad del lodo. 
 Registrar la densidad del lodo 
 Eliminar el lodo de la copa después de su uso. Lavar la tapa, la copa, la 
balanza completa y secarla a fin de mantenerla lista para su siguiente 
uso. 
Tabla No 1.- Términos Reológicos 
 
TERMINO REOLÓGICO UNIDADES DEFINICIÓN 
Velocidad de Corte 
 
 
 
Seg-1 Cambio de velocidad del 
fluido dividido por el 
ancho del canal a través 
del cuál el flujo se 
desplaza en flujo laminar 
Esfuerzo de Corte Lb / 100 ft2 La fuerza por unidad de 
superficie para mover un 
fluido a una velocidad de 
29 
 
corte dada. 
Viscosidad cP Esfuerzo cortante de un 
fluido dividido por la 
velocidad de Corte 
Viscosidad efectiva cP La viscosidad usada para 
describir el fluido que 
fluye a través de una 
geometría particular; al 
cambiar las geometrías 
del pozo, también cambia 
la viscosidad efectiva 
Punto cedente Lb / 100ft2 El punto cedente es la 
medida de la resistencia 
al flujo causada por las 
fuerzas de atracción 
entre las partículas del 
fluido. Esto se debe a 
cambios en la superficie 
de las partículas. 
Esfuerzo cedente Lb / 100ft2 Mediciones del esfuerzo 
cortante de un fluido Pa 
dependientes del tiempo 
bajo condiciones del gel 
estáticas. Las 
resistencias del gel son 
medidas comúnmente 
después de intervalos de 
10 segundos, 10 minutos, 
y 30 minutos, pero 
pueden ser medidas para 
cualquier espacio de 
tiempo deseado. 
 
Resistencias del gel Lb / 100ft2 Es la resistencia al flujo 
debida a la fricción entre 
las partículas ya sea por 
su tamaño, cantidad y 
forma 
Viscosidad Plástica cP Este valor describe el 
grado de comportamiento 
adelgazante del fluido 
Índice de flujo (n) ninguna Este describe solamente 
el flujo dinámico y es de 
igual concepto que la 
30 
 
viscosidad plástica. 
Índice de consistencia (k) cP 
 
 
2.11.3 Regímenes de flujo 
 
Hay tres tipos básicos de regímenes de flujo, que son: 
 Laminar 
 Transición 
 Turbulento 
 
El flujo laminar tiene lugar entre bajas y moderadas velocidades de corte en que 
las capas de fluido pasan unas junto de otras en forma ordenada. Este 
movimiento es paralelo a las paredes del cauce a través del cuál se mueve el 
fluido. La fricción entre el fluido y las paredes del canal es menor en este tipo de 
flujo. Los parámetros reológicos del lodo son importantes para el cálculo de las 
pérdidas de presión por fricción en lodos de flujo laminar. 
 
El flujo turbulento se produce a altos índices de cizallamiento, cuando el fluido se 
mueve en forma desordenada. En flujo turbulento las partículas son arrastradas 
por giros al azar y remolinos de corrientes. La fricción entre el fluido y las 
paredes del canal es mayor para este tipo de flujo. Los parámetros reológicos no 
son de gran significación para el cálculo de las pérdidas de presión friccional 
para lodos de flujo turbulento. 
 
Tiene lugar el flujo transicional cuando cambia de laminar a turbulento o 
viceversa. La velocidad critica de un fluido es la velocidad particular a la cuál el 
flujo cambia de laminar a turbulento o viceversa. 
 
 
 
2.11.4 Tipos de fluidos 
 
Hay dos tipos básicos de fluidos, Newtoniano y no Newtoniano, se han 
desarrollado modelos reológicos e hidráulicos para caracterizar el 
comportamiento del flujo de estos dos tipos de fluidos. 
 
Los fluidosNewtonianos tienen una viscosidad constante a determinadas 
condiciones de temperatura y presión. Los fluidos newtonianos comunes 
incluyen: 
31 
 
 
 Diesel 
 Agua 
 Gasolina 
 Salmueras claras 
 
Los fluidos no newtonianos tienen viscosidades que dependen de velocidades 
de corte medidas para determinadas condiciones de temperatura y presión. 
Ejemplos de fluidos no newtonianos incluyen: 
 
 La mayoría de los fluidos de perforación 
 El cemento 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 2.11.5 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 pseudoplásticos no newtonianos. Los más importantes 
modelos reológicos aplicables a ellos son: 
 
 Modelo Newtoniano 
 Modelo de Bingham 
 Modelo de la Ley de la Potencia 
 Modelo de la Ley de Potencias Modificada 
32 
 
 
Las siguientes figuras ilustra perfiles reológicos típicos para fluidos Newtonianos, 
Plásticos tipo Bingham, fluidos de Ley de la Potencia, y fluidos de Ley de 
Potencia Modificada. Se incluye también un perfil reológico típico de fluido de 
perforación para demostrar que estos modelos reológicos no caracterizan muy 
bien a los fluidos de perforación no newtonianos. El modelo de ley de la potencia 
modificada es el modelo más exacto para predecir el comportamiento reológico 
de los fluidos de perforación comunes. 
Es el más exacto porque requiere de un algoritmo de computadora para obtener 
soluciones, un mínimo de tres mediciones y la presición del modelo es mayor 
cuando se introducen varios datos adicionales. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Gráfica No.-1 Modelo Newtoniano 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NEWTONIANO 
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
33 
 
LODO 
BINGHAM 
LEY DE 
POTENCIA 
NEWTONIANO 
DILATANTE 
 
 
 
 VELOCIDAD DE CORTE 
 
En la grafica 1. se describe una viscosidad constante a determinadas 
condiciones de temperatura y presión, para fluido Newtoniano. 
 
VCEC * ……………………. ec 1 
 
Gráfica No 2.- Modelos Reológicos 
Comparación de los diferentes modelos reológicos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 VELOCIDAD DE CORTE 
 
En esta gráfica se muestra que los modelos de fluido de Bingham, ley de la 
potencia y newtoniano no predicen el mismo comportamiento que un fluido de 
perforación típico. 
 EL MODELO DE BINGHAM 
 
Este modelo describe el flujo laminar por medio de la ecuación siguiente: 
EC = PC + (VP × VC) ………….ec 2 
 
Las normas corrientes de API requieren que el cálculo de PC y VP se haga 
usando las ecuaciones siguientes: 
 
VP = L600 – L300 ……………….. ec 3 
PC = L300 – VP, o …………….. ec 4 
PC = (2 × L300) – L600 ………… ec 5 
 
Debido a que el modelo asume comportamiento verdaderamente plástico, el 
índice de flujo de un fluido que concuerde con este modelo debe tener n = 1. 
Lamentablemente, no es frecuente que esto ocurra y el modelo por lo común 
 
 
 
 
 
 
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
34 
 
predice en exceso los esfuerzos de punto cedente (esfuerzo de corte a una 
velocidad de corte cero) en un 40 a 90 por ciento. Un método rápido y fácil para 
calcular esfuerzos de punto cedente más realistas consiste en suponer que el 
fluido muestra comportamiento verdaderamente plástico únicamente en la 
escala de bajo índice de cizallamiento. Se puede calcular un punto cedente de 
baja velocidad de corte (LSR PC) usando la siguiente ecuación: 
 
LSR PC = (2 × L3) - L6 ……….. ec 6 
 
Este cálculo produce un valor del esfuerzo de punto cedente próximo al que 
producen otros modelos más 
 
Donde: 
 
LSR PC: Punto cedente de baja velocidad de corte 
 
L600 : Lectura a 600 RPM 
 
L300 : Lectura a 300 RPM 
 
L6 : Lectura a 6 RPM 
 
L3: Lectura a 3 RPM Esfuerzo de corte medido en lb/100 pies
2 
 
PC : Punto cedente en lb/100 pies2 
 
VP : Viscosidad plástica en cP 
 
VC : Velocidad de corte en seg-1 
EC : Esfuerzo de corte medido en lb/100 pies2 
 
 
Gráfica No.-3, Modelo de Bingham 
 
Esta grafica de Bingham describe el flujo laminar, el índice de flujo de un fluido 
que concuerde con este modelo debe tener n=1 
El criterio que se utilizo para describir n, es que n sea un fluido plástico 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LODO 
BINGHAM 
 
 
 
 
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
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T
E
 
35 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 VELOCIDAD DE CORTE 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 EL MODELO DE LEY DE POTENCIAS 
 
Describe el comportamiento reológico del fluido usando la siguiente ecuación: 
 
EC = K × VCn 
 
Este modelo describe el comportamiento reológico de fluidos de perforación 
base polímero que no presentan esfuerzo de punto cedente (p.ej., salmueras 
claras viscosificadas). Algunos fluidos viscosificados con biopolímeros se 
pueden describir también por comportamiento de la ley de la potencia. 
 
Las ecuaciones generales para calcular el índice de flujo (n) y el índice de 
consistencia (K), de un fluido son: 
 
 
36 
 
n
VC
EC
K
VC
VC
EC
EC
n
2
2
1
2
1
2
log
log
 
 
 
Donde: 
 
EC2 : Esfuerzo de corte a una velocidad de corte más alta 
 
EC1 : Esfuerzo de corte a una velocidad de corte más baja 
 
n : Índice de flujo 
 
VC2 : es la velocidad de corte más alta 
 
VC1 : es la velocidad de corte más baja 
 
K : es el índice de consistencia 
 
VC : Velocidad de corte en seg-1 
 
EC : Esfuerzo de corte medido en lb/100 pies2 
 
 
Gráfica No. 4.- Modelo de Ley de Potencia 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LODO 
LEY DE POTENCIA 
 
 
E
S
F
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Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
37 
 
 VELOCIDAD DE CORTE 
 
Este gráfico describe el comportamiento reológico de fluidos de perforación base 
polímero que no presentan esfuerzo de punto cedente 
 
 
 
 EL MODELO DE LEY DE LA POTENCIA MODIFICADA 
(HERSCHEL-BULKLEY) 
 
Debido a que la mayoría de los fluidos de perforación presentan esfuerzo 
cortante, el modelo de Herschel-Bulkley (punto cedente-ley de la potencia 
modificada [MHB]) describe el comportamiento reológico de los lodos de 
perforación con mayor exactitud que ningún otro modelo. El modelo MHB usa la 
siguiente ecuación para describir el comportamiento de un fluido: 
 
nVCKECEC 0 
 
Donde: 
 
EC : Esfuerzo de corte medido en lb/100 pies2 
 
K : es el índice de consistencia 
 
n : Índice de flujo 
 
VC : Velocidad de corte en seg-1 
EC0 : es el esfuerzo de punto cedente del fluido (esfuerzo de corte a 
velocidad de corte cero) en lb/100 pies2 
 
 
Los valores de K y n en el modelo MHB son calculados de manera diferente que 
sus contrapartes en el modelo de la ley de la potencia. El modelo MHB se 
reduce al modelo de Bingham cuando n=1 y se reduce al modelo de la ley de la 
potencia cuando EC=0. Una ventaja evidente que tiene el modelo MHB sobre el 
modelo de ley de la potencia es que, de un conjunto de datos metidos, se 
calcula un solo valor para n y un solo valor para K. 
 
Nota: El modelo MHB requiere: 
 Un algoritmo de computadora para obtener soluciones. 
 Un mínimo de tres mediciones de esfuerzo cortante e índice de 
cizallamiento para la solución. La precisión del modelo es mayor cuando 
se introducen 
más datos adicionales. 
 
38 
 
 
Gráfica No. 5.- Modelo de Ley de Potencia Modificada 
 
 
 
 
 
 LODO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 VELOCIDAD DE CORTE 
 
Este gráfico describe el comportamiento reológico de los lodos de perforación 
con mayor exactitud. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 LEY DE POTENCIA MODIFICADA 
 
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 C
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E
 
39 
 
CAPÍTULO 3.- DESARROLLO EXPERIMENTAL 
 
Este desarrollo experimental se realizó en el laboratorio de campo del pozo Sunuapa 
201. Los equipos utilizados fueron: viscosímetro Fann, balanzade lodos, retorta para 
cuantificar la cantidad de sólidos y líquidos, Filtro APAT. 
 
3.1. Fluido FAPX 
 
Este tipo de fluido es de baja densidad y es una emulsión directa, se utiliza únicamente 
en reparación ya que las presiones son casi nulas o no hay presión y la densidad varía 
de 0.86 – 0.90 g/cc, los componentes que lo forman son tres: 
 Agua 200 lt/m3 
 Diesel 800 lt/m3 
 Emulsificante 20 lt/m3 
 
 
3.2. Pruebas de evaluación al fluido FAPX 
Las pruebas de evaluación son: 
 
 Densidad 
 Viscosidad Marsh 
 Cantidad de sólidos y líquidos (retorta) 
 Reología 
 Tixotropía 
 Filtrado APAT 
 
Estas pruebas se describen en el Capítulo 2 de este trabajo. 
 
Para cada una de estas pruebas se obtuvieron valores, que se reportan en las 
siguientes tablas: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
40 
 
Tabla No. 2.- Resultados de las pruebas reológicas aplicadas al pozo Sunuapa 
201, a través de la bomba de lodos y analizados a 49ºC, donde se muestra la 
Velocidad de Corte vs Esfuerzo de Corte a diferentes segundos Marsh 
 
60 seg 
Marsh 
572 seg 
Marsh 
305 seg 
Marsh 
180 seg 
Marsh 
324 seg 
Marsh 
310 seg 
Marsh 
302 seg 
Marsh 
280 seg 
Marsh 
630 seg 
Marsh 
680 seg 
Marsh 
Lectura 
600 RPM 78 185 205 164 217 150 147 128 226 216 
Lectura 
300 RPM 42 120 162 106 144 97 95 84 154 153 
Lectura 
200 RPM 25 90 108 84 114 74 70 64 123 115 
Lectura 
100 RPM 12 67 66 56 74 47 45 40 79 78 
Lectura 6 RPM 3 13 16 14 14 9 8 7 28 28 
Lectura 3 RPM 2 10 10 12 10 8 6 6 14 22 
Va cP 39 92,5 70 82 108,5 75 73,5 110 113 108 
Vp cP 36 65 42 58 73 53 52 75 72 63 
Pc lb/100ft^2 6 55 56 48 71 44 43 70 82 90 
APAT Ml 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 
ENJARRE Mm 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 
GEL 0 lb/100ft^2 1 12 14 14 14 11 8 12 17 23 
GEL 10 lb/100ft^2 2 13 16 16 11 12 9 16 22 25 
DENSIDAD g/cm
3
 0,88 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 0,86 
SOLIDOS % 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 
AGUA % 32 15 20 18 20 20 20 23 20 22 
ACEITE % 68 85 80 82 80 80 80 77 80 78 
 
 
Tabla No. 3.- Velocidad de Corte vs Esfuerzo de Corte del Comportamiento del 
fluido o lodo analizados a 60, 572, 305, 180, 324, 310, 302, 280, 630 y 680 seg. 
En esta tabla se muestra que calculando la Velocidad de Corte nos da un 
Esfuerzo de Corte que depende de la viscosidad Marsh 
1,0678 
Esfuerzo 
de Corte 
Reología 
Velocidad 
de Corte 60 SEG 
572 
SEG 
305 
SEG 
180 
SEG 
324 
SEG 
310 
SEG 
302 
SEG 
280 
SEG 
630 
SEG 
680 
SEG 
Lectura 
600 1021,8 83,2884 197,543 218,899 175,119 231,713 160,17 156,967 136,678 241,323 230,645 
Lectura 
300 510,9 44,8476 128,136 172,984 113,187 153,763 103,577 101,441 89,6952 164,441 163,373 
Lectura 
200 340,6 26,695 96,102 115,322 89,6952 121,729 79,0172 74,746 68,3392 131,339 122,797 
Lectura 
100 170,3 12,8136 71,5426 70,4748 59,7968 79,0172 50,1866 48,051 42,712 84,3562 83,2884 
Lectura 
6 10,218 3,2034 13,8814 17,0848 14,9492 14,9492 9,6102 8,5424 7,4746 29,8984 29,8984 
Lectura 
3 5,109 2,1356 10,678 10,678 12,8136 10,678 8,5424 6,4068 6,4068 14,9492 23,4916 
 
En las gráficas posteriores se ve claramente la linealidad de los diferentes Esfuerzos de 
Corte vs Velocidad de Corte ya que al ir variando la viscosidad Marsh también varía la 
linealidad de dichos modelos reológicos. 
41 
 
De acuerdo a la tabla 2 y 3 los valores del Esfuerzo de Corte con la Velocidad de Corte 
tomando como variable independiente la Velocidad de Corte y como dependiente el 
Esfuerzo de Corte se elaboran las gráficas 6 a la 15 con el modelo reológico de 
Bingham y de la tabla 4, 5 y 6 se grafican los datos para el modelo reológico de ley de 
potencia y que se muestran en las graficas 16 a la 25, estos datos se comparan en la 
tabla 7 y ahí se muestra que para el fluido FAPX el modelo reológico que más se ajusta 
es el de Bingham porque la fase continua es el agua y la fase dispersa es el aceite 
aunque tenga una relación mayor de aceite . 
 
El ajuste lineal es de acuerdo con el método de mínimos cuadrados, la cual consiste en 
encontrar una función que se aproxime a los datos e Intenta minimizar la suma de 
cuadrados de las diferencias ordenadas (llamadas residuos) entre los puntos generados 
por la función y los correspondientes en los datos. La técnica de mínimos cuadrados se 
usa comúnmente en el ajuste de curvas y en este caso se ajusta los datos a una línea 
recta, para obtener el valor mínimo de error de los datos obtenidos. 
 
 
 
Gráfica No. 6.- En esta gráfica se ve claramente la linealidad del Esfuerzo de Corte 
contra la Velocidad de Corte a 60 seg Marsh 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 60 SEG MARSH
y = 0,0806x + 1,1575
R
2
 = 0,9967
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
http://es.wikipedia.org/wiki/Funci%C3%B3n_%28matem%C3%A1tica%29
http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=M%C3%A1ximo_y_m%C3%ADnimo&action=edit&redlink=1
http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Teor%C3%ADa_de_errores&action=edit&redlink=1
http://es.wikipedia.org/wiki/Ajuste_de_curvas
42 
 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 572 SEG MARSH
y = 0,1811x + 24,156
R
2
 = 0,9606
0
50
100
150
200
250
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
Gráfica No. 7.- Mientras más se va alejando de la linealidad el 
comportamiento del lodo, mayor es la viscosidad Marsh, como se 
muestra en las siguientes gráficas. 
 
 
 
 
 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 305 SEG MARSH
y = 0,2095x + 29,02
R
2
 = 0,9215
0
50
100
150
200
250
300
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
 Gráfica No. 8.- Comportamiento del lodo a 305 seg Marsh 
 
 
 
43 
 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 180 SEG MARSH
y = 0,1586x + 23,167
R
2
 = 0,9663
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
 Gráfica No. 9.- Comportamiento del lodo a 180 seg Marsh 
 
 
 
 
 
 
 
 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 324 SEG MARSH
y = 0,2158x + 27,924
R
2
 = 0,953
0
50
100
150
200
250
300
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
 Gráfica No. 10.- Comportamiento del lodo a 324 seg Marsh 
 
44 
 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 310 SEG MARSH
y = 0,1494x + 17,25
R
2
 = 0,9683
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
 Gráfica No. 11.- Comportamiento del lodo a 310 seg Marsh 
 
 
 
 
 
 
 
 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 302 SEG MARSH
y = 0,148x + 15,254
R
2
 = 0,9701
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
 Gráfica No. 12.- Comportamiento del lodo a 302 seg Marsh 
 
 
45 
 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 280 SEG MARSH
y = 0,1285x + 14,445
R
2
 = 0,9638
0
20
40
60
80
100
120
140
160
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
 Gráfica No. 13.- Comportamiento del lodo a 280 seg Marsh 
 
 
 
 
 
 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 630 SEG MARSH
y = 0,2171x + 36,564
R
2
 = 0,9531
0
50
100
150
200
250
300
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
 Gráfica No. 14.- Comportamiento del lodo a 630 seg Marsh 
 
 
 
46 
 
COMPORTAMIENTO DEL LODO A 680 SEG MARSH
y = 0,2035x + 39,092
R
2
 = 0,957
0
50
100
150
200
250
300
-200 0 200 400 600 800 1000 1200
VELOCIDAD DE CORTE
E
S
F
U
E
R
Z
O
 D
E
 C
O
R
T
E
 
 Gráfica No. 15.- Comportamiento del lodo a 680 seg Marsh 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabla No. 4.- Log. Velocidad de Corte vs log Esfuerzo de Corte 
 LOG ESFUERZO DE CORTE 
47 
 
 
LOG VEL 
DE CORTE 
60 seg 
Marsh 
572 seg 
Marsh 
305 
seg 
Marsh